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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SECTOR NORORIENTAL DELDISTRITO CENTRO NORTE DE QUITO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO

DIRECTOR: ING. POVEDA MENTOR

Quito, Julio de 2001

DEDICATORIA

,4 mi abfjegado Padre Ramira^qiden con su ejemplo y

T esfuerzo me ha apoyado toda eL tiempo de estudio y a mi

/ 'MadreManuelapor suapoyo.

V

$DECLARACIÓN

Q>>i

Nosotros, Panchi Pomboza Francisco Javier y Quísaguano Quisaguano LeninRamiro declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestraautoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificaciónprofesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyenen este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, segúnlo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por lanormatividad institucional vigente.

/TVPanchi Pomboza Francisco

Javierluisaguano

Lenin Ramiro

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CERTIFICACIÓN

Certifico que ei presente trabajo fue desarrollado por Francisco Javier PanchiPomboza y Lenin Ramiro Quisaguano Quisaguano, bajo mi supervisión.

Ing Mentor Poveda

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTO

A todo el personal docente de la de la Escuela Politécnica

Nacional y en especial a. los profesores de la Escuela de

Ingeniería Eléctrica quienes nos han brindado sus

conocimientos.

De manera especial al Ing. Mentor Poveda por darnos la.

valiosa oportunidad de trabajar conjuntamente en la

elaboración del presente trabajo.

Allng. Luis Taco por dar todas las facilidades para culminar

esta etapa de importante de nuestra vida.

f

DEDICATORIA

A mis hermanos Marcelo, Margoth, Jeaneth porque con sucariño y atenciones han sabido llenar el vacío causado por laausencia de nuestros padres.

Para Ivonne ¡apersona que ha estado a mi lado apoyándomeen todo momento.

CONTENIDO

DECLARACIÓNCERTIFICACIÓNAGRADECIMIENTOSDEDICATORIASCONTENIDORESUMEN

CAPITULO 1.

1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

1.1 SUBESTACIÓN 16 11.1.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 A 21.1.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 B 31.1.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 C 31.1.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 D 41.1.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 E 51.1.6 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 F 61.1.7 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 G 71.1.8 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 H 8

1.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO 91.2.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 A 101.2.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 B 111.2.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 C 111.2.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 D 121.2.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 E 13

1.3 ÁREA DE SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES 14

CAPITULO 2.

2 MODELACIÓN DIGITAL

2.1 PROGRAMA COMPUTACIONAL SPARD 152.1.1 MODELACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN EN EL SPARD 16

2.1.1.1 Bases de datos 162.1.2 CONSTRUCCIÓN DEL PROYECTO 21

CAPITULO 3.

3 OPERACIÓN DEL SISTEMA

3.1 SUBESTACIÓN 16 373.1.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 A 383.1.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16B 393.1.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16C 40

3.1.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 D 413.1.5 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 E 423.1.6 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 F 433.1.7 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 G 443.1.8 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 H 45

3.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO 473.2.1 OPERACI9N DEL PRIMARIO 01 A 473.2.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 B 483.2.3 DESCRIPCIÓN DEL PRIMARIO 01 C 493.2.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 D 503.2.5 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 E 51

3.3 RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA 523.4 PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA 53

3.4.1 PRIMARIO 16 A 553.4.2 PRIMARIO 16 B 563.4.3 PRIMARIO 16 C 573.4.4 PRIMARIO 16 D 583.4.5 PRIMARIO 16 E 593A6 PRIMARIO 16 F 603.4.7 PRIMARIO 16 G 613.4.8 PRIMARIO 16 H 623.4.9 PRIMARIO OÍA 633.4.10 PRIMARIO 01B 643.4.11 PRIMARIO 01 C 653.4.12 PRIMARIO O Í D ' 663.4.13 PRIMARIO 01 E 67

3.5 RESUMEN DE PERDIDAS DE ENERGÍA 68

CAPITULO 4.

4 RECONTIGTJEACIÓN

4.1 INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SISTEMA PRIMARIO 714.1.1 LÍMITES DEL ÁREA EN ESTUDIO Y SU DIVISIÓN POR

MCROÁREAS 714.1.2 LAS MCROÁREAS Y SUS DENSIDADES DE CARGA 72

4.2 NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LAS SUBESTACIONES 744.2.1 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN 16 774.2.2 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN

OLÍMPICO 774.3 CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE. 78

4.3.1 UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 794.3.2 CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS 83

4.3.2.1 Recorrido del primario OL 23 A 844.3.2.2 Recorrido del primario OL 23 B 844.3.2.3 Recorrido del primario OL23 C 85

4.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO 864.4.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 A 864.4.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 B 87

4.4.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 C 884.5 PERDIDAS DE ENERGÍA EN EL NUEVO SISTEMA 89

4.5.1 PERDIDAS SUBESTACIÓN 16 894.5.1.1 Primario 16 B 894.5.1.2 Primario 16 D 904.5.1.3 Primario 16 E 914.5.1.4 Primario 16 G 92

4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE LA SUBESTACIÓN OLÍMPICO 934.5.2.1 Primario OL 23 A 934.5.2.2 Primario OL 23 B 944.5.2.3 Primario OL 23 C 954.5.2.4 Comparación de pérdidas 96

4.6 CAMBIO DEL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN OLÍMPICO. 97

CAPITULO 5.

5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO

5.1 EJECUCIÓN DEL PROYECTO 995.1.1 ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN 101

5.2 COSTOS DEL PROYECTO 1025.3 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA 1045.4 SUSPENSIÓN DE SERVICIO 1055.5 BENEFICIOS 106

5.5.1 AHORRO DE ENERGÍA 1065.1.1 AHORRO POR INVERSIÓN 107

5.6 COSTOS Y BENEFICIOS 107

CONCLUSIONESBIBLIOGRAFÍAANEXOS

RESUMEN

Este trabajo tiene como propósito mejorar la distribución de energía eléctrica en el

sector nororiental de Quito, elevando el voltaje de los alimentadores primarios de

6.3 kV a 23 kV.

Para esto se ha previsto e! cambio de voltaje en la subestación Olímpico y con

nuevos alimentadores a 23 kV que saldrán de esta a tomarse parte de la carga de

la subestación 16, conservando los transformadores de distribución de 6.3 kV, sin

ocasionar problemas con !a propiedad de los mismos mediante el empleo de

transformadores primarios. Reconfigurando así el área de servicio las

subestaciones por otras que permitan mejorar ia operación del sistema de

distribución del sector.

Con este tipo de soluciones planteadas se logra incorporar paulatinamente el

nivel de 23 kV hacia el área de 6.3 kV, con el objetivo de eliminar de a poco este

nivel de voltaje del sistema de distribución de la empresa, sin los costos excesivos

que involucraría cambiarlo de un solo paso.

Además de mejorar la operación del sistema de distribución y de las

subestaciones de distribución del sector, la empresa obtendrá un beneficio

económico importante, que se incrementará en el futuro cuando se pueda evaluar

la calidad del servicio.

CAPITULO 1.

1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

El primer paso para realizar el estudio es la recolección de información la misma que

ha sido posible con la ayuda del Departamento de "Proyecto de Inventarios y

Avalúos" PÍA y del Departamento de "Planificación" de la Empresa Eléctrica Quito. Al

realizar una validación de los datos mediante visitas de campo se pudo comprobar la

existencia de diferencias con los píanos proporcionados debido al dinamismo de un

sistema de distribución.

Esta información nos permite conocer la topología de las redes que entran en el

estudio así como su distribución geográfica la misma que se describe a continuación.

1.1 SUBESTACIÓN 16

Está ubicada en el sector Norte del Distrito Centro Norte de Quito en la parroquia

de El Batán, en la Av. Rió Coca y la calle De las Hiedras.

La subestación es de tipo compacta y forma parte de un anillo de subtransmisíón de

46 kV en el lado de alto voltaje, con las salidas de los primarios a un nivel de 6.3 kV.

Entró en funcionamiento el primero de julio de 1,986 con una expectativa de vida de

30 años. Ocupa una superficie total de 750 m2, la casa de control cubre 285,9 m2 y

el patio de maniobras una superficie de 72 m2, tiene una potencia instalada de 40

MVA.

Disposición general de las partes principales:

• Primarios en servicio; A, B, C, D, E, F, G, H.

• Disyuntor en reserva: fuera de cabina.

• Otros primarios: Banco de capacitores.

• Dos transformadores Meidensha 15/20 MVA ONAN/ONAF.

• Cuatro unidades de circuito con cuatro disyuntores de 46 kV en vacio.

• Siete seccionadores de línea.

• Ocho seccionadores de puesta a tierra.

• Doce pararrayos de 39 kV.

• Ocho cabinas de salidas de aümentadores de 6.3 kV y banco de

condensadores.

• Dos cabinas de alimentación de 6.3 kV.

• Sistema contra incendios.

Cada transformador alimenta a un juego barras a 6.3 kV de las cuales se derivan

cuatro alimentadores, dando un tota! de ocho aümentadores primarios que se

denotan 16 A, 16 B, ,16 H, según la nomenclatura de la empresa.

1.1.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 AEl primario 16 A es radial aéreo con posibilidad de respaldar a otros primarios y con

sectores subterráneos, sirve al sector Jipijapa donde predominan ios consumidores

industriales y comerciales, se pueden destacar algunos clientes especiales, como La

torre Granada, La clínica el Batán, El Supermaxi, La Jabonería Wilson, La Policía,

Textiles Nacionales, La Europea, Fabrica Deitex, Edificio Cevallos, La Urbanización

Contraloría, La urbanización Seis de Diciembre.

Está formado por un troncal principal del cual se derivan algunos ramales, esto se

indica en la figura 1.1. El troncal recorre la Av. Seis de Diciembre hasta la Av.

Gaspar de Villarroel con un conductor 477 kCM de aleación de aluminio. En la

intersección con la Av. De los Granados se desprende un pequeño ramal hacia el

este, mientras que en la intersección con la Av. Tomas de Berlanga existe una

derivación subterránea que alimenta a varias cámaras de las manzanas aledañas.

Fig 1,1Recorrido del primario16 A ,^\ S'¿ ÍJf/íL, /)' "~~-V-W<7

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Tiene tres puntos de transferencia de carga para realizar maniobras de operación o

en caso de posibles contingencias. El primer punto se encuentra en las calles Paris y

Rousseau con el primario 16 F, el segundo está ubicado en la Av. Seis de Diciembre

y la Av. De los Granados con el primario 01 A y el tercer punto de interconexión está

en la calle Isla Floreana y Av. De los Shyris con el primario 16 H.

La carga de este alimentador es de característica industrial y comercial, teniendo una

potencia total instalada en transformadores de 6,772.5 kVA.

1.1.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 BEl primario 16B es en su totalidad radial aéreo. Comienza su recorrido en la calle De

las Hiedras en una estructura RNA4. El área de servicio de este primario es muy

extensa ya que se divide en un gran número de ramales que dan servicio a los

sectores de: El Cementerio del Batán, Monteserrín, Los Laureles, Las Bromelias,

Barrio Miraflores Alto y Campo Alegre, este recorrido lo hace con varios tipos de

calibres de conductores como son 266 kCM, 4/0, 3/0, 1/0, 4, 2 de aleación de

aluminio. En la figura 1.2 se observa el recorrido que realiza este primario.

De ser necesario el primario cuenta con dos puntos de interconexión posible con

otros alimentadores, el primero se localiza en la Av. De los Granados y la calle Isla

Marchena con el Primario 01 A, el segundo punto se encuentra en la Av. Eloy Alfaro

y la calle José Queri con el primario 01 B.

El tipo de consumidores al que sirve este primario son en su mayoría residencial de

tipos A, B y C, alcanzando una potencia total instalada de 18,181 kVA.

1.1.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 CEste primario es de construcción predominantemente aérea con algunos sectores

subterráneos de alimentación a cámaras de transformación. Inicia su recorrido desde

la Av. Seis de Diciembre donde se divide en dos ramales, uno pequeño que se dirige

FlQ 1.2Recorrido delprimarlo 16 B

hacia el sur por la Av. Seis de Diciembre con un conductor de cobre calibre 1/0, en la

intersección con la Av. Tomás de Berlanga se desprende un ramal que llega hasta la

Av. De ios Shyris sin tomar carga ya que es utilizado para posibles transferencias.

El ramal principal se dirige hacia el norte por la Av. Seis de Diciembre siendo este el

que toma gran cantidad carga ya que sirve a todo el sector de la Zaldumbide. En su

recorrido se divide en diversos ramales secundarios con calibres de conductores

variados, el área de servicio tiene como límites: por ei este la Av. Seis de Diciembre,

por el noroeste la Av. Eí Inca y por el sur la Av. Rio Coca. Como se muestra en la

figura 1.3.

Los puntos de interconexión con otros alimentadores están ubicados: el primero en la

Av. Tomás de Berlanga y la Av. De los Shyris donde se interconecta con el primario

16 F, la segunda está en la Av. Seis de Diciembre y la calle Miguel Gavina donde se

interconecta con el primario 16 E, la tercera. interconexión está en la calle Isla

Seymour y Av. Rio Coca con el alimentador 16 F.

La carga del alimentador es variada ya que se tiene industrias y comercios

apostadas a lo largo de su recorrido, existiendo también un alto número de

consumidores residenciales de tipo A y B. La potencia total instalada en el

aiímentador es de 9,071.5 kVA.

1.1.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 DEl primario 16 D es completamente radia! aéreo. Sirve a los sectores: San Isidro del

Inca, Los Laureles y El Inca, donde predominan los consumidores residenciales tipo

B y C. A lo largo de su recorrido se encuentran clientes especiales que se pueden

destacar como: El Dispensario médico del Instituto Ecuatoriano de Seguridad

Social (IESS), La bodega de Vicuña, Fabrica Noperti, Panadería Arenas, Fabrica

Ardima, Edificio Pintalac.

Fig 1.3Recorrido delprimarlo 16 C

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Este primario esta formado por un troncal del cual se derivan tres ramales principales

como se puede ver en la figura 1.4.

El primer ramal principal recorre la calle De las Gardenias con conductor 3/0 AWG

de aleación de aluminio, el segundo ramal recorre la Av. Las Palmeras y la calle

De las Toronjas con un conductor 3/0 AWG de cobre, el tercer ramal recorre la Av.

El Inca con varios calibres: 281 kCM, 4/0 AWG, 2/0 AWG de aleación de aluminio

y el cuarto ramal recorre la calle De los Guabos con un calibre de 4/0 AWG.

Tiene dos puntos de interconexión con el primario 16 G, el primer punto de

transferencia de carga se encuentra en ia Av. El Inca y la calle De las Brevas, el

segundo está ubicado en la calles El Morían y Samuel Fritz.

Tiene una potencia instalada total de 8,442.5 kVA.

1.1.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 EEl primario 16 E es aéreo radial en su totalidad, sirve los sectores de: Las Acacias,

Dammer, La Luz. Predominando ios consumidores comerciales, residenciales tipo A

y B, pudiéndose destacar algunos clientes especiales: Banco del Pichincha, Jardines

del Inca, Almacenes Juan Marcet, Empresa Lanar, Tripetrol, Decabsa, Bodegas

Inmedesa, Fabrica Recalex, Chevrolet Cepsa, Fabrica Polifan, Ales, Recormotor,

Autolandia, Edificio Conecel.

Este primario esta formado por un troncal con varios ramales pequeños, esto se

indica en la figura 1.5.

El troncal tiene el siguiente recorrido: inicia en la Av. Seis de Diciembre a la altura de

la subestación sigue hacia el norte hasta la calle Pablo Solar, toma la calle De

Izazaga hasta llegar a la Av. El Inca, sigue por ésta llegando a la Av. Diez de Agosto

donde se dirige más hacia el norte hasta la calle Cap. Ramón Borja con conductores

DE LAS ¡--RUTILLAS

rig 1,4Recorrido delprimarlo 16 D

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de cobre 3/0, 2/0, 2 y 2/0, 2 AWG de aleación de aluminio, A lo largo de su recorrido

se desprenden pequeños ramales que sirven a sectores aledaños al paso de este.

En su recorrido sé encuentran varios puntos interconexión, la primera posible

transferencia de carga con el primario 16 C se encuentra en la Av. Seis de Diciembre

y Miguel Gaviria, eí segundo se interconecta con el primario 16 G y está ubicado en

la Av. El Inca y la calle Izazaga, El tercer punto de interconexión en la Av. El Inca y

Av. Diez de Agosto con el primario 16 F.

Este primario tiene una potencia total instalada de 6,902.5 kVA.

1.1.6 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 FEl primario 16 F es completamente de construcción aéreo radial, sirve al sector de la

Jipijapa. Predominando los consumidores comerciales y residenciales tipo A y B. En

su sector de servicio se encuentran algunos clientes especiales: Urbanización

Contraloría, Terminal Norte del Trolebús, Emap, Edificio Amazonas Norte,

Superintendencia de Telecomunicaciones, Edificio Axios, Edificio Filancard, etc.

El primario 16 F esta formado por un troncal del cual se desprenden tres ramales

principales, lo que se indica en la figura 1.6.

El troncal recorre toda la calle Rio Coca con un conductor 266 kCM de aleación de

Aluminio. El primer ramal toma la calle Isla Seymour y la calle Tomas de Berlanga

con conductores 3/0, 2 AWG de aleación de aluminio y 6 AWG de cobre, el

segundo ramal recorre la calle Isla Isabela y Pereira con un calibre 4/0 AWG de

aleación de aluminio, el tercer ramal recorre la Av Diez de Agosto, la Av. El Inca, la

calle Ricaurte con conductores 266 kCM y 6 AWG de aleación de aluminio.

Tiene seis puntos de transferencia de carga: el primero con el alimentador 16 C se

encuentra en las Calles Rio Coca e Isla Seymour, el segundo se interconecta con el

Flg 1,6 iRecorrido del primarloIfiF

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primario 16 H y está ubicado en las calles Isla Seymour y Tomas de Berlanga, el

tercer punto de interconexión está en las calles Isla Isabela y Av. Gaspar de Villaroel

con el primario 16 H, el cuarto punto se ubica entre las calles Pereira y Av. Gaspar

de Villaroel con el primario 16 H, el quinto punto de interconexión con el primario 13

A está ubicado en el cruce de las calles Londres, Av. Juan de Ascaray, Av. Diez de

Agosto y Av. De La Prensa y el sexto punto de interconexión con ei primario 15 B

localizado entre ía Av. El Inca y la Av. De la Prensa.

El alimehtador tiene una potencia instalada de 6,115,5 kVA.

1.1.7 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 GEste primario es aéreo radial, esta compuesto por un troncal que comienza su

recorrido en la Av. De las Palmeras y avanza por esta con un conductor de aluminio

calibre 336 kCM, luego toma por la calle de las Brevas hasta llegar a la Av. El Inca,

continua por esta hacia el oeste. El troncal avanza hacia el norte por la calle El

Morían con un conductor de aluminio calibre 4/0 hasta la calle Cap. Rafael Ramos,

continua más hacia el norte con un conductor de cobre calibre 6 hasta terminar su

recorrido en la calle Luis Caíisto de la Ciudadela Dammer II, como se muestra en la

figura 1.7.

El alimentador tiene varios puntos de interconexión con otros primarios para realizar

maniobras en caso de contingencias o para mantenimiento. La primera está ubicada

en la Av. El Inca y la calle De las Brevas donde se puede interconectar con el

primario 16 D, la otra se encuentra en la misma Av. El Inca hacia el oeste pasando

la Av. Seis de Diciembre a la altura de la calle Izazaga y se interconecta con el

primario 16 E, la última interconexión está hacia el norte entre las calles El Morían y

Samuel Fritz, en este punto se interconecta con el primario 16 D.

Flg 1,7Recorriólo del primarlo16G I

La carga a lo largo del primario es residencial tipo B pero se tiene también cargas de

tipo industrial pesada como Indega, Lanafit, Indulana, que tienen mucho peso dentro

de! alimentador. La potencia total instalada es de 8,415 kVA.

1.1.8 DESCRIPCIÓN PREMAMO 16 HEl primario 16H es de construcción aérea con un componente subterráneo ya que da

servicio a un amplio sector comercial. Comienza su recorrido en la Av. Río Coca y

Av. Seis de Diciembre, dirigiéndose hacia el oeste por la Av. Río Coca con un

conductor de aluminio calibre 266 kCM por estructuras dobles que comparte con el

primario 16 F. Llega a la Av. De Shyris y su troncal principal se dirige hacia el sur

hasta la Av. Gaspar de Villaroel donde se divide en varios ramales.

Un ramal sigue hacia el sur hasta la calle el Comercio con un conductor de aluminio

calibre 2/0, el otro ramal se va por la Av. De los Shyris por la vereda del frente hasta

la calle la Tierra con el mismo calibre 2/0, un tercer ramal va hacia el este por la Av.

Gaspar de Villaroel y termina en la Av, Seis de Diciembre con un conductor de

aluminio calibre 266 kCM, el cuarto ramal toma hacia el oeste por la Av. Gaspar de

Villaroel hasta la calle Londres donde existe una derivación subterránea que alimenta

a varias cámaras de transformación, como se muestra en la figura 1.8.

Este Primario tiene varios puntos de interconexión con otros. La primera está en la

Av. Tomás de Berlanga e Isla Seymour con el 16 F, la segunda está en la Av. Tomas

de Berlanga y Av. De los Shyris con el 16 C, La tercera está en la calle Isla Floreana

y la Av. De Los Shyris con el 16 A, la cuarta está en la Av. De Los Shyris y la calle El

Comercio y se une 01 B, la quinta en la calle Japón y Vicente Cárdenas con el 28 B,

la sexta en la calle Jorgue Drom y la calle Arízaga con el 28 A , la séptima en la calle

Jorgue Drom y Av. Gaspar de Villaroel con e!16 F,

La mayoría de carga conectada al primario es de tipo comercial, ya que en el sector

de servicio de este alimentador se desarrolla una gran actividad comercial. La

Flg 1.8Recorrido del pHnarlo16H

potencia total instalada es de 6,607.5 kVA, de los cuales un alto porcentaje

corresponde a cámaras de transformación.

1.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO

Está ubicada en el sector Nororiental del Distrito Centro Norte de Quito en el

Barrio Batan Alto en las calles Denísio Enriquez camino a la planta de tratamiento

de agua potable Bellavista (Parque Metropolitano).

Entró en operación el primero de julio de 1,982, con una expectativa de vida de 23

años. La subestación ocupa un área de 1,539 m2, dentro se halla una casa de

control que cubre un área de 100 m2 y un patio de maniobras de 492.3 m2. Esta

subestación esta integrada por la Subestación Olímpico de distribución y la

Subestación Norte de seccionamiento. La Subestación Norte permite realizar

maniobras de subtransmisión a 46 kV por lo que constituye un punto de afluencia

para líneas que forman varios anillos. Adicionalmente llegan líneas de

subtransmisión de las centrales Nayón y Cumbaya.

La Subestación Olímpico es del tipo exterior con estructuras metálicas de doble

barra, y esta formada por los siguientes partes;

• Cinco primarios en servicio A, B, C. D, E.

• El primario F esta instalado un banco de capacitores de 6 MVARs.

• Transformador de fuerza trifásico marca Yorkshire de 15/20 MVA (OA/ FA)

con cambiador automático de taps.

• Disyuntor marca BBC de 76.5 kV-1,250 A

• Tres pararrayos de 39 kV.

• Tres seccionadores tripolares de 46 kV - 1,200 A.

• Un banco de condensadores marca GE de 6 Mvar.

10

• Cinco cabinas de alimentación y banco de capacitores.

• Siete cabinas, varios servicios.

El secundario del transformador alimenta a dos juegos de barras de los que se

derivan 5 primarios denominados 01 A, 01 B,......,01 E, según la nomenclatura de la

empresa.

1.2.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 AEl recorrido de este primario comienza en la subestación Olímpico en una estructura

RNA4-D que comparte con el alimentador 01 B, su troncal baja hacia la calle

Guanguiltagua con un conductor de aluminio calibre 336 kCM, avanza hasta la calle

Urrutia, luego sigue por esta hacia la Av. Gaspar de Villaroel, toma hacia el este

hasta la intersección con la calle Abascat, donde nace un pequeño ramal que toma la

carga de las calles Abascal y Cochapata. El troncal baja por la Av. Gaspar de

Villaroel sigue por la Av. Seis de Diciembre y luego sube por la Av. De los Granados

donde se divide en unos pequeños ramales, uno que toma la carga de la calle de las

Hiedras y otro que toma la carga de la calle de los Colimes, como se muestra en la

figura 1.9.

Tiene dos puntos de interconexión posibles con otros primarios, el primero localizado

en la Av. Gaspar de Víllarroel y la calle Gonzalo Munga en una cámara de

transformación con el primario 01 B, el segundo está ubicado en la Av. de los

Granados y la calle de los Colimes con el alimentador 16 B.

El alimentador tiene una potencia total instalada de 8,870 kVA de los cuales la

mayoría de carga corresponde a usuarios tipo comercial e industrial entre las que se

destacan Textiles San Vicente, Deltex, Vicuña.

Fíg 1,9Recorrido del primario S/E No 16

OÍA

CEMENTERID

EL BATAN

AL PARQ, METRDPDLITAMn

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11

1.2.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 BEste primario es de construcción mixta ya que tiene un recorrido aéreo con varias

alimentaciones subterráneas. Comienza su recorrido en la subestación Olímpico en

una estructura RNA1-D y baja por el parque Metropolitano con un conductor de

aluminio calibre 266 kCM por estructuras de doble circuito junto con el alimentador

01 A, el troncal sigue por la calle Guanguiltagua hacia el norte, toma la calle Urrutia y

luego baja por la Av. Gaspar de Villarroel hasta la intersección con la calle Gonzalo

Munga donde se divide en varios ramales, uno que sirve a todo el sector del Batán,

teniendo como límites: la calle Guanguiltagua por el este, la Av. Gaspar de Villaroel y

la calle Urrutia por el norte, la Av. Seis de Diciembre por el oeste y el estadio

Olímpico Atahualpa por el sur. El otro ramal baja por la Av. Seis de Diciembre y en ía

intersección con la calle Pórtete existe una derivación subterránea que alimenta a

varias cámaras de transformación de un gran sector ubicado al oeste de ia Av. Seis

de Diciembre, pasando incluso la Av. De los Shyris.

El primario tiene varios puntos de interconexión posibles con otros alimentadores, el

primero se ubica en la Av. Eloy Alfaro y la calle José Mueri donde se conecta con el

alimentador 16 B, la segunda en la Av. Gaspar de Villarroel y la calle Gonzalo Munga

en una cámara de transformación con el primario 01 A, la tercera en la Av. Seis de

Diciembre y la Av. Naciones Unidas con el alimentador 01 E,

La carga de este primario es residencial tipo A y B con un componente de tipo

comercial por el sector donde se encuentra ubicado. La potencia total instalada es de

7,312.5 kVA.

1.2.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 CEl primario 01 C es aéreo radial con posibilidad de respaldar a otros primarios y con

sectores subterráneos que alimentan a cámaras de transformación, sirve al sector de

la Carolina donde se encuentran gran cantidad de clientes comerciales y

residenciales tipo A.

Flg LIORecorrido del primarlo01B

LA CAROLA u

12

Este primario esta formado por un tronca! que recorre las calles Carlos Arosemena

y Portugal con un conductor 266 kCM de aleación de aluminio, en la intersección

con la Av. Seis de Diciembre se divide en varios ramales que sirven a un gran sector

que esta limitado al norte por la Av. Naciones Unidas, al sur por la calle Portugal, al

este por la Av. Seis de Diciembre y al oeste por la Av. De los Shyris, como se puede

apreciar en la figura 1.11.

Para facilitar maniobras de operación el alimentador cuenta con tres puntos para

posibles transferencias de carga, el primero se encuentra en la Av. Seis de

Diciembre y la calle Cañero con el primario 24 A, el segundo punto de transferencia

de carga está ubicado en la Av. De los Shyris y Portugal con el primario 24 A, el

tercer punto de interconexión está en la Av De los Shyris y Av. De las Naciones

unidas con el primario 28 C.

Este alimentador tiene una potencia total instalada de 7,677 kVA.

1.2.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 DEl primario 01 D es de construcción mixta ya que tiene un recorrido aéreo con varias

alimentaciones subterráneas, sirve a los sectores: Batan Alto, La Paz, Bellavista.

Predominando los consumidores comerciales, con residenciales tipo A y B.

Este primario esta formado por un troncal que recorre las calles: Garios Julio

Arosemena, Av. Eloy Alfaro y la Av. Seis de Diciembre con conductores 366, 266

kCM de aleación de aluminio. En este punto el alimentador se divide en dos ramales,

el primero que recorre las calles Bosmediano, Gral. Pinto, I. Bossano, José

Bosmediano con conductores 4/0, 3/0, 1/0 AWG de aleación de aluminio, el

segundo rama! sigue por la Av. Seis de Diciembre, pasa la Av. Interoceánica,

llegando a la calle Boussingault con un calibre 266 kCM de aleación de aluminio.

Esto se observa en la figura 1.13.

-%F!g 1,11' /Recorrido del primarlo

•

VOZ DE LOS WíflEs

Fig 1-12Recorrido del primarlo01 D r^ ' , f 8 i

i*.: ****** <?*

INAQÜÍTQÍ--.u,_ „ ¡ #..y ^-p-4 ^ ! *, V.1 ^ ?;

~ /.' ±-i'' '•' 'i 1r~ *--• ^ ,//V'^^~>---:L_ í dA;- "\W JtC

: f' i' .s: 0lí ji'í-^ ~- :'• i ¡í & '•'^ .!. ': r •? *, i f£ • í v f r y- ,•'*>': i f ^,íi'1 ^ ;; tf /•' // ,'!'',; ív' • ' f " :"í; ^;'j-..... \}C^^ í*±-/> ¡i í ¿r -í í N - ' - "' •,. .^' ;...^ V-f :' §^'/^jí í y , - í -.^. s' -i-' ; T : '"-V .r/' í ^ ^ V, / í,v í ^vV'

" ^' / / * ,';i:'r'^ í S¡ ¡i x>j ^, -\;/ ¿KÍ ^\ -""--,- ^'''" -'''•' ,-~ '^\-k,^-''".-,--,_/'''' 'j"1 i| ,r"'" .' i»- ' í - j ""~, ' - - '^-e.™.—^

Js'jV 'í .,'íí''J íí '//'rf^ - ^ - ' ' ' ' '"'t í-' 1'/' /-V' •;' ° -í-11 "'/ r" /""'"*• -~ .-_'LI í,'i''r "•-•--' t ~^ ¡¿ í , 'i • j i - - - ' ¿i"', x-J-' ^- -" ,t, í",-1 '* "~-—*,--_ ""'"i

•"«•i-^t^.^ ,¡1 - /, *,., '-'<«t r-' „ -1 J-' r j1 ', " '- :='' E

íN

k' // pf,: FLORES

lF JOSÉ

'^t—iHAHMHD CALVACHE

J1 ,. ' r ' *.

H ' " i, y

13

Tiene cinco puntos de interconexión que con otros primarios que permiten realizar

maniobras de operación en la red, el primer punto de transferencia de carga se

encuentra en ia calle Guanguiltagua y la calle Diego Noboa con el primario 01 C, el

segundo punto de transferencia de carga esta ubicado en la Av. Eloy Alfaro y Av.

Seis de Diciembre con el primarioOl C, el tercer punto de interconexión esta en calle

La Cumbre y Flores con el primario 01 C, el cuarto punto de interconexión esta

ubicado entre ia Av. Seis de Diciembre y Ronce con el primario 24 E y el quinto punto

está entre las calles Barreto y Bejarano con el primario 24 E.

El alimeníador tiene una potencia instalada de 1,2613 kVA

1.2.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 EEl primario 01 E es aéreo radial con un alto porcentaje de alimentación subterránea

a varias cámaras de transformación, sirve a los sectores del Batán y Batán Alto

donde predominan los consumidores comerciales con presencia de consumidores

residenciales tipo A, B. Uno de los clientes a destacar es la Empresa Municipal de

Agua potable (Emap) ubicada en el Parque Metropolitano.

Dos ramales principales forman el alimentador, esto se indica en la figura 1.13. El

primer ramal recorre las calles: Carlos Julio Arosemena, Av. Eloy Alfaro y la

Portugal con conductores 366, 266 kCM de aleación de aluminio, luego toma la carga

ubicada en la Av. Seis de Diciembre con un conductor 1/0 de cobre. El segundo

ramal se dirige hacia ei parque metropolitano donde se encuentra la carga de la

Emap y demás cargas dispersas en e! sector.

Se puede transferir carga con otros aümentadores mediante sencillas maniobras en

varios puntos. El primero se encuentra en la calle Guanguiltagua y la calle Diego

Noboa con el primario 01 D, el segundo punto de transferencia de carga esta

ubicado en ia Av. Eloy Alfaro y Av. Seis de Diciembre con el primario 01 D, el tercer

Flg 1,13Recorrido del primarlo01 E

/ 7''fe'1"!;i f

r ' rr

:; S f f II l| í''

i ¡'í ' ,' * .'' ¡ J**"*s ti ^Jt1?:-

t, /

y

>*Ví**^

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r . rV"0**.,^- '1 t r, - '**-««>. , ;

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I ' í

5^ / f !lO r?' « '[ ' / ,

1 * • ' -t r ' / • *í" '- ' / l , /(

, '' ^W ''.i , /"EL BATAN'

CL^TM " -

J i - " ~ I ' P-J j" ^f~~±_ "t- I I JT

/

^?§"

/?

\A'Jl

14

punto de interconexión esta en Av. Seis de Diciembre y Naciones Unidas con el

primario 28 C.

El alimentador tiene una potencia total instalada de 5,887.5 kVA.

1.3 ÁREA DE SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES

Luego de revisar el recorrido de los primarios se tiene conocimiento del área de

servicio que alcanza cada subestación. En la figura 1.14 se puede observar el área

que es servida por cada alimentador.

Los alimentadores A, C, F y H de la subestación 16 tienen una carga concentrada en

una ubicación cercana a la subestación, este sector tiene una alta densidad de carga

ya que allí se realizan importantes actividades industriaies y comerciales de la

ciudad, mientras que los aiimentadores B, D, E y G efectúan un gran recorrido pues

su carga se encuentra lejana y dispersa.

Mientras que en la subestación Olímpico los primarios A, B y C tienen una carga

concentrada de alta densidad en una ubicación lejana de la subestación por lo que

se ven obligados a realizar un gran recorrido para abastecer a sus clientes. Por

último !os primarios D y E alimentan a una carga dispersa de densidad media y

alejada de la subestación.

KENEDY

BAKER

FlQ 1.14Área actual de serviciopor allnerrtadar primario A

N

LA CAROLINA

LA PAZ

rea de servicio de la S/E ollnplca, primarla 01 A

rea de servido de la S/E olhpfco,, prlnarlo 01 B

d* servicio de la S/E olímpico^ primarlo 01 C

] Área cié servido oíe la S/E olímpico, prlnaHa 01 E

15

CAPITULO 2,

2 MODELACIÓN DIGITAL

La modelación digital se realiza con el propósito de tener un conocimiento analítico

del sistema. Para esto a más de la topología de las redes y de su distribución

geográfica se requieren los parámetros eléctricos de la red, las demandas de

potencia y energía medidas en varios puntos de la red.

Con la ayuda de un programa computacional- y los datos antes mencionados se

puede modelar el sistema primario para obtener listados de los perfiles de voltaje,

flujos de carga que deben soportar y pérdidas.

En el presente estudio se ha utilizado el programa compuíacional SPARD para

realizar la modelación de los primarios.

2.1 PROGRAMA COMFUTACIONAL SPARD

El programa SPARD contiene a un SIG (Sistema de Información Geográfico), ya que

asocia la información espacial (geográfica) consignada en mapas, con diferentes

bases de datos.

El SPARD íntegra el mapeo es decir la creación y mantenimiento de planos-

urbanísticos y de la red eléctrica como: aplicaciones de manejo, operación, análisis,

optimización y simulación de redes.

SPARD permite una integración total del sistema geográfico y gráfico con la base de

datos y con los programas de aplicación mencionados. Una comunicación con

interface gráfico de usuario a través del cual se manejan todas las funciones del

sistema.

16

2.1.1 MODELACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN EN EL SPARD

2.1.1.1 Bases de datosAntes de la construcción de la red es recomendable que se incorporen en la base de

datos del programa los diferentes elementos que componen la red a modelar como

son las estructuras, conductores, transformadores, tipos de clientes, etc, que se

hayan encontrado en la primera etapa del estudio.

Una vez iniciado e! programa aparece la figura 2.1 que es la pantalla principal del

SPARD.

Fig. 2.1. Pantalla Principal SPARD.

Untitled - spaid

| Ele View Beport ¿naiysís M*P Layes lools Help

ÍÍ81 nido S? U ntitled - jpard

I x-0 00,^000 (CAPJ }SWLÍ06/n/01 f

Dibujo-Paínt

17

Para incluir un nuevo conductor en la base de datos se debe escoger el tab Library

del menú que se encuentra al lado izquierdo de la pantalla principal, pulsar eí icono

Conductor y aparece la ventana de la figura 2.2.

Fig. 2.2. Ventana para creación de un nuevo conductor.

1 Conductor Option fUES!!

iií

i

!

i

c— _

onductorCode JAAVC(

Conductora A vailableM2/0 ¿J RetutnA4°RP —AA281 , ' ~ÑeWAA3/Ü New

M336 .- r, -AA4/0 , Mo*M477 ' . _ASC-AWG1 InspectASC-AWG1/0ASC-AWG2 , DeleleAcr ¿\u/n nvnASC-AWG3/0 ~J ' < ~ w 7 -ASC-AWG4 ^ Vlew

ASC-AWG6 , ,--,-.-CAIRO jf] .He'P.. .. :

_ y'1.- .- . . - --. •. . ..-'-- '-' -..- :. .-

En el área Conductor Code se dígita el nombre con el cuál se conocerá al conductor

dentro de la base de datos, luego al pulsar New aparece la ventana de la figura 2.3

donde corresponde especificar las características eléctricas de este conductor.

18

Fig. 2.3. Ventana para ingreso de datos del nuevo conductor.

Conductor AUtibutes

A1/0

[AJ

Code

Capacíty

Description ] Conductor de aluminio

'\)Cost

f*; Use characleristícs

f Use Impedances

r Lnaracienstics

Resrstance

Díameter

G.M.R.

~\Impedances

R1

X1

RO

xo

— -

0.539

0.936

0.34

1 "~ — _

0

0

00 f

- —

(ohm/km)

(cm)

[cm]

- -~ -~ — — —

[ohm/kmj

(ohrriAm)

[ohm/km]

(ohm/km)

OK Cancel JHelp

Para el ingreso de una nueva estructura, deí mismo tab Librar/ escoger la opción

Spacing, aparece la ventana de ía figura 2.4, en el área Spacing Code se debe digitar

el nombre con el que se conocerá esta nueva estructura, pulsar New y en la ventana

de la figura 2.5 se deben especificar el número de fases, la distancia entre fases.

19

Fig. 2.4. Ventana para creación de una nueva estructura.

Spacing Oplions I

i

¡

í

fi

-

S

i

pacíng Code

Spacing AvaRNA2RNA3RNA4RNB1RNB2RNB3RNB4RRCRRURRVRSRSBTRURVRVA1

- - - ~ -RNA1

tlable

[-*-] l Return

New

Modify

1 > Inspecl

', Deiete

í View

¿| ^Heip"""'—

c

_ _ r - — — - — -- —

Fig. 2.5. Ventana para ingreso de datos de la nueva estructura.

Spacing

Code

í Descripíion ESTRUCTURA 6.3 KV DE PASADA

Phases A: J?

pPhase coordínates --

^ C: Su

PhaseA

Phase B

Phase C

Phase N

Phase SL

Coord X CoordY

-0.55

0.4

0.55

Cancel Pícíure...

N

Help

20

Si se desea ingresar un nuevo transformador en el Tab Library escoger la opción

Transformar Type, aparece la ventana de la figura 2.6 en el área Type Code se debe

poner el código con el que se conocerá al transformador en la base de datos, pulsar

New y en la ventana de la figura 2.7 se deben ingresar las características eléctricas

del transformador como son la capacidad, impedancia, pérdidas tipo de conexión.

Fíg. 2.6. Ventana para creación de un nuevo transformador.

1 Transforme! type IHE8

i

!

1

i

>

1

1

í

1

_ _ _- -, _

ypeCode JMNT4-30

Ti"pes Avaílabíe

MNT3-1D ^J ; ReturnMMT1 "Tñ —MNT3-25 ' --tnr, "MNT3-37.5 . i NeW

MNT3-50 . "u^-r"""MNT4-100 i, Modift»MNT4-112.5 _. „ _-__MNT4-125 , 1 *> InspectMNT4-150 — 1.MNT4-25 r~ Détele ~h^f-JTd^n ( .MNT4-45 '< \f~"\j¿¿M NT 4-50 '- VieW

MNT4-60 ;r~ -_MNT4-75 jfj, ( He|P

1

i

'

— ,. _

21

Fig. 2.7. Ventana para ingreso de datos del nuevo transformador.

ITransformer type 1

•

—

Code JW

r r r* "

NT4-30

Nominal Capacily J30 (kVAJ

Impedance 3 {/£]¡

Copper Losses |2 4 [%]

Iron Losses H

Primarjp Voltage j6

2 M— , — = ,3 (kV)

SecondaryVoltage J0.22 (RVJ

NumberQÍPhases í? 3Ph C 2Ph C lPn

User Reíd I

~OK t

Single-Phase ConriectionHVt ' ' ' bil1* xxi ' ' '

1°: feü feai'1Ph2WrreLs| HPh2WíreLL| 1Ph3Wire |

T.hree-Phase Connectíon

lAV AA |VV• _ t _ — _ > — — — .Delta-Wi'e J Delta-DeltaJ Wye-Wye |

/ \ \ \3- iHL / \ L"— ' . "_ JL ' L: _L_ „

lüMa elS vVyeGí-WijeGl W^eG-Delta)

&A ívl/\l JpWye-ÜpDíi— —

_ - — — ~ — - - - — - — — — — — —

anee! ( Help-"

2.1.2 CONSTRUCCIÓN DEL PROYECTO

Para el caso de un nuevo proyecto se debe crear una área de trabajo donde va a ser

ingresada la red en estudio.

En File del menú principal se debe escoger la opción New Work Space y aparece la

ventana de la figura 2.8 donde se debe digitar: el nombre del área de trabajo, la

identificación del usuario, una clave y confirmación de la misma además las

coordenadas máximas y mínimas del área de trabajo.

22

Fíg. 2.8 Ventana de creación de una nueva área de trabajo.

New Workspace

Thís optíon creates a new Workspace, butít

doesn't open the workspace, yon must open ft with

'Open Workspace' ín the 'Fíle1 menú.

Workspace Ñame

Use! ID

Access Ke.y

Coníirm Ke i

-Workspace Coordínales-

JAVIER, LENIN

X3OÍXXXXXXXX

Xmín 779785 Xmax 1784585

Ymin (9975937 Ymax 19983997

< Atrás Siguiente > Cancelaf Ayuda

El programa requiere crear uno o varios mapas para facilitar el manejo de la

información gráfica, para lo cual se debe pulsar Siguiente. Se despliega la ventana

de la figura 2.9, en el área Current Map se dígita un nombre para el mapa que se va

ha crear, luego pulsar New.

En la figura 2.10 se debe dar una descripción del mapa creado así como sus

coordenadas, estas pueden ser las mismas del área de trabajo en cuyo caso habrá

un solo mapa.

23

Fíg, 2.9. Ventana de creación de mapas dentro del área de trabajo.

New Workspace

Workspace can be divíded *mto partíal maps.You jpust define ono or more partíal maps*

Current map TESIS

Maps Avaljabíe

IESIS

Modifjí

;;; Inspect

Delete

< Atrás Finalizar Cancelar Ayuda

Fig. 2.10. Ventana para ingresar datos del mapa.

Map Defmilionj!

1

]

1

1

~

' Code

! Descríptíon

XMin

YMin

XMax

Y Max

-MapLocation

' - Server Ñame

_ , ~ - - — ~~— _ . _ - . _ -

.S~.^-JJMapa igual al área de trabajo 1

J779785 i

19975997

J784585 !

9983997 í

JLGCAL

- - - - ' — - - - ~ _ , - _ _ _ _ -

OK

~~ ~~ . ^ -~ " ~ ~~ — -, . - _^. ,- . _ -._ ^ -

\\l í f Help

!

1

1

24

Una vez que esta creada el área de trabajo se ingresa a esta para modelar la red

eléctrica.

En File del menú principal escoger la opción upen Work Space, aparece la ventana

de la figura 2.11 en la que se debe digitar la clave de acceso si esta es correcta el

programa carga en la pantalla el área donde se pueden ingresar todos los

componentes de la red eléctrica en estudio.

Fig. 2.11. Ventana de acceso al área de trabajo.

Workspace Access

Select WorkSpace

PRUEBASANCRISTESIS¡TES S EEQSA

, Eníer Access Key

ENERGYCOMPUTERGRAPHICS

í< Canee!

Primero se debe crear la subestación, entonces en la opción Genera! del menú que

se encuentra al lado izquierdo de la pantalla principal, escoger el icono Subestación y

pulsar la opción Add, luego se debe dar un clic dentro del área de trabajo donde se

desea colocar la subestación y aparece la ventana de la figura 2.12 donde se debe

especificar el nombre, la dirección y las características eléctricas de la misma, se

pulsa Ok y aparece dibujado el símbolo de la subestación en el sitio escogido.

25

Fig. 2.12. Ventana para ingreso de datos de la subestación.

Substatíon

r ,. _._ , - . _ - - — — - .---,

Code SUB1G I

Ñame SUBESTACIÓN N*1 6

Address RIO COCA. Y 6 DE DICIEMBRE

— — ~ - — - ~ "

' Mainvoltage b-d i (kVJ

Peak Load 50 ' (MW)

Peak Load 30 • (MVArJ

1 Instalted Capacíty 40 (MVA)

XSize 30 l:(m)

Y Size |20 f (m)\

- ~ ~ -OK 'í Cancel ¡J Picture...

<* -

.

r =

r ^

^ =

- - -•

"--

__.'Symbol

^— : ^

3

oV^

^P ;,„—

"TTelp !

Luego se deben crear las barras de donde saldrán los primarios a modelar, se debe

escoger el icono Source Buss y en este la opción Add, dando un clic dentro de la

subestación aparece la figura 2.13 donde corresponde ingresar los datos como:

código y descripción de la barra y las características eléctricas, pulsar Ok y aparece

el símbolo del barraje dentro de la subestación.

26

Fig. 2.13. Ventana para ingreso de datos de la barra.

ISource Busi

i

i

i

i

íii1

1

]

Code

Description

Nominal V oltage

Nominal Cunent

Cap.Short-Círcuitc

Cap.Shoit-Circuitl

Ássembly

tj nibü] - —

1r = 1

|¡

^- - - ~, -BARRA 2, ,JBARRA DE TIPO ABIERTO

J6.3

J120C|

Ph J50

Ph 50

„ _

_ _ . _

J'íkV]

^ J £A)

, (MVA)

' [MVA)

_±J. —

••1

<r =

~ ~ - - ~i

mi

_ — _ _ _ _ _ — _-OK

-

Cancel_-

Help-

Como paso siguiente se debe crear las salidas de los alimentadores para lo que se

debe escoger del icono Feeder la opción Add, se da un clic dentro de la barra y

aparece la ventana de la figura 2.14, donde se deben digitar los datos como código y

descripción del alimentador, la corriente nominal, el color con el que se identifica todo

el alimentador y ios factores de potencia, carga, pérdidas, demanda, coincidencia. Se

pulsa Ok y dentro de la barra aparecerá un alimentador del color escogido.

27

Fig. 2.14. Ventana para ingreso de datos del alimentador.

eedei

Code

Descriptíon

~ — — — - —JAL1M16F ;í.

ALIMENTADOR1SF

Nominal Current 500 ' [A]

Asserribly

Color

Power Factor

Load Factorr Loss Factor

C Calculat

LossFac(The VParame!

í*" InpuíVc

Loss Fa

-

±1'

i iC3•0.36 (p.u,)

]°-^ IP-u-J

e By Equation

tor = x * LoadFactor + (1 -x)''LoadFacfor'">2^alue is input in the option File -> SPARDers]«

lúe:

cíor 0.1 (p.u.)_ „ _ _^ ^ - _ —

Demand Factor 0.6 (p.u.]

Coíncidence 1

T " OK

:actor 0.6 [p_u]

Cancel , Help

Para la construcción de la red de media tensión se utilizan los iconos localizados al

lado izquierdo de la pantalla. En el Tab Médium Voltage en el icono Physical node

escoger la opción Add luego dar un ciic en un lugar dentro del área de trabajo y

aparece la ventana de la figura 2.15 donde corresponde especificar las

características del nodo físico como: código, altura, clase, estado, material,

resistencia mecánica, símbolo, etc.

28

Fig. 2.15. Ventana para ingreso del nodo físico.

IPhysical Node

i

¡

(Médium Volt age) fHI-

• Code

Height

Ciass

State

Material

Mech. Resistance

Assembly

User Field

"~ - —

OK! — "-,-.

•*- - ~ _." . ~. ~. , • — — ~" ~ — — ~ —

AV. SEIS_

11 í(m]

Pole

Good

.4;].±1'

Concrete -"^j'

1000 '^t.m]

_¿í

'" ~~*~ " ~"ancel

r Licuiiiuai I UUGÍ, - - - - •

_±J New

Modify

jr] i DeleteL , — 1

0: !•: 10. |c:í r- r r

' I !•: |7 IBc e c e

_ _ — — _ , _ _ _ _ „ _ —

r'~HdT""

Dentro de esta ventana en el cuadro Nodos Eléctricos se puede adicionar o modificar

un nodo eléctrico localizado en ese nodo físico.

Los nodos eléctricos no son más que las estructuras donde van montados los

conductores y estos deben ir sobre un nodo físico. Para ingresar un nodo eléctrico en

el icono Eléctrica! Node pulsar la opción Add dar un clic en el nodo físico al que

pertenece, aparece la ventana figura 2.16 donde se deben llenar los campos code,

altura, espaciamiento, etc.

29

Fig. 2.16. Ventana para ingreso del nodo eléctrico.

Eléctrica! Mode (Médium Vollage)

Code JAV.SEISDIC.

Height JlO

Spachg JRNAil

, Assembly 1

UserFíefd NODO DE SALIDA

r Load in node --* ~ '- —~— •

DEoSSüiiiii i-oadTi>pe; & P0Convt ^íCon^t: C2Coost

Phase A Phase B Phase C

Active Load

Reactive Load

•

A

'Delía 7

Y'

;W^e | i

¥ .. ' 2g JO i¡ (ohm)s í- - ~ - ¿ -— i1

WJU6*£jrfi{Í¡

QK Cancel Help

Luego se deben ingresar las secciones de' conductores que no son más que las

líneas de medio voltaje que unen los diferentes nodos eléctricos que permiten ir

construyendo la red, para esto de! icono Une Section escoger la opción Addt luego

dar un clic en los nodos eléctricos de inicio y final de la sección y aparece la ventana

de la figura 2.17 donde corresponde ingresar los datos de la sección como son:

código, longitud, conductor de fases y neutro, equipo inicial y final existente en ia

sección.

30

Fig. 2.17. Ventana para ingreso de las secciones.

ItJne section I

i

»

i

i

i

Code

Length

Conductor

Neutral

Phases ^

Assembly

User Reíd

ok

JS1GB1A-2~- - — —

J6

¡AA2S6

jnone

\: FB: F"C:

IL__

Cancel

1- L 1 V 1

_ _ :W

_¿I0

-l-qUIpUIBIIL' NHUcll - -

Type jNone ]£] i Edít....

Code J ' Deíete

i

Ü0

j?N: r

±1

uquipuitíni.- i_nu - - -

Type JNone i^~| Edít.,.' . - —¡Code Delele

—

Help

_

i

-

El programa permite asociar al nodo eléctrico de medio voltaje equipos que se

encuentren en la red como: transformadores, seccionadores, capacitores,

reguladores de voltaje, generadores. En el caso de este proyecto se han ingresado

los siguientes equipos.

Para el ingreso de transformadores en el icono Transformar escoger la opción Add y

dar un clic en el nodo eléctrico donde va a ser colocado el transformador, aparece la

ventana de la figura 2.18 donde se deben ingresar los datos del transformador como

código, inventario, propietario, dirección, símbolo, tipo de transformador, fases al que

esta conectado, capacidad de cortocircuito, clientes, etc.

31

Tiansfoimei

Fig. 2.18. Ventana para ingreso de transformadores.

Code

Inventory numbet

Qwner

Address

Transforme! Type

Phases

TR16B3pDefíned

10034-P

PARTICULAR

RIO COCA Y HIEDRAS

MNT4-60

Á: 1 C: ff

Assembiy ]

Color for Low Voitage Cíicuít;

Cap.Short-Cífcuit 3Ph [O

Cap.Shorí-Circuit1Ph

Customer T^ipe |RT

Number O

Customer Type

r Symbol=

i (MVA)A;, A :r

o (MVA) User Reíd

Insert

Remove

Number

(o. r

OK Cancel Edit Load Parameters... •EditTrans/ormerParameters,.. M Piclure... Help

La inclusión de un seccionador a ia red se lo realiza con eí icono Switch escogiendo

la opción Ada, luego se selecciona el nodo en el cual debe ir ubicado, aparece la

ventana de la figura 2.19 donde se debe digitar los datos del seccionador.

32

Fig. 2.19. Ventana para ingreso de seccionadores.

witch 1-

Code

Descríplion

Assembjy

Nominal Voilage

Nominal Curr

, Type

r-SPhases St

> Síate

¡ rBy Phase SPhases

'State Phase

State Phase

State Phasí

snt

ate -

tate •- -

íA

s B

;C

< User Fieid

— - — ., - - —

T ~~O"K

- — - — - —SW16B4

_...6.3

z.

j

400 ¡ (AJ

C- SPhases f BÍ" Phase

^e

A: g:

C Qpe

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fi C Dosed

B: Jvl C; [

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n f*" -Pose

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Picture...

id

;d

3— --— '- — —

— — „_„ , . —

!, Help

'

*

Para incluir un capacitor en el icono Capacitor escoger la opción Add y dar un clic en

el nodo eléctrico donde se encuentra el capacitor, aparece la ventana de la figura

2.20 para que sean ingresados los datos necesarios.

33

Fig. 2.20. Ventana para ingreso de capacitores.

1 Capacitoi,'

Codei

' Descripción

Nominal Capacit

Nominal Voltage

Assembly

Phases

User fíeld

i <-* f"CurilKjuidliuiii

A¿\a

- ~~

DK

ÍCAP4f

L _. .y 300

J6.3

L._Ü F-E

1_

\1

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_ -Cancel

" - • ' — -.¡i • -

. . . . - ,, .

„

_±]: F C: J?

\ »—yjz,:-2B fri

Wye-'gfndl

~ ~" _ ~ _-Pícture...

- - - . - - - :

• • - . ,

_ J ' J

[kVAr]

(kV)

~

[ohm]

.Help

Una vez terminada la construcción de la red el programa permite hacer una

configuración de los primarios ingresados identificando los elementos que

pertenecen a cada uno. Este paso permite detectar algún error en la construcción de

la red.

Para ejecutar el configurador del menú principal en el icono Analysis escoger la

opción Configuration Médium Voltage Network, aparece la ventana de la figura 2.20

donde se deben escoger los primarios a los que se desea realizar la configuración,

además se deben activar las opciones que permiten revisar la configuración y los

datos y de los alimentadores.

34

Fig. 2.20. Ventana para realizar la configuración de ios aíimentadores.

p Feeders available-

AUM16BALIM16CALIM16DAL! MI GEALIM16FALIM16GALJM16HÁLIMENTADOR 01 AÁLIMENTADOR 01 8ÁLIMENTADOR 01 CÁLIMENTADOR 01 DÁLIMENTADOR 01 E

'SelectAII

ClearAH

Invert

r Feeders sefected-

P] Check if feeders are looped

& Check dala ín feeders

ÁLIM1BA

SelectAII

ClearAH

Invert

rSelectWithMouse:*

Subslation

Spurce Bus

Feeder

Start Cancel Help

Antes de realizar una corrida de flujos en e! programa, se debe asignar una carga

determinada a cada nodo eléctrico, para esto en el icono Analysis escoger la opción

Load Aliocation, aparece la ventana de la figura 2.21, en !a cual, a más de escoger ei

alimentador, se debe también escoger el método con el cual se va a realizar dichas

asignaciones, esto depende de la cantidad de información que se tenga de las

cargas.

35

Fig. 2.21. Ventana para realizar la asignación de cargas.

¡Load AUocation , _ • - . . — . 1

>

F

- Feeders av

ALIM16BALIM16CÁLIM1BDÁLIM16EAL1M16FÁLÍM16GALIM16HALIMENTAALIMENTAALIMENTAALIMENTAAUMENTA

_ — ~Enlabie

nriR m ¿ —DDR 01 BDDR 01 C i_DDR OÍD .^DOR 01 E Jfl^

"eeders JALIM16A

-AllocationK'

O Proporti

of Traní1 - - - - - - -

SelectAH

"dearAII

Invert

-i- _. i - . j

ALIM16A JS|

"SelectAir

CleaTAlí

VÍ¡ Invert

^1 ' Edit Parameters ... Edil Feeder R eadíngs .„

tíll 1UU -- - —

onaítokVAí*' AdjustT o Feeder Readtngs r* AdfustT o Feeder Readings

fformers Proportional to kVA of Transf. Proportiond to kV/h of Transí.-

; Apply Load Grovjth Factor |0 [%}i ___. :-.-— — —

: OK ! Cancel

~

F7 lAllocate By Phasd

— — —

i Help~

En este caso se ha escogido la opción Adjust To Feeder Readings Proportina! to kVA

of Transf. Esta opción asigna cargas a los nodos dependiendo de las lecturas a la

salida de los primarios, estas lecturas deben ser previamente ingresadas a una tabla

que se encuentra en la opción Readings del Tab Feeders de la pantalla principal del

SPARD.

Se puede también aplicar un factor de sobrecarga a los transformadores y escoger

entre un análisis balanceado o por fases.

Como paso final para calcular un flujo, del icono Analysis escoger la opción Médium

Voltage Load Fiow y en esta la opción Balance Radial Load Flow, aparece la

ventana de la figura 2.22 en la que se escoge el aiimentador al que se le va ha

realizar el flujo.

36

Fig. 2.22. Ventana para realizar un flujo de carga balanceado.

Radial Load Flow

rFeedersavailable-

ALIM16BALIM16CALIM16DALIM16EAL1M16FAL1M1GGALIM1BHAL1MENTADOR 01 AALIMENTADOR D1 8ALIMENTADOR 01 CALIMENTADOR 01 DALIMENTADOR 01 E

''SelectAH

CiearAll

Invert

rFeederssdecled-

Genérate Repqrt

AL1M16A

;j,Se|ectAII

''ciearAlf

Invert

rSelect With Mouse ;-

Substatíon

Source Bus

Feeder

Cancel Help

37

CAPITULO 3.

3 OPERACIÓN DEL SISTEMA

Para seguir con el estudio resulta primordial conocer detalladamente la forma en

que opera el sistema existente, es decir el comportamiento eléctrico de la red,

como perfiles de voltaje, flujos de carga, pérdidas de potencia y energía en el

"pico de carga". Estos resultados se obtienen de la modelación digital de la red en

el programa computacional SPARD de la forma que se describe en el capítulo 2.

Con la red eléctrica ingresada al programa se procede a la modelación digital que

se realiza para la condición crítica de operación del primario, esto es para

demanda máxima. Las lecturas de corrientes, voltaje, factor de potencia de los

primarios en barras de la subestación fueron tomadas con la ayuda de medidores

electrónicos instalados a la salida de la subestación en intervalos de 15 minutos

durante la semana del 24 al 30 de marzo del 2001. Los datos se muestran en el

Anexo 1. Estos valores fueron proyectados al 30 de diciembre del 2000 día en el

cual ocurrió la demanda pico del año del sistema.

3.1 SUBESTACIÓN 16

La modelación digital de las redes eléctricas el programa SPARD tiene varias

posibilidades dependiendo de la cantidad de información disponible por lo que se

ha utilizado la opción que reparte la demanda medida sobre el primario a nivel de

la subestación en función de los kVA instalados en transformadores.

Se ha utilizado las condiciones de operación que constan en la tabla 3.1. para

cada primario.

38

Tabla 3.1. Datos de los primarios para la simulación digital.

Primario

16A

16 B

16C

16 D

16E

16 F

16G

16 H

Hora del pico

15:00

20:00

11:00

19:15

19:30

19:00

19:15

18:30

Potencia max (kW)

3,486

4,997

3,993

3,460

3,403

2,444

4,471

1,919

fP0.92

0.93

0.91

0.94

0.93

0.97

0.93

0.97

VS/E(kV)

6.16

6.19

6.20

6.09

6.19

6.14

6.10

6.24

3.1.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16AEl primario 16 A se modeló con una potencia total de 3,486kW con un tactor de

potencia de 0.92 a un nivel de voltaje de 6.16 kV. Los resultados de la simulación

digital en dichas condiciones se encuentran en el Anexo 2, se puede ver que la

máxima caída de voltaje acumulado es 1.57 %. La longitud máxima que alcanza

es de 1.38 km.

Tabla 3.2. Secciones del primario 16 A con mayor caída de voftaje

Secciones con mayor caída de voltaje

Sección

Av. Granados y Paris



Caída de voltaje %

1,53

1,53

1,57

En este primario no existen secciones con caídas de voltaje mayores a los

permitidos por las normas de la Empresa Eléctrica Quito que recomiendan un

valor de cafda de voltaje no mayor al 3.5 % para usuarios residenciales tipo B,

por lo tanto el primario tiene un margen importante de reseiva, estas secciones se

muestran en la tabla 3.2.

39

La cargabilidad de los conductores esta dentro de los parámetros aceptables

porque la sección mas cargada llega apenas al 69.5 % de la capacidad nominal

del conductor, las secciones mas cargadas se muestran en la tabla 3.3.

Tabla 3.3. Secciones del primario 16 A con mayor porcentaje de carga.

Secciones con mayor porcentaje de carga.

Sección

Seis Dic. y Río Coca

Seis Dic. y Louvre

%

69.5

58.5

Calibre

AA477

AA477

El factor de utilización de los transformadores es del 56 %.

3.1,2 OPERACIÓNDEL PRIMARIO 16BEl análisis de la operación se realiza para demanda máxima de 4,997 kW con un

factor de potencia de 0.93 y un nivel de voltaje en barra de 6.19 kV.

En la tabla 3.4 se muestran las secciones con mayor porcentaje de carga que se

encuentran al inicio del recorrido del alimentador esto es en la calle De fas

Hiedras.

Tabla 3.4. Secciones del primario 16 B con mayor porcentaje de carga.


Sección

Marchena

Joel Polanco y Marchena

Hiedrasy Joel Polanco

Hiedras y Río Coca

%

142.8

147.7

148.1

150.6

Calibre

4/0 M

4/0 AA

4/0 AA

4/0 AA

La carga de estas secciones está muy por encima del 100% de la capacidad del

conductor por lo que se encuentran sobrecargadas, y lo más perjudicial es que

estas secciones pertenecen al troncal del primario por lo que en caso de una

contingencia no se podría realizar las interconexiones previstas dejando al

primario un bajo índice de confiabiíidad.

40

Los puntos de mayor caída de voltaje se ubican al final del recorrido de!

alimentador en la Calle Golondrinas, con valores de 7.88 % de caída de voltaje,

como se muestra en la tabla 3.5. E! alimentador alcanza una longitud máxima

3.31 km.

Estos valores están por encima de los porcentajes permitidos en las normas de la

empresa para caídas de voltaje en alimentadores primarios que es del 3% para

clientes residenciales tipo A, es más según los resultados el 83 % de los nodos

existentes en el primario sobrepasan la caída aceptable del voltaje ío que nos

indica el mal estado del sistema de distribución.

Tabla 3.5. Secciones del primario 16 B con mayores caídas de voítaje.

Secciones con rnayore

Sección

Gorrión

Golondrinas y Mirto

Golondrinas y Quinde

s caldas de voltaje.

%

7.65

7.88

7.86

El tactor de utilización de los transformadores es del 29 % es decir que menos

de la tercera parte de dicha inversión está siendo aprovechada.

3.13 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16CLa demanda máxima de este aümentador ocurre para un valor de 3,993 kW con

un factor de potencia 0.91 y un nivel de voítaje en barra de 6.2 kV, estos datos

sirven para realizare! análisis de operación.

Las secciones más cargadas del alimentador están ubicadas al inicio del recorrido

del ramal principal en la Av. Seis de Diciembre, sin embargo no sobrepasan los

límites permitidos de carga de los conductores, esto se muestra en la tabla 3.6.

41

Tabla 3.6. Secciones del primario 16 C con mayor porcentaje de carga.


Sección

Seis Dic. y A. Calderón

Seis Dic. y Manzanos

Seis Dic. y Río Coca

%

76.4

77.4

79.1

Calibre

266 AA

266 AA

266 AA

Los nodos con la mayor caída de voltaje acumulada se destacan en la tabla 3.7,

estos se encuentran en los puntos más alejados de la subestación esto es en las

calles Isía Española, Isla Santiago. La longitud máxima del alimentador alcanza

un valor de 2.05 km.

Tabla 3.7. Secciones del primario 16 C con mayor caída de voltaje.

Secciones con mayores caídas de voftaje.

Sección

J. Vivanco yAv. inca

I, Santiago

I. Española

%

3.17

3.31

3.30

Estos valores no sobrepasan la caída de tensión admisible en aíimentadores

primarios para usuarios residenciales tipo B.

El factor de utilización de los transformadores primarios es del 47 %.

3.1.4 OPERACIONDEL PRIMARIO 16 DEl primario se modeló para un valor de 3,460 kW y un factor de potencia de 0.94

con un voltaje a nivel de subestación de 6.09 kV.

La máxima caída de voltaje es de 4.79 % ubicada en la Av. Seis de Diciembre y la

calle Samuel Fritz. En la tabla 3.8 se muestra las caídas de voltaje.

42

Tabla 3.8. Secciones del primario 16 D con mayor caída de voltaje.


Sección

Seis Dic. y S. Frite

Samuel Friíz

Seis Díc y S. Frite

Caída de voftaje %

4.76

4.75

4.79

Estas secciones son termínales de los circuitos de media tensión y su caída de

voltaje es notoria con respecto al 3.5 % que permiten las normas de la EEQSA.

Se puede anotar adicional mente que el 69 % de los nodos se encuentran por

debajo del voltaje aceptable. La longitud máxima del primario es de 2.9 km.

La carga de los conductores que forman el primario 16 D es muy alta ya que la

sección mas cargada llega al 83.9 % de la capacidad nominal del conductor y se

debería guardar un mejor margen para las posibles interconexiones. Las

secciones mas cargadas se muestran en la tabla 3.9.

Tabla 3.9. Secciones del aímentador 16 D con mayor porcentaje de carga.


Sección

Palmeras y TuSpanes

Palmeras y Río Coca

%

82.3

83,9

Calibre

Cu 3/0

Cu 3/0

El factor de utilización de los transformadores es del 42 % teniendo un

aprovechamiento menor de la mitad.

3.1.5 OPERACIÓN DELPIOMARIO 16 EEf primario en estudio fue modelado para una demanda máxima de 3,403 kW, con

0.93 de factor de potencia y un voltaje de 6.19 kV.

La máxima caída de voltaje es de 9,59 % y esta sección esta ubicada en la Av.

Los Algarrobos y la calle Zoila Ugaríe. Eí porcentaje de secciones que se

43

encuentran por debajo del voltaje aceptable es de! 85 %. En la tabla 3.10 se

muestra las caídas de voltaje.

Tabla 3.10. Secciones del primario 16 E con mayor caída de voltaje.


Sección

Algarrobos y R.Cordero

Algarrobos y Míderos

Algarrobos y Ugarte

Algarrobos y Ugarte

Caída de voltaje %

9.57

9.57

9.59

9.58

Estas secciones son terminales de los circuitos de medía tensión en puntos muy

alejados de la subestación ya que el alimentador alcanza una longitud máxima

de4.3 krn, por lo que se obtienen estos altos valores de caída de voltaje.

La carga en los conductores que forman el primario 16 E es demasiado alta,

llegando a valores del 142% de la capacidad nominal de! conductor, las

secciones mas cargadas se muestran en ia tabla 3.11.

Tabla 3.11. Secciones del primario 16 E con mayor porcentaje de carga.


Sección

Av. Gato Plaza y Retamas

Áv. Galo Plaza e I. Alveniz

%

135.5

142.1

Calibre

AA2

AA2

Los transformadores de este primario tienen un factor de utilización del 49 %.

3.1.6 OPERAaÓNDELPRMAKIO 16 FEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para un valor

de 2,444 kW con un factor de potencia 0.97 y un nivel de voltaje en barra de 6.14

kV.

44

La máxima caída de voltaje es de 2.23 %, ubicada en la calle Pereira y Mariano

Jimbo. En la tabla 3.12. se recalcan las caídas de voltaje más altas del primario.

El alimentador obtiene una longitud máxima de 2.11 km,

Tabla 3.12. Secciones del primario 16 F con mayor caída de voltaje.


Sección

M. Jimbo y Pereira

Pereira

M. JímboyAzcaray

Caída de voltaje %

2.12

2.12

2.13

Las secciones más cargadas se muestran en la tabla 3.13, estas no tienen un

valor muy elevado por lo que están dentro del límite de carga aceptable.

Tabla 3.13. Secciones del primario 16 F con mayores porcentaje de utilización.


Sección

RíoCocayParis

Rio Coca y Av. Seis Dic.

Calibre

AA266

AA266

porcentaje de carga

67.0

67.8

Ei tactor de utilización de ¡os transformadores es del 40 %.

3.1.7 OPERAaÓNDELPRIMAEIO 16 GEl primario en estudio fue modelado para una demanda máxima de 4,471 kW con

un factor de potencia de 0.93, con un nivel de voltaje en barra de 6.1 kV.

Las secciones con mayor porcentaje de carga del alimentador se encuentran a la

altura de la Av. El Inca y las primeras secciones de la calle el Morían. Esto se

índica en ia tabla 3.14,

45

Tabla 3.14. Secciones de! alimentador 16 G con mayor porcentaje de carga.


Sección

Av. Inca y Morían

Av. Inca y Morían

Morían e Isaac Atveníz

%

139.2

134.6

1318

Calibre

4/0 AA

4/0 AA

4/0 AA

La carga de estas secciones sobrepasan el 100% de la capacidad del conductor

por lo que se están violando los límites de carga.

En la tabla 3.15 se tienen los puntos de mayor caída de voltaje, los mismos que

se ubican al final del recorrido del alimentador en la calle Luis Caliste, con valores

de 7.16 %, lo que esta por encima de los porcentajes permitidos en las normas de

la empresa para alimentadores primarios, además el 76 % de los nodos

sobrepasan el 3.5 % de caída de voltaje. El primario alcanza una longitud máxima

de 2.85 km.

Tab!a 1.15. Secciones del primario 16 G con mayores caídas de voltaje.

Secciones con mayores caídas de voltaje.

Sección

L. Calisto yZaldumbide

Luis Calisío

Luis Calisto

%

7.17

7.16

7.15

El porcentaje de utilización de los transformadores es del 53.54 %.

3.1.8 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 HEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para unos

valores de demanda de 1,919 kW, con un nivel de voltaje en barra de 6.24 kV y

un factor de potencia de 0.97.

46

Las secciones más cargadas del alimentador se encuentran en el inicio del

recorrido del alimentador esto es en la Av. Río Coca y la primera sección de la Av.

De los Shyris, estos valores que constan en la tabla 3.16 no pasan los límites

permitidos de los conductores utilizados.

Tabla 3.16. Secciones del primario 16 H con mayor porcentaje de carga.


Sección

Río Coca y Av. Seis Dic.

Río Coca e [.Pinzón

Río Coca y Av. Shyris

%

53.9

53.9

51.3

Calibre

266 AA

266 AA

266 AA

Los nodos de mayor caída de voltaje mostrados en la tabla 3.17 están en los

puntos más alejados de la subestación esto es en la parte de alimentación

subterránea a las cámaras ubicadas en la Av. Gaspar de Villaroel a la altura de la

calle Londres donde existe una alimentación subterránea a varias cámaras, estos

valores de caídas de voltaje están por debajo de las caídas máximas permitidas

en las normas, la longitud máxima del alimentador es de 2.86 km.

Tabla 1.17. Secciones de! primario 16 H con mayor caída de voltaje.


Sección

Av. G. Villaroel y Londres

Arízaga y Av. Amazonas

Vicente Cárdenas

%

2.18

2.19

2.19

El tactor de utilización de los transformadores de este primario es de 30.89 %, lo

que nos indica que alrededor del 69 % de la inversión no está siendo

aprovechada.

47

32 SUBESTACIÓN OLÍMPICO

Las condiciones de operación utilizadas para la modelación digital de los

primarios de la subestación Olímpico se muestran en la tabla 3.18.

Tabla 3.18. Datos de los primarios para la simulación dígita!

Primario

01 A

01 B

01 C

01 D

01 E

Hora del pico

19:30

19:30

10:30

19:15

20:00

Potencia max (kW)

2,186

2,313

2,790

3,332

2,161

Fp

0.91

0.94

0.97

0.96

0.94

V S/E(kV)

6.06

6.01

6.02

6.02

6.01

A continuación se indican los estados de operación de los primarios.

3.2.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 ALa demanda máxima de este primario ocurre para un valor de 2,186 kW con un

factor de potencia de 0.91, con un nivel de voltaje en barra de 6.06 kV.

Las secciones con mayor porcentaje de carga se encuentran al inicio de! recorrido

en la calle Guanguiltagua y en la Av, Gaspar de Villaroel, lo que se observa en la

tabla 3.19.

Tabla 3.19. Secciones del alimentador 01 A con mayor porcentaje de carga.


Sección

Av. Gaspar V. y Puerta

Av. Gaspar V. y Camacho

Guanguiltagua

%

79.4

58.5

57.6

Calibre

4/0 AA

4/0 AA

366 AA

4S

Los nodos con la mayor caída de voltaje acumulada se encuentran en la calíe de

[as Hiedras que es el punto más alejado de la subestación, como se observa en la

tabla 3.20. Su longitud máxima de 2. 28 km.

Tabla 3.20. Secciones del primario 01 A con mayores caídas de voltaje.


Sección

Hiedras y Poianco

Hiedras y Polanco

Hiedras

%

3.84

3.82

3.82

Un dato que cabe mencionar es que el factor de utilización de los transformadores

de este primario es de 41 %.

3.2.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 BEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para unos

valores de demanda de 2,313 kW con un tactor de potencia igual a 0.94, con un

nivel de voltaje en barra de 6.01 kV.

La tabla 3.21 muestra las secciones con mayor porcentaje de carga del

aíímentador que se encuentran en la calle Guanguiltagua.

Tabla 3.21. Secciones del alimentador 01 B con mayor porcentaje de carga.


Sección

Guanguilíagua y C. Arosemena

Guanguiítagua y T. Bermur

Guanguiftagua

%

69.6

69.0

69.3

Calibre

266 AA

266 M

266 AA

Estas secciones se encuentran en un estado aceptable de operación, guardando

el 30 % de capacidad para posibles interconexiones.

49

Los puntos de mayor caída de voltaje se ubican al final del recorrido def

alimentador en unas secciones de alimentación subterránea a varias cámaras,

como consta en la tabla 3.22.

Tabla 3.22. Secciones del primario 01 B con mayor caída de voltaje.


Sección

Av. De los Shyris

U. Noticias y Av. Shyris

Ultimas Noticias

%

4.87

4.86

4.81

E! 24 % de los nodos de este primario tienen una caída de voltaje superior al 3.5

% que consta en las normas EEQSA. Su longitud máxima de 3.84 km.

El factor de utilización de los transformadores es demasiado bajo llegando apenas

al 32.63%.

3.2.3 DESCRJPCIÓNDEL PRIMARIO 01 C

El primario en estudio tue modelado para una demanda máxima de 2,790 kW, con

un voltaje de 6.02 kV con un factor de potencia de 0.97.

La máxima caída de voltaje es de 4.3 %, y esta ubicado en la Av. República del

Salvador y Suecia, a continuación se muestran en la tabla 3.23. las secciones con

mayores caídas de voltaje, además este primario presenta un 96 % de nodos por

debajo del voltaje aceptable.

Tabla 3.23. Secciones del primario 01 C con mayores caídas de voltaje.


Sección

Av. R. Salvadory Suecia

Av, R. Salvadory Suecia

Av. R, Salvadory Portugal

Caída de voltaje %

4.31

4.30

4.26

50

Estas secciones son terminales de los circuitos de media tensión y a esto de

debe los altos valores de caída de voltaje. La longitud máxima a la que llega el

alimentador es de 2.49 km.

La sección más cargada llega al 82.2 % de fa capacidad nominal del conductor,

que es un valor bajo el límite térmico del conductor, las secciones más cargadas

se muestran en la tabla 3.24.

Tabla 3.24. Secciones dei primario 01 C con mayor porcentaje de carga


Sección

Portugal y C. Aldaz

Portugal y Av. Eloy Alfaro

%

80.1

82.2

Calibre

AA266

AA266

Los transformadores correspondientes al primario 01 C están con una carga

pequeña de apenas el 36 %.

3.2.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01DLa demanda máxima del primario en estudio tiene un valor de 3,332 kW, el voltaje

del primario es 6.02 kV con un factor de potencia de 0.96.

La máxima caída de voltaje es de 5.52 %, y esta ubicado en la Calle Mariano

Calvache, lo que se destacan en la tabla 3.25. La longitud máxima que alcanza el

alimentador es de 3.4 km.

Cabe anotar que casi la totalidad del primario tiene estos problemas de caídas

excesivas de voltaje debido a que toma carga que se encuentra alejada de la

subestación.

51

Tabla 3.25. Secciones del primario 01 D con mayores caídas de voltaje.


Sección

Mariano Calva che

Mariano Calvache

Caamay Av. G. Suarez

Caída de voltaje %

5.52

5.51

5.50

La carga de los conductores que forman el primario 01 D es demasiado alta en

ciertos sectores, llegando a valones de 90.5 % de la capacidad nominal del

conductor, estas secciones más cargadas se destacan en la tabla 3.26.

Tabla 3.26. Secciones del primario 01 D con mayor porcentaje de carga.


Sección

Av. Eloy Alfaro y C. Aldaz

Av. Eloy Alfaro y Portugal

%

87.5

90.5

Calibre

AA266

AA266

El factor de utilización de los transformadores es del 2/ %, lo que índica que

menos de la tercera parte de la inversión realizada está siendo aprovechada.

3.2.5 OPERACIÓN DEL PRIMAEIO 01 EEste primario se modeló para un valor de 2,161 kW, con un voltaje de 6.01 kV con

un factor de potencia de 0.94.

La máxima caída de voltaje es de 5.56 %, esta ubicado en las calles Montufar y

Quiteño Ubre, a continuación se muestran en la tabla 3.27 las secciones con

mayores caídas de voltaje.

De igual manera el 80 % de los nodos del primario tiene problemas con el nivel de

voltaje, mientras que su longitud máxima es de 4.54 km.

52

Tabla 1.27. Secciones del primario 01 E con mayores caídas de voltaje.


Sección

Montufary La Cumbre

Montufary El Monitor

Montufary Quiteño Libre

Caída de voltaje %

5.54

5.54

5.56

La cargabilídad de los conductores que forman el primario 01 E esta dentro de

los parámetros aceptables porque la sección mas cargada llega al 55.9 % de la

capacidad nominal del conductor, las secciones mas cargadas se muestran en la

tabla 3.28.

Tabla 3.28. Secciones del primario 01 E con mayor porcentaje de carga.


Sección

Arosemena yAv. EloyAlfaro

Arosemena y Guanguilíagua

%

56.6

55.9

Calibre

AA366

AA266

El factor de utilización de los transformadores de este primario llega al 3f % de

su capacidad nominal.

3.3 RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

La mayoría de aiímentadores presentan problemas de caídas de voltajes

superiores a las permitidas, en especial para los primarios 01 C y 01 D de la

subestación Olímpico en los cuales casi la totalidad del primario tiene problemas,

ya que por la ubicación de la subestación se recorren grandes distancias hasta los

puntos donde se encuentran las cargas, esto se puede observaren la figura 1.14

en la que constan las áreas de servicio de cada alimentación.

Los porcentajes de utilización de los transformadores por primario son también

muy bajos entre un rango del 27 % al 56 %, como estos valores son obtenidos

para demanda máxima quiere decir que para eí resto del tiempo estos porcentajes

53

bajaran aún más, esto es perjudicial para la empresa ya que aumenta los niveles

de pérdidas y para los clientes que muchas veces son forzados ha realizar

inversiones innecesarias ya que existe la capacidad suficiente en transformadores

de distribución para brindar servicio a más usuarios.

El otro problema evidente es la sobrecarga de algunas secciones de los

alimentadores, ubicadas principalmente en las troncales por lo que resultaría

peligroso realizar alguna maniobra de toma de carga de alimentadores aledaños

ya que las secciones sobrecargadas podrían colapsar. De forma particular en

estas subestaciones ya que se encuentran en eí límite urbano de la ciudad y en el

caso de la subestación 16 se encuentra en el límite del área de servicio de 6.3 kV,

por lo que la transferencia de carga de varios alimentadores es posible solo

realizarla con alimentadores de la propia subestación mas no con subestaciones

aledañas, lo que nos deja un bajo índice de confíabílidad del sistema.

Teniendo en cuenta que estas subestaciones sirven a una sector comercial,

industrial y residencial importante de la ciudad de Quito se debería mejorar la

confiabilidad del sector, para que, en caso de contingencia no se afecte a los

clientes que se encuentran aquí ubicados.

3.4 PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA

Para el cálculo de pérdidas de potencia y energía se empleó el método que toma

en cuenta un alto índice de cargas sin registrar. Brevemente se explicará el

método.

En primer lugar se debe obtener registros de demandas de un alimentador

primario con los siguientes datos: fecha, hora, voltaje, corriente, demanda activa

y reactiva, a lo largo de un período mayor a una semana.

Si ia energía medida en la subestación es la energía suministrada (EB) y de la

misma manera la energía vendida es la energía registrada (ER), entonces el

54

total de perdidas (ETJ es ia diferencia entre la energía suministrada y la energfa

registrada. Esas perdidas incluyen las técnicas y no técnicas.

= ES - ER

En el caso que se analiza no se cuenta con la energfa facturada; por lo tanto, sólo

se calculan las pérdidas resistivas en las Ifneas primarias.

Las perdidas resistivas (DRL_¡) en cualquier intervalo de demanda (DP¡) se calcula

por:

De esta formula pueden ser deducidas las pérdidas de demanda resistiva.

L—MAX inax2R

R

eos

^RL-íasx.

donde:

Dp¡:

DPma)(:

DRL-¡:

Cos<j>max:

Cos<|>¡:

Pérdidas resistivas a demanda máxima.

Demanda de potencia en el intervalo i.

Demanda de potencia máxima.

Pérdidas resistivas en el intervalo i.

Factor de potencia máximo.

Factor de potencia en el intervalo i.

55

Los datos necesarios para el cálculo de las perdidas resistivas en cualquier

intervalo de tiempo i, son tomados de los registros de los primarios para una

semana típica del 24 al 30 de marzo del 2001, Anexol. Mientras que el dato de

pérdidas resistivas a demanda máxima se obtiene de los flujos de potencia

corridos en el programa SPARD para cada primario, Anexo2.

Una vez obtenida la curva de pérdidas resistivas se debe calcular la energía de

pérdidas mediante la siguiente expresión.

A continuación se presenta la implementación de esta metodología en cada uno

de los primarios en estudio.

3.4.1 PRIMARIO 16 A

Los siguientes datos fueron empleados para proyectar la curva:

DRU™: 27.7 kW.

DPmax: 3,099.6 kW.

: 0.92

* S4.7giK~l ( 3099.6* eos

Este perfil de carga pertenece a un sector netamente industrial liviano porque los

fines de semana reduce la demanda. Aplicando esta fórmula para cada intervalo

de tiempo se consigue la curva de demanda de pérdidas del primario 16 A. En la

figura 3.1 se tienen graficadas las dos curvas observándose que tienen forma

parecida, pero en las pérdidas se Intensifican los picos debido a la relación

cuadrática con la demanda.

La curva de pérdidas (escala de la derecha) esta graficada a una escala diferente

de la curva de demanda (escala de la izquierda).

56

Fig 3.1. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16 A.

Prima rio 16 A

3500

3000

J£

ro•oc

2500

2000

1500

D 1000

500

Tiempo (H)

Para obtener la energía perdida no es necesario integrar la curva, el valor de

demanda de perdidas es único en todo el intervalo por lo que se debe multiplicar

por el intervalo de demanda (15 minutos) para obtener las perdidas de energía en

cada intervalo, al realizar una sumatoria se consigue las perdidas de energía en

una semana tí pica.

La energía total entregada a este primario es de 396.34 MWh/semana este valor

extrapolado al año representa 20.67 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas

es de 2.55 MWh/semana lo que representa anualmente 133 MWh/año.

3.4.2 PRIMARIO 16 B

Los siguientes valores fueron empleados para proyectar la curva:

DRL- 184 kW.

4,431

0,928

57

La curva de demanda tiene una forma típicamente residencial, esto se puede

apreciar en la figura 3.2 conjuntamente con la curva de demanda de pérdidas del

primario 16 B.

Fig 3.2. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 1G B.

Alimentador16B

Tiempo (h)

El valor de energía que recibe este primario es de 494.9 MWh/semana, lo que

resulta en 25.81 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de

15.6 MWh/semana lo que da un valor de 813.5 MWh/año.

3.43 PREN14RI016CLa curva de demanda de pérdidas se obtiene con la ayuda de los siguientes

datos:

DPmax:

45.3 kW.

3,541 kW.

0.907

La forma de la curva corresponde a una carga de tipo industrial con presencia de

clientes residenciales ya que la curva del día domingo obedece a esa

58

característica. Si los registros fuesen solamente de los días laborables o

solamente de un día este tipo de información se perdería, por lo que se resalta la

importancia de tomar lecturas semanales o de mayor tiempo.

Fig 3.3. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16C.

Alimentador 16C

Tiempo (h)

En la figura 3.3 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de demanda de

pérdidas del primario 16 C.

El valor de energía entregada a este primario es de 409.1 MWh/semana, lo que



3.4.4 PHMAEIO16DLas siguientes condiciones fueron empleadas para proyectar la curva de

demanda de pérdidas:

DPmEK

84.7 kW.

3,070.2 kW.

0.94

59

Este perfil de carga pertenece a una zona típicamente residencial, se puede

observar el pico que se produce al entrar la noche. Se puede observar la curva de

perdidas conjuntamente con la curva de demanda en la figura 3.4.

Fíg 3.4, Curva de demanda de péráidasvs tiempo, del primario 16D.

3000-

TJ« 1500-E<D

Q 1000-

Primario 16 D

/F\i v

MfVwA

Ir\J^ O

\

/iir U*.

»1tLu

ryM

..ASjf't

i

r UU

1fl

fv'«*J

Ni_

x ,

U

r V NV

>H1 .

/ v

|

1

11UU

"uV

•i. Lvv

A

1

.

m o m-T- O Ti"

O CD LOO O T-

o i n o t n o m o i o oO i— O ""í" P"CO E- LO W (C

T- O T•«• r-J ir

<D

to

Ifi O U5 O U5T- O

T- LOTj" tn T—CM o -<r

O J O ^ - C N J O - ^ O J O - r - t N O t - Í N O

Tiempo (t)

O U) Oo ""d" fiCJ Cl COT— 1— O

- 90

•70

-Demanda• 50

-30

• 10

in oT- C

i- Cf— T

3

0

La energía total suministrada al primario es de 295 MWh/semana este valor

extrapolado ai año representa 15.38 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas

es de 5.88 MWh/semana lo que representa anualmente 306.7 MWh/año.

3.4.5 PRIMAEIO16EPara proyectar la curva de demanda de pérdidas se utilizó los siguientes valores:

DRL-max: - 160.1 kW.

3,028.2 kW.

0.93

60

El perfil de carga de este primario en los días laborables tiene una forma

comercial con una componente residencial que aparece a la hora pico, mientras

que el fin de semana tiene una forma típicamente residencial. Esto se muestra en

la figura 3.5 conjuntamente con la curva de demanda de pérdidas.

Fig 3.5. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16E.

Primario 16 E

3500-j

3000

g" 2500j*"— 2000co•og 1500E

Q 100Q

500

0 4

o co to

Tiem po (t)

La energía total que se entrega a este primario es de 335.21 MWh/semana, este

valor extrapolado al año representa 17.48 GWh/año y la energía perdida es de

13.55 MWh/semana lo que representa anualmente 706.7 MWh/año.

3.4.6 PRIMARIO 16 FLos valores empleados para proyectar la curva de demanda de pérdidas son los

siguientes.

33.2 kW.

2171.4kW.

°-97

61

El perfil de carga de este primario muestra un comportamiento similar al anterior

es decir de característica comercial residencial los días laborables y típicamente

residencial para los fines de semana. En figura 3.6 se grafican las curvas de

demanda y de pérdidas de este primario.

Fig 3.6. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, dei primario 16F.

Primario 16 F

2500 -r-

o u) o

Tiempo (t)

La energía total entregada a este primario es de 234.65 MWh/semana este valor

extrapolado al año representa 12.24 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas

es de 2.61 MWh/semana lo que representa anualmente 136.13 MWh/año.

3.4.7 PMMABIO 16 GSe emplearon las siguientes condiciones para proyectar la curva de demanda de

pérdidas:

DP

198.7 RW.

3,919 kW.

0.929

62

La forma de la curva de demanda del primario es de tipo industrial liviano. En la

figura 3.7 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del

primario en estudio.

Fíg 3.7. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16G.

Alímentador16G

Tiempo (h)

El valor de energía suministrada al primario es de 420.9 MWh/semana, lo que



3.4.8 PRIMARIO 16 H

Las siguientes condiciones de operación fueron empleadas para proyectar la

curva de demanda de pérdidas;

DRL.max: 25.7 kW.

DPmax: 1,697 kW.

: 0.97

63

La forma de! perfil de carga de este primario es típicamente comercial, con una

componente residencial que se aprecia en ios fines de semana.

Rg 3.8. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16H.

Aíimentador 16H

Tiempo (h)

En la figura 3.8 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del

primario 16 H,

El valor de energía que toma el primario es de 183.2 MWh/semana, lo que resulta

en 9.56 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de 1.9

MWh/semana lo que da un valor de 99 MWh/año.

3.4.9 PRIMARIO OÍALa curva de pérdidas de demanda se obtiene con la ayuda de los siguientes

datos:

49.7 kW.

2,113 kW.

0.905

64

Las curvas de demanda y demanda de pérdidas de la figura 3.9 tienen una forma

comercial industrial con una componente residencial que se puede apreciar el fin

de semana.

Fig 3.9. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 A.

Alimentador 01A

Tfempo (h)

El valor de energía suministrada al primario es de 249.1 MWh/semana, lo que

resurta en 12.99 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de


3.4.10 PEEVIAMO 01B

Los valores utilizados para proyectar la curva de demanda de pérdidas son los

siguientes:

49.7 kW.

2,113 kW.

0.905

65

El perfil de carga de este primario tiene una forma típicamente residencial. En la

figura 3.10 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del

primario 01 B.

Fig 3.10. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01B.

AlímentacíorOIB

a vi *- (ó-

Tlempo (h

El valor de la energía entregada a este primario es de 242.9 MWh/semana, lo que



3.4.11 PRIMARIO 01 CLas condiciones de operación empleadas para proyectar la curva de demanda

de pérdidas son:

DRL-max: 82.9 kW.

2,751 kW.

0.97

66

El perfil de carga de este primario representa una demanda típicamente comercial

con un pequeño componente residencial como se aprecia en la curva del día

domingo de la figura 3.11.

Fíg 3.11. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 C.

Primario 01 C

-oCcoE0>Q

3000 n

2500

2000

1500

1000

500

Tiempo ( h)

La energía total suministrada a este primario es de 279.8 MWh/semana este valor

extrapolado al año representa 14.55 GWh/año y la energía perdida es de 5.86

MWh/semana lo que representa anualmente 305.65 MWh/año.

3.4.12 PRIMARC001DLas siguientes condiciones de operación se emplearon para calcular la energía de

pérdidas:

DPmEK

119RW.

8,575 kW.

0.96

67

Este perfil de carga tiene una característica residencial asociada a una

componente comercial. En la figura 3.12 se puede ver curva de pérdidas

conjuntamente con la curva de demanda.

Fig 3.12. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 D.

Primarlo 01 D

140

o co to

Tiempo ( h)

La energía total que recibe este primario es de 380 MWh/semana este valor



3.4.13 PRIMARIO 01 E

Para la modelación del perfii de pérdidas se utilizaron los siguientes datos:

DRL.mEK: 66.2 kW.

DPmax: 2,116.8 kW.

: 0.94

68

El perfil de carga dei alimentador pertenece a un sector típicamente comercial con

una componente residencial que aparece en la hora pico. La curva de pérdidas

conjuntamente con la curva de demanda se aprecian en figura 3.13.

Fig 3.1 3 Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 E.

2500n

2000

1500ro•ocro

1000

500

Primario 01 E

T 90

Tiempo (h)

La energía total entregada al primario es de 235.47 MWh/semana este valor



3.5 RESUMEN DE PERDIDAS DE ENERGÍA

En las tablas 3.29 y 3.30 se pueden observar un resumen con la energía

entregada, la energía de pérdidas y el porcentaje de las pérdidas resistivas en

líneas primarias respecto a la energía entregada de cada uno de los primarios por

subestación.

69

Tabla 3.29. Porcentajes de pérdidas resistivas primarias de la subestación 16.

Primario

16A

16B

16C

16D

16E

16F

16G

16H

TOTAL

ENERGÍA

Entregada

GWh/año

20.67

25.81

21.34

15.38

17.48

12.24

21.95

9.56

144.43

Pérdidas

MWh/año

133

813.5

208.4

306.7

706.7

136.1

804.4

99

3207.8

Porcentaje

%

0.64

3.15

0.98

1.99

4.04

1.11

3.66

1.03

2.22

Las pérdidas resistivas totales de energía de la subestación ascienden a un valor

de 3.2 GWh/año que corresponden a un valor del 2.22 % del total de energía

entregada por la subestación que es un valor de 144 GWh/año.

El alimentador 16 E tiene mayor porcentaje de pérdidas respecto a la energía que

entrega, esto se debe a que es uno de los que tiene mayor recorrido para servir a

su carga que se encuentra muy alejada además esto se puede verificar con las

caídas de voltaje del primario que son las más aftas.

Los alimentadores 16 G y 16 B también tienen una alta participación en las

pérdidas totales de la subestación con un valor de 3.66 % y 3.15 %

respectivamente, el siguiente es el 16 D con un valor del 1.99 %. Lo contrario

ocurre con los primarios 16 A y 16 C que tienen un porcentaje pequeño de

pérdidas, 0.64 % y 0.98 %, a pesar de que su energía entregada es alta respecto

a los otros, esto ocurre debido a que su carga esta concentrada en las cercanías

de la subestación por lo que no necesitan grandes recorridos.

Esta información es un indicativo de cuales primarios tienen mayores problemas,

por lo que deben entrar con mayor detalle a un análisis para buscar soluciones

que permitan mejorar los índices de perdidas y la operación del sistema.

70

Tabla 3.30. Porcentajes de pérdidas resistivas primarias de la subestación OLÍMPICO.

Primario

01A

01B

01C

01D

01E

TOTAL

ENERGÍA

Entregada

GWh/año

12.99

12.67

14.55

19.76

12.28

72.25

Pérdidas

MWh/año

220.9

247.90

305.6

539.8

294.2

1608.40

Porcentaje

%

1.70

1.96

2.10

2.73

2.40

2.23

Las pérdidas de energía resistivas totales de la subestación son de 1.6 GWh/año

que representa el 2.23 % de la energía total entregada que es de un valor de

72.25 GWh/año.

El primario 01 D tiene el mayor porcentaje de energía de pérdidas respecto a la

energía entregada con un valor de 2.73 %, todos los demás son de menor valor

pero dentro de un rango pequeño de variación, esto es explicable debido a que su

carga está alejada de la subestación, por lo que todos sus primarios realizan

grandes recorridos para llegar hasta su área de servicio.

71

CAPITULO 4.

4 RECONFIGURACIÓN

4.1 INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SISTEMA PRIMARIO

La introducción de 23 kV como voltaje primario para las subestaciones en estudio

permite disminuir los problemas que actualmente tiene el sistema de distribución a

6.3 kV. Para realizar este trabajo de planeamiento se utilizará la distribución de la

carga por microáreas, centros de gravedad de la carga, mapas de carga, registros

electrónicos, programas computacionales. Luego se delimitará una nueva área de

servicio y se mejorará la operación de las subestaciones cumpliendo con los

parámetros dictados por las normas de la empresa.

4.1.1 LÍMITES DEL ÁREA EN ESTUDIO Y SU DIVISIÓN POR MICROÁREASCon la información de las redes eléctricas y la base geográfica proporcionada por e!

Proyecto de Inventarios y Avalúos (PÍA) de la EEQSA se procedió a escoger un

plano que cubra toda el área de servicio actual de las subestaciones Olímpico y 16 a

fin de proceder a la división de esta en microáreas.

Actualmente el PÍA tiene realizada una división de microáreas de toda la ciudad de

Quito que facilitan el manejo de la información geográfica y eléctrica, para este

estudio hemos tomado en cuenta la misma división realizada por la empresa dentro

del área de nuestro interés, cabe indicar que esta división no coincide con las

coordenadas del Departamento de Cartografía del Instituto Geográfico Militar. Las

microáreas tienen como dimensiones en el eje vertical 400 m y en el eje horizontal

se divide cada 600 m, estas divisiones deben ser identificadas con algún código para

facilitar el manejo de la información que se va ha obtener de cada una de ellas, así

72

en el eje vertical se sigue un orden alfabético (A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L, M, N,

O) y en e! eje horizontal se denotan con el siguiente orden numérico (1, 2, 3, 4, 5, 6,

7) el resultado de esta codificación se observa en la figura 4.1.

Se tomaron los siguientes límites para el estudio:

Norte: Cap. Ramón Borja, Ana de Ayala, Amagasi del Inca y El Gorrión.

Sur: Av. Portugal, Boussingault y Av. González Suárez.

Este: Av. Seis de Diciembre, Av. De los Shirys, Av. Juan de Ascaray, Av. Diez de

Agosto y Av. Galo Plaza Lazo.

Oeste: Av. Oriental, Guanguiltagua, Parque Metropolitano y Av. González Suárez.

Esta nomenclatura realizada sirve para identificar con mayor facilidad las microáreas.

Permite tener una visión general sobre el área de estudio y ayuda con el cálculo del

centro de gravedad eléctrico /facilita la planificación de los sistemas de distribución.

Esta división se presenta en la figura 4.1 conjuntamente con el área de servicio

actual poralimentador primario.

4.1.2 LAS MICROÁREAS Y SUS DENSIDADES DE CARGAEn la primera parte de este estudio se realizó la modelación digital de todos los

primarios de las subestaciones Olímpico y 16 en el programa SPARD, para

condiciones de demanda máxima, de esos resultados (Anexo 2) se obtiene una

demanda asignada por el programa en cada nodo eléctrico que contenga una carga.

Para la asignación de las cargas por microáreas se procedió a sumar las demandas

de los nodos eléctricos que se encuentran dentro de cada microárea

independientemente del primario al que correspondan, las microáreas ubicadas en la

periferia no corresponden a las subestaciones Olímpico o 16. Las demandas de las

microáreas se pueden observar en la figura 4.2.

2 3 4 5 6 7

Figura 4.1Nonenclci±ura de

73

La Ciudad de Quito se caracteriza por tener un relieve irregular. Por lo tanto

tenemos densidades de carga cambiantes de una microárea hacia otra porque

depende de la geografía y de la utilización del suelo. La falta de planificación

urbanística da como resultado un desorden en el crecimiento de la carga eléctrica.

Fig 4.2 Microáreas con las demandas en kW.

ABCDEFGHIJKLMNO

232161569892430632351941168

309471338

1885

1180

1186

8399635893812552

1893

641447725

50.6

2974161126

1074

9431839

4959

1942

4594694667731147

1166

13020260793031059989384040341**

1117316727

33113476657416119

1618

73161368810

1492

96203169568

I •' I Ubicación subestación 16

I I ** Ubicación subestación Olímpico

Un sector con una muy alta densidad de carga esta ubicada por la Av. Seis de

Diciembre, Av. El Inca, Av. Río Coca, Av. de los Shyris, Av. de los Granados, Av.

Gaspar de Viliarroel, Av. Naciones Unidas, Av. República del Salvador. Los sectores

con baja densidad de carga son las zonas puramente residenciales de consumidores

tipo A, B y C que componen los sectores de Monteserrín, Los Laureles, Cementerio

del Batan, Parque Metropolitano, Batan Alto.

Tomando individualmente el área de cobertura actual de cada subestación se

observa que los primarios de la subestación 16 realizan un gran recorrido para servir

a cargas sumamente alejadas y además se tienen primarios de la subestación

74

Olímpico que toman carga aledaña a la subestación 16, existiendo una superposición

de las áreas servidas por cada una de ellas, esto se puede observar en la figura 4.1.

La subestación 16 se encuentra localizada en la microárea G3, y la subestación

Olímpico en la K4, por lo que se puede decir que la subestación 16 esta bien ubicada

ya que se encuentra cercana al sector de alta densidad de carga, lo que no ocurre

con al subestación Olímpico ya que su ubicación esta alejada del sector de alta

densidad de carga. Esto ocurre por que la subestación Olímpico fue diseñada por las

restricciones de la subtransmisión sin tomar en consideración la operación del

sistema de distribución.

Esto se puede confirmar al realizar el cálculo de los actuales centros de gravedad de

la carga para cada subestación donde se puede ver que el centro de carga actual de

la subestación 16 se encuentra en al cuadricula F3 y de la subestación Olímpico en

la cuadrícula L3.

42 NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LAS SUBESTACIONES

Para la reconfiguración del área de servicio de las subestaciones; Olímpico y

Dieciséis, primero fue necesario tener conocimiento claro del estado de

funcionamiento, perfiles de voltaje, ubicación de capacitores, secciones sobre

cargadas, demandas y conocer físicamente el sector y de esta forma proponer una

nueva área de cobertura de las subestaciones que permita mejorar la operación del

sistema cumpliendo además con los parámetros de calidad de servicio dictados en

normas.

La subestación 16 tiene una demanda máxima actual de 28.1 MVA y a pesar de que

su capacidad instalada es de 40 MVA sus primarios no pueden tomar más carga

porque tienen problemas de operación como caídas de voltaje elevadas y secciones

sumamente cargadas. Esto se debe a que si bien la ubicación de la subestación es

75

buena, esta toma cargas que se encuentra muy alejadas de la subestación, problema

que se acentúa debido a que e! nivel de voltaje de 6.3 kV no es el óptimo para

realizar distribución de energía a grandes distancias.

La subestación Olímpico tiene problemas similares debido a que la ubicación de esta

es alejada respecto al área donde existe la mayor concentración de cargas, por lo

que sus primarios deben realizar un gran recorrido para dar energía a los usuarios.

Existe entonces un problema claramente definido, pues al tratarse de un sector

comercial e industrial muy importante de la ciudad de Quito existe un incremento de

la demanda y a futuro, las subestaciones mencionadas no podrán abastecer ese

incremento debido a los problemas en la distribución.

Ante esto existen varias alternativas de solución al problema como es la de ubicar

una nueva subestación en el sector, aumentar la capacidad de las subestaciones

existentes, elevar el nivel de voltaje. La primera alternativa resulta demasiado

costosa y difícil de ejecutar ya que la empresa no cuenta con un espacio físico donde

ubicar una nueva subestación ni tiene previsto realizar una ampliación del sistema de

subtransmisión.

La subestación 16 es de tipo compacta lo que imposibilita aumentar la capacidad y

elevar el nivel de voltaje de esta, mientras que la subestación Olímpico es de tipo

abierta y cuenta actualmente con un patio amplio en el que se puede incluir otro

transformador y además, si se eleva el nivel de voltaje primario, se facilita el sen/icio

de áreas donde existe una elevada concentración de la carga y que se encuentran

físicamente alejados de la subestación.

El departamento de Planificación de la EEQSA tiene previsto la inclusión de un

nuevo transformador 46 kV / 23 kV, 20/27/33 ONAN/ONAF1/ONAF2 en la

subestación Olímpico existiendo el espacio suficiente para ser colocado, con esta

solución además se ayuda a eliminar el nivel de 6.3 kV como voltaje primario.

76

Para ayudar a la operación de la subestación 16 se propone que la subestación

Olímpico con el nuevo voltaje de 23 kV tome parte de ia carga actual de la

subestación 16, esta carga será la que tiene mayor cantidad de problemas en la

operación actual y que tienen un alto aporte en las pérdidas totales de la

subestación.

La carga a tomar serán los ramales que se encuentren más alejados de la

subestación es decir los que sobrepasen hacia el norte la Av. El Inca y la calle Isaac

Alveniz correspondientes a los primarios 16E, 16D, 16G, por el sector oriental se

tomará la carga que se encuentra al este de la Av. Eloy Alfaro que corresponde a

gran parte de la carga del primario 16B.

Al sur y al este no existe mayor problema ya que los primarios que se dirigen hacia

allá son cortos y además existe el respaldo de subestaciones aledañas a 6.3 kV

como La Iñaquito y La Carolina que están en capacidad de tomar carga en caso

necesario.

En cuanto a la subestación Olímpico su carga debe ser alimentada con el nuevo nivel

de voltaje ya que no se debería pensar en la posibilidad de tener dos voltajes de

distribución en una subestación, más la solución propuesta puede ser ejecutada de

forma paulatina, primero la entrada de nuevos primarios que tomen la carga de la

subestación 16 y luego el cambio del nivel de voltaje de los primarios propios de la

subestación Olímpico.

Con estas consideraciones se logra incorporar paulatinamente el nivel de 23 kV

hacia el área de 6.3 kV cumpliendo con el objetivo de eliminar de a poco este nivel

de voltaje del sistema de distribución de la empresa.

77

4.2.1 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN 16la nueva área de servicio de la subestación 16 queda limitada hacia el norte por la

Av. E! Inca y la calle Issac Alveniz, hacia el este por la Av. Eloy Alfaro, al oeste no

sufre modificación por lo que se mantienen como límites la Av. Diez de Agosto, Av.

Juan de Azcaray y por el sur la Av. Gaspar de Villarroel. Con esto se logra que el

área de servicio de la subestación esté concentrada en un área de alta densidad de

carga con lo que sus primarios no tendrán que realizar un gran recorrido, haciendo

posible que tomen la carga que se incorpora en el sector hasta llegar a aprovechar

toda la capacidad instalada de la subestación. El área de servicio propuesta se

observa en la figura 4.6.

El centro de carga de la subestación 16 con la nueva área de servicio propuesta

sigue en la cuadrícula F3 pero desplazado hacia el sureste, por lo tanto se mejora

también la ubicación de la subestación respecto al centro de carga, con base en la

modificación de los límites de las áreas de servicio de los alimentadores primarios

pues la subestación ya esta construida y nos se la puede mover, por otro lado el

crecimiento de la carga es otro factor que incide en el centro de gravedad.

Para cumplir con el límite sur del área de servicio de la subestación 16 es necesario

tomar la carga del alimentador 01 A de la subestación Olímpico que ingresa dentro

de los límites antes mencionados. Para esto el alimentador 16B del cual se ha

tomado gran parte de su carga, por lo tanto cuenta con la capacidad necesaria para

tomar la carga del alimentador 01 A mediante el cierre de un seccionador en la Av.

de los Granados y la calle Isla Marchena, además de la apertura del seccionador

ubicado en la Av. Gaspar de Villarroel y Av. Eloy Alfaro.

4.2.2 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN OLÍMPICOLa subestación Olímpico tendrá como nueva área de servicio la carga que se

encuentra al norte de la Av. El Inca y la calle Issac Alveniz entre la Av. Diez de

Agosto, la Av. Eloy Alfaro, la calle Cap. Ramón Borja, Luís Calisto. Como límite oeste

estarán las Av. Eloy Alfaro desde la Av. El Inca hasta la Av. Gaspar de Villarroel

donde el límite baja más hacia el oeste a la Av, Seis de Diciembre entre la Av.

Gaspar de Villarroel y la Av. Interoceánica. Al sur el límite estará ubicado en la Av.

Interoceánica. Al este coincide con el límite urbano de la ciudad. El área de servicio

propuesta se observa en la figura 4.6.

El centro de carga de la subestación Olímpico con esta nueva área de servicio se

ubica en la cuadrícula !3 alejándose mucho más al norte de la ubicación física de la

subestación, este hecho ocurre debido al gran bloque de carga que toma la

subestación 16, pero el centro de carga seguirá bajando ya que se prevé el

incremento de las cargas hacia la parte sur que es donde tiene una mayor área de

servicio.

Para cumplir con el iímite oeste propuesto, toda la carga del alimentador 01C que

pasa la Av. Seis de Diciembre debe ser tomada por otra subestación, al igual que

parte de la carga del alimentador 01D que sobrepasa el límite sur que de la Av.

Interoceánica y parte del alimentador 01 B que sobrepasa el límite oeste de la Av.

Seis de Diciembre. Es necesario realizar esto con el fin de tener un límite físico entre

los sectores alimentados con nivel 6.3 kV y 23 kV debiendo hacer una labor similar

con el área de servicio de todas subestaciones para eliminar la dependencia de los

departamentos que tienen la información de la configuración de las redes eléctricas.

Por lo que se debería realizar un estudio en conjunto de todo el sistema de

distribución o por lo menos de toda el área servida a 6.3 kV y no dar soluciones

aisladas.

4.3 CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE.

Para el cambio de voltaje se tienen dos alternativas, una es realizar la construcción

de nuevas redes primarias que lleguen hasta los usuarios dentro del área de

79

cobertura, para esta alternativa sería necesaria el cambio total de transformadores

de distribución para satisfacer el nuevo nivel de voltaje.

Esta alternativa resulta muy costosa y otro inconveniente es que gran parte de dichos

transformadores son particulares, ya que se trata de un sector residencial, comercial,

industrial importante de la ciudad existiendo, la oposición de clientes de la empresa a

realizar la compra de otro centro de transformación.

La segunda alternativa es realizar un estudio para encontrar la mejor ubicación de

transformadores primarios de 23 kV/6.3 kV con el fin de que estos alimenten

pequeños sectores a 6.3 kV sin necesidad de cambiar estructuras y transformadores,

esta alternativa permite optimizar los recursos ya que se utilizan las redes existentes.

Para realizar el cambio de voltaje del sector en estudio se propone la segunda

alternativa por considerarla más viable de realizar, por lo que serán ubicados los

transformadores primarios que sean necesarios para cubrir toda la nueva área de

servicio de la subestación Olímpico.

Un aspecto de mucha importancia es que los transformadores primarios a demanda

máxima deben tomar una carga igual a su capacidad nominal, de esa forma se

elimina la posibilidad de expansión de las redes de 6.3 kV obligando que los nuevos

proyectos se realicen con un voltaje de 23 kV.

4.3.1 UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOSLas características técnicas de los transformadores primarios se incluyen en el

Anexo 3, los valores de las perdidas del transformador fueron añadidas en el estudio

ya que estas contribuyen al total de las pérdidas resistivas en el primario.

La capacidad de los transformadores primarios se obtuvieron sumando las cargas

asignadas por el programa SPARD procurando obtener capacidades entre 1 MVA,

1.25 MVA, 1.5 MVA ya que estos transformadores se pueden producir de fabricación

80

nacional solamente bajo pedido por lo que se deben instalar de potencias específicas

y no de cualquier valor. Por su tamaño los transformadores deben ser ubicados en

cámaras debiendo escoger lugares donde exista el espacio suficiente para la

instalación de un nuevo transformador o buscar un espacio para la construcción de

una nueva cámara.

Realizado el recorrido por los primarios verificando el área física y con los datos del

programa se han escogido los siguientes sitios para la ubicación de los

transformadores primarios.

El transformador asignado TPO1 con una capacidad de 1.25 MVA se debe ubicar en

las calles de los Guabos y Lizarzaburo, tomará carga perteneciente al primario 16 D

del sector San Isidro del Inca. Para que se tome esta carga es necesario realizar

varias aperturas de la red existente a lo largo de la Av. El Inca y las intersecciones

con las calles de los Cardos, de los Nogales, de los Madroños, de las Madreselvas y

de los Guabos. Además de varias extensiones de línea a 6.3 kV, 58 m en la calle los

Chamburos, 239 m en la calle los Madroños y luego por la calle de los Robles, 28 m

en la calle de los Nogales y 388 m en la calle de los Robles.

Los transformadores TPO2 y TPO3 serán ubicados en la intersección de las calles El

Morían y la Cap. Rafael Ramos. El TPO2 de 1 MVA de capacidad, tomará carga del

alimentador 16 G y del 16 D teniendo como límites al norte la calle Lizarzaburo] al sur

la Av. El Inca y calle Issac Alveniz, al este la calle Joaquín Sumaita y al oeste la calle

el Morían. Para esto se debe realizar el cierre del seccionador que se encuentra en la

calle Samuel Fritz y el Morían además se debe realizar aperturas de línea en la calle

el Morían e Issac Alveniz y la última en al calle el Morían y Cap. Rafael Ramos.

El transformador TPO3 de 1.25 MVA tomará una carga importante del alimentador

16G como son las industrias Indulana y Lanafit ubicadas en la calle Cap. Rafael

Ramos, otra alternativa puede ser que estas empresas cambien sus transformadores

por otros apropiados para el nuevo nivel de voltaje.

81

Los transformadores TPO4 y TPO5 a ser ubicados en la intersección de la Av. Diez

de Agosto y Cap. Rafael Ramos. El transformador TPO4 de 1.25 MVA toma la carga

del primario 16 E correspondiente al sector de las Acacias, para esto se debe

realizar aperturas de línea en al intersección de la Av. Diez de Agosto e Issac

Alveniz, otra en la Issac Alveniz y Casáis, otro en la Av. Diez de Agosto y Cap.

Rafael Ramos, además de la construcción de un tramo de línea de 70 m en la calle

de la Retamas necesario para alimentar un ramal a 6.3 kV que queda sin servicio

debido a una apertura antes mencionada.

El transformador TPO5 de 1.5 MVA de capacidad toma carga del alimentador 16 E

ubicada más hacia el norte de la Dammer ubicada entre la Cap. Ramón Borja y la

José Rafael Bustamante y entre la Zoila Ugarte y la Av. Diez de Agosto.

El transformador TPO6 de una capacidad de 1.5 MVA debe ser ubicado en la Av.

Gaspar de Villarroel y la calle Gonzalo Munga, este tomará gran parte de la carga

actual del alimentador 01B, en el área que esta en el sector del Batán y

adicionalmente un ramal de la calle Goremo y Tomás Bermur para lo que es

necesario la construcción de una pequeña sección de línea de 6.3 kV entre las calles

Pórtete y Goremo de 132 m de longitud.

Ei transformador TPO7 de una capacidad de 1.5 MVA a ser ubicado en la

intersección de la Av. Eloy Alfaro con la Av. de los Granados, tomará la carga del

alimentador 16 B que se encuentra al oeste de la Av. de los Granados y un ramal

que sube por calle de los Naranjos y además una carga que se encuentra más hacia

el sur, al este de la Av. Eloy Alfaro, para lo cual se debe construir una pequeña

sección de línea de 88 m a 6.3 kV en la calle J. De luanes, además se deben realizar

aperturas del circuito en la intersección de las calles de los Naranjos y de Las

Azucenas y otra en la calle de los Motilones y la Av. Eloy Alfaro.

Los transformadores TPO8 Y TPO9 deben ser instalados en la intersección entre las

calles de las Higueras y la calle de las Azucenas. El transformador TPO8 de 1.5

82

MVA de capacidad toma la carga del alimentador 16B que se encuentra en el sector

de los Laureles la parte que se encuentra al norte de la Av. de las Higueras, el sector

de Monteserrín y un ramal que se dirige por la Av. Oriental al barrio Miraflores Alto,

se debe realizar una apertura de línea en la calle de las Alondras.

El otro transformador TPO9 de 1.25 MVA de capacidad toma la carga del

alimentador 16 B del sector de las Bromelias y la urbanización Campo Alegre.

Entre la Av. Eloy Alfaro y Portugal donde se prevé la instalación del transformador

TPO10 de una potencia de 1 MVA que servirá a los transformadores sobrantes del

primario 01 D que llegan hasta la vía Interoceánica hasta el sur y por el este hasta

la Av. González Suárez. En la vía interoceánica y Seis de Diciembre se abre el

seccionador para que el resto que forma parte del primario 01 D sea alimentado por

la subestación Veinticuatro.

Entre la Av. General Eloy Alfaro y Catalina Aldaz será ubicado un transformador

TPO11 con una capacidad de 1 MVA. Este transformador alimentará a toda la parte

subterránea que corresponde a los primarios 01 C y 01 D, este sector está limitado

por las siguientes calles Av. González Suárez, Av. General Eloy Alfaro y

Guanguiltagua, todo este sector es servido a 6.3 kV, es claro que en esta parte

subterránea no se debe hacer ningún cambio en cuanto a conductor ni protecciones.

El transformador TPO12 esta ubicado entre las calles Portugal y Av. Seis de

Diciembre con una potencia de 1.5 MVA. Sirve al primario 01 E tomando la carga

sobrante de la Av. Seis de Diciembre.

Entre las calles José Carbo y Francisco Cozar se instalará el transformador TPO13

de 1.5 MVA, que tomará la carga del primario actual 01 D en el sector del Batán

Alto y baja por la calle José Carbo para luego tomar la General Pinto hasta la Av.

González Suárez. La ubicación gráfica de los transformadores primarios pueden ser

revisadas mas adelante en las figuras 4.3, 4.4 y 4.5.

83

4.3.2 CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOSLa subestación Olímpico 23 kV contará con nuevos primarios radiales que alimenten

el lado de alto voltaje de ios transformadores primarios y de su secundario a 6.3 kV

saldrán los ramales de las redes existentes cuya sumatoria de demandas sea posible

de abastecer por el transformador.

Para la construcción de los nuevos primarios se debe tener en cuenta las políticas de

la empresa como son capacidad máxima por primario y la capacidad mínima para

que se justifique económicamente la construcción de un nuevo alimentador, así como

cumplir las especificaciones de calidad y confiabilidad del servicio por lo que es

necesario dejar la posibilidad de interconexiones.

Por estas razones se propone crear tres nuevos atimentadores para la subestación

Olímpico que se denominarán OL 23 A, OL 23 B, OL 23 C. Cada uno de estos

alimentará un sector definido del área total de servicio de la subestación.

El primario OL 23 A, abastecerá toda la carga ubicada hacia el extremo norte que

correspondía a los primarios 1 6 E , 1 6 D y 1 6 G , debiendo llegar hasta donde se

ubiquen los transformadores primarios TPO1, TPO2, TPO3, TPO4 y TPO5, sumando

una demanda de 5,842.5 kW.

Eí segundo primario OL 23 B abastecerá la carga ubicada al norte y al este de la

subestación lo que correspondía a los primarios 16 B y 01 B, debiendo alimentar a

los transformadores TPO6, TPO7, TPO8 y TPO9, lo que suma una demanda de

5,283.8 kW.

El tercer primario OL 23 C alimentará a las cargas ubicadas en la parte sur de la

subestación que corresponden a los primarios 01 C, 01 D y 01 E, debiendo alimentar

a los transformadores TPO10, TPO11, TPO12 Y TPO13, obteniéndose una demanda

de 4,688 kW .

4.3.2.1 Recorrido del primario OL 23 AEl alimentador saldrá de la subestación Olímpico a un nivel de 23 kV por donde

actualmente baja el alimentador 01 A con un conductor AA 336 kCM, sigue por la

calle Guanguiltagua hacia el norte, toma por la calle Urrutia hasta la Av. Eloy Alfaro,

este recorrido lo hace por las estructuras existentes del primario 01 A. Desde esta

intersección se debe construir una nueva línea pudiéndose aprovechar la posteria

que va por la Av. Eloy Alfaro perteneciente al primario 01B.

El alimentador se dirige hacia el norte que es donde se ubica toda su carga. En la

intersección con la calle de los Perales ingresa hacia el oeste hasta la Av. El Inca

donde toma la vereda norte y se desplaza más hacia el oeste y en la intersección con

la calle de los Guabos, va hacia el norte hasta la altura de la calle Lizarzaburo donde

se alimenta al transformador TPO1.

El alimentador continua por la calle üzarzaburo hasta pasar por ¡a Av. Seis de

Diciembre a la calle el Morían, sube a la calle Cap. Rafael Ramos donde se

alimentan los transformadores el TPO2 y TPO3. Sigue hacia el este por la Cap.

Rafael Ramos y Negar hasta la Av. Diez de Agosto donde se ubicaran los

transformadores TPO4 y TPO5 que toman carga del alimentador 16 E.

Todo el recorrido de este alimentador se lo hace con un conductor de aleación de

aluminio de calibre 336 kCM. Este recorrido se muestra en la figura 4.3.

4.3.2.2 Recorrido del primario OL 23 BEste alimentador saldrá de la subestación Olímpico con el nuevo nivel de voltaje

aprovechando los mismos postes y conductores del primario 01B debiéndose

cambiar las estructuras sobre los que van montados los conductores por unas

adecuadas al nuevo voltaje.

Flg 4,3 ,Recorrido del primarlo DL 23 A jL

f s"°\'iB í !f \ ti Í j f [CfC^'^if ''~J?"'f •\^ U !. U Í;^^*4^HWí^fn.l $ í ¡fe1 ' r 'H

1FS» ff^C<%^í^:JxVVx-Ws /"<'^vJV^^^-""-1 ^ ;••"•',v1. ' 1,-p , *V »V>' AJ ^TfNl *' ¡X ¿¿^s Vi \3fcr^ -^í? V. /* ¿ ¿^> l > ^"^ '''•í , e - i r i\. , v ,,-t17 '&,^>V ^--íV-í'E íi1 // / " 3 ' \ is'v51 í*" '• "^Sff P i i "- / - \ fi --.r-.^ >=- .- j¿' ,v f^ * % í ttXL j •% s>, ViVV" ^*" J ^ /¿3f í » í / ,• v \A Q v j l^- ^ -*^ "<-s '^ r. t °lf^^.'í ^ *Í>L ^C,v-^"^, / j¡JíV-in-i , « i/ *• % A

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Su/ s í í ií 41 5" ( •- r-r—-, \'<> -¿' *^ ? >*/Mi«~rv-if^^í/ í' f16 f ^^ ^¿

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*-'! Jf---f^ í fr-v- r"J"^T*^4 íH !'1 - / / / / -/^• i í r$ f'-~* i¿^4^ á —-—^ Sl!^^1 / / í , fT-/ . ^^-X^^^V^*^,/ ^% yA^ 9

OMNGUZLTAiaM,.

BATAN ALTO

85

Este alimentador nuevo sigue por la calle Guanguiltagua, donde se deben sustituir

algunos transformadores de 6.3 kV por nuevos de 23 kV.

Baja por la calle Urrutia hasta la intersección con la Av. Eloy Alfaro donde se divide

en dos ramales, uno que sigue por la calle Urrutia y baja por la Av. Gaspar de

Villarroel hasta la calle Gonzalo Munga con conductor AA 266 kCM, donde se

conecta el transformador TPO6.

El otro ramal avanza hacia el norte por la Av. Eloy Alfaro utilizando estructuras

existentes hasta la calle José Queri desde aquí en adelante se debe construir la

nueva línea hasta la Av. De los Granados donde se colocará el transformador

primario TPO7. Sigue por la Av. Eloy Aifaro hacia el norte y entra por la calle de las

Higueras hasta la intersección con la Av. de las Azucenas donde se deben colocar

dos transformadores primarios TPO8 y TPO9.

El recorrido del segundo ramal también lo realiza con un conductor de aleación de

aluminio de calibre 266 kCM, el mismo que se observa en la figura 4.4.

4.3.2.3 Recorrido del primario OL23 CParte de la subestación Olímpico por donde es el actual recorrido del primario 01 C

llegando a la calle Carlos Arosemena con un calibre 336 kCM, en este punto existe

una derivación del primario que se va hacia los tanques del agua potable con un

calibre de AA 3/0, antes de llegar a los tanque de agua potable existe otra

ramificación que se va por la Lotización Cooperativa EMETEL para luego ir a salir a

¡a calle Francisco Cózar con un calibre AA 3/0, en este lugar se construirá un tramo

de red para conectar los primarios 01 D y 01 E. En este punto alimenta al

transformador TPO 13.

Retomando el recorrido que llega a la calle Carlos Arrosemena y baja por esta hasta

la Av. General Eloy Alfaro con un calibre 266 kCM. Entre las calles Portugal y Av.

i i f'/ fet

Fíg 4,4Recorrido del primario DL 23 B

AV. O-DCA

T-' Ji| <;%,

General Eloy Alfaro el primario se va por ía Av. General Eloy Alfaro con un calibre

266 kCM y otra parte se va por la calle Portugal con un calibre 266 kCM hasta llegar

a la Av. Seis de Diciembre en donde se encuentra el transformador primario TPO

12, siguiendo por la Av. General Eloy Alfaro y Catalina Aldaz donde se encuentra

TPO 11. Toda la información descrita se indica en la figura 4.5.

Con estos tres alimentadores se logra cubrir toda la nueva área de servicio de la

subestación Olímpico que ha sido delimitada en base de calles y avenidas

principales que no den lugar a dudas en la operación de hasta donde llegan cada

uno de los primarios. En la figura 4.6 se indica el área propuesta de servicio para

cada subestación y por primario.

La figura 4.7 permite realizar una comparación entre el área actual de cobertura y el

área propuesta. En el sistema propuesto se encuentra que la carga de la subestación

16 esta concentrada a los alrededores de la subestación evitando así realizar

grandes recorridos lo que permite mejorar la distribución de energía en el sector.

La subestación Olímpico toma ahora esos sectores muy alejados lo que amplia su

área de servicio, pero a un nivel de voltaje de 23 kV, estas áreas pueden ser servidas

sin mayores problemas en la operación.

4.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO

4.4.1 OPERACIÓN DEL BREVIARIO OL 23 A

Para la simulación del troncal principal que operará a 23 kV se crearon nuevas

estructuras para este voltaje y nuevos transformadores primarios, se utilizaron los

mismos conductores. En esta reconfiguración se tomó en cuenta posibles casos de

contingencias, se prevé una interconexión a 6,3 kV con el primario 16 E, ubicado

entre las calles Av. Galo Plaza Lasso e Isaac Alveniz. Un punto de interconexión

esta entre las calles Isaac Alveniz y Morían, donde puede hacer transferencia de

Fig 4,5Recorrido del primaría DL 23 C

'-^J ".•'•'.Í^.JÍ'.fi

KENEDY

BAKER

Fig 4,6Área propuesta de serviciopor alinentador primario

LAS ACACIAS ., .- ._ "X

16E

A

N

LA CAROLINA Área de 83 kV S/EDLTnplco primarla DL-23 A

de 23 kV S/EOlTnplco primarlo QL-S3 B

Área de £3 kV S/EDlTnplco prlnorto OL-23 C

LA PAZ

fr

p S •o PT

n ri- c p_ a. íD

S7

carga con el primario 16 G. Un punto adicional para la transferencia de carga esta

entre la Av. El Inca y Los Guabos con el primario 16D. Entre La Madre Selva y la Av.

El Inca existe la posibilidad de otra interconexión con ei mismo primario.

La simulación digital de este sistema se lo realizó en dos partes por limitación del

programa. En la primera parte se corrieron los flujos de potencia a 6.3 kV de los

circuitos que son alimentados por cada transformador primario, luego de obtener el

resultado se procedió a modelar el primario a 23 kV donde las cargas son el

resultado del flujo anterior más las pérdidas de los transformadores primarios para

esa condición de carga. Los resultados se pueden ver en el Anexo 4.

Este flujo de potencia fue realizado con la misma asignación de carga que se

obtuvo de los flujos de potencia realizados previos a la reconfiguración del sistema

es decir para demanda máxima del sistema actual.

Los resultados son los siguientes. A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es

de 1.80 %, ningún nodo supera 3.5 % de caída de voltaje. Como era de esperarse

ios conductores se encuentran subutilizados, el que más cargado está es el tramo

que se encontrará a la salida de la subestación con el 40.5 % de la capacidad

nominal. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3.5 % de caída de voltaje, la

máxima caída de voltaje esta registrada en las calles Ligarte y Algarrobos con 1.63

%. El perfil de voltaje de este nuevo primario es muy bueno, ninguna sección tiene

caídas de voltaje excesivas.

4.4.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 BEl primario OL 23 B fue simulado en el programa computacional SPARD, de la

misma manera que el primario anterior. En esta reconfiguración se tomó en cuenta

posibles casos de contingencias, se prevé una interconexión a 6.3 kV con el primario

28 C, ubicado entre las calles Av. El Comercio y Av. Seis de Diciembre. Un punto de

interconexión esta entre las calles Av. Gaspar de Villaroel y Av. Seis de Diciembre ,

donde puede hacer transferencia de carga con el primario 16 H. Un punto adicional

para la transferencia de carga esta entre la Av. De ios Granados y Av. Eloy Alfaro

con el primario 16B.

Los resultados son los siguientes. A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es

de 0.62 %. Los conductores se encuentran subutilizados, el que mas cargado esta

es el tramo que se encontrará a ia salida de la subestación con el 61.6 % de la

capacidad nomina!. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3.5 % de caída de

voltaje, obteniendo un buen perfil de voltaje.

4.4.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 CEn esta reconfiguración se tomó en cuenta posibles casos de contingencia de los

primarios para que la disponibilidad de suministro de energía sea aceptable y tenga

un buen índice de confiabilidad. Se prevé una interconexión con el primario 24 E a

6.3 kV en el seccionador ubicado entre las calles Vía Interoceánica y Av. Seis de

Diciembre. Otro punto de interconexión esta entre la Av. Seis de Diciembre y Av.

Naciones Unidas frente del estadio Olímpico, donde puede hacer transferencia de

carga con el primario 28 C.

A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es de 1.31 %, todos los nodos se

encuentran a niveles de voltaje aceptables. La sección que más cargada esta es el

tramo que se encontrará a la salida de la subestación con el 35 % de la capacidad

nominal. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3 % de caída de voltaje, la máxima

caída de voltaje esta registrada en el sector I Bossano y Játiva con 2.1 %. Como

conclusión se puede decir que la introducción de 23 kV es una muy buena alternativa

para mejorar los niveles de voltaje en toda la red, estrangular el voltaje 6.3 kV y dar

paso a 23 kV.

4.5 PERDIDAS DE ENERGÍA EN EL NUEVO SISTEMA

Las pérdidas de energía del sistema una vez que se realiza la reconfiguración debe

ser calculado en cada primario de manera similar a las pérdidas en el sistema actual,

es decir utilizando la curva de demanda de una semana típica y encontrando la curva

de pérdidas.

Después de la reconfiguración existen primarios de la subestación 16 que no han

sufrido modificación por lo que su valor de pérdidas de energía será el mismo, como

es ei caso de ios primarios 16 A, 16 C, 16 F, 16 H. Para los primarios que han

cambiado su área de servicio es necesario realizar una corrida de flujos en el

programa SPARD para determinar el nuevo valor de pérdidas a demanda máxima y

con este poder encontrar la curva de pérdidas asumiendo un comportamiento de la

carga igual al caso inicia!. Los nuevos flujos de los primarios que han sufrido

modificaciones se encuentran en el Anexo 4.

4.5.1 PERDIDAS SUBESTACIÓN 16

4.5.1.1 Primario 16 BPara el caso de este primario se tiene una potencia de pérdidas a demanda máxima

de 61.12 kW. En la figura 4.8 se observa la curva de pérdidas semanal lo que da un

resultado de total de pérdidas de 5.21 MWh/semana y al año un valor de 271.8

MWh/año.

Fig. 4.8 Curva de pérdidas primario 16 B.

90

73L.

*<oo.

70 i

Alímentador 16 B

Tiempo (H)

4.5.1.2 Primario 16 DEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía en el primario

sobrante es similar al empleado en el resto de primarios. En este caso no se puede

obtener el registro de este primario porque no existe todavía, pero en su defecto

trabajaremos con la curva del mismo primario. Se tomó el perfil de voltaje del

primario 16 D con un valor de pérdidas resistivas del dieciocho por ciento de lo que

este primario tenía, operando a plena carga. Esto se debe a la apertura del primario

para que entre en el nuevo primario OL 23 A. El gráfico se presenta en la figura 4.9.

La energía semanal perdida asciende a 1 MWh/semana y este valor al año

representa 52 MWh/año. Este valor representa el treinta y uno por ciento de lo que

representaba el primario completo.

91

Fig. 4.9. Perdidas del primario 16 D reconfigurado

Primario 16 D

1 1 r—i 1 1 1 1—i r—i i 1 1—i—T™—E—i r—r~~i r—i r—i—i 1

4.5.1.3 Primario 16 EEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía no a variado. En este

caso no se pueden obtener registros de este primario porque no existe todavía este

primario, pero en su defecto se trabajará con la curva del mismo primario.

Se utilizó el perfil de demanda del primario 16 E con un valor de pérdidas resistivas

del treinta por ciento de lo que este primario tenía, operando a plena carga. Esto se

debe a la apertura del primario para que entre en el nuevo primario OL 23 A. La

curva de pérdidas se observa en la figura 4.10.

La energía semanal perdida asciende a 4 MWh/semana y este valor al año

representa 208 MWh/año. Este valor representa el treinta por ciento de lo que

representaba el primario completo.

Per

dida

s (k

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01 w Q.

CP 3 oí O) m 3 o o 3 »l

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c HJ £X o

to

93

Se tiene una potencia de pérdidas a demanda máxima de 61.12 kW. En la figura 4.11

se observa la curva de pérdidas semana! lo que da un resultado de total de pérdidas

de 4.54 MWh/semana y al año un valor de 236.9 MWh/año.

4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE LA SUBESTACIÓN OLÍMPICOEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía en los nuevos

primarios es similar al empleado en la parte de Pérdidas de Potencia y Energía de

esta tesis. Se emplean los mismos criterios y fórmulas. En este caso no se pueden

obtener registros de estos primarios porque no existen todavía estos primarios pero

en su defecto se trabaja con una de las curvas que más se acercan a la realidad de

la zona compuesta por los diferentes primarios que intervienen.

4.5.2.1 Primario OL 23 A

Este primario toma la carga de tres primarios de la subestación 16 y cada uno de

estos tiene un comportamiento diferente de su carga, por lo que se debe realizar un

análisis de que primario tiene mayor influencia para utilizar esa curva de carga en el

cálculo de las pérdidas. La curva del primario 16 D corresponde a una carga de tipo

residencial, la curva del primario 16 G corresponde a una carga de tipo industrial,

mientras que en la curva del primario 16 E puede observarse que existe una

componente industrial y otra residencial por lo que esta curva se ajustaría mejor al

comportamiento de la carga conjunta de los tres primarios.

Las pérdidas a demanda máxima del nuevo primario se obtuvieron al realizar un flujo

de potencia en el programa SPARD cuyos resultados se pueden observar en el

Anexo 4. Además de las pérdidas en el primario a 23 kV se debe sumar las pérdidas

en los transformadores primarios y las pérdidas en los ramales a 6.3 kV que este

alimenta.

El valor de las pérdidas resistivas a demanda máxima es de 98.35 kW, con este

valor se escala en la curva de pérdidas del primario 16 E obteniéndose la curva de

perdidas del nuevo primario figura 4.12.

94

Rg. 4.12 Curva de pérdidas primario OL 23 A.

Primario OL23 A

120-n

100

80

-Perdidas

Tiempo (H)

Se obtiene un resultado total de pérdidas de 8.4 MWh/semana lo que da un valor de

437.3 MWh/año.

4.5.2.2 Primario OL 23 BLa carga de este primario esta compuesta por parte del alimentador 01 B así como

del aiimentador 16 B por lo que se debe encontrar una curva que simule ios dos

comportamientos.

Tanto la curva deí primario 16 B como la del primario 01 B corresponden a una

característica de tipo residencial pero dado que el primario 16 B tiene mayor peso en

la carga se escoge esa curva para realizar el cálculo de pérdidas de este nuevo

primario. El valor de las pérdidas resistivas a demanda máxima es de 53.2 kW, con

este valor se escala en la curva de pérdidas del primario 16 B obteniéndose la curva

de pérdidas del nuevo primario figura 4.13.

95

Fig. 4.13 Curva de perdidas del primario OL 23 B.

60 i

Primario OL 23 B

-Perdidas

Tiempo (H)

De donde se obtiene un resultado total de pérdidas de 4.5 MWh/semana lo que da un

valor de 235.3 MWh/año.

4.5.2.3 Primario OL 23 CEl perfil de carga del primario 01 D corresponde a un sector comercial residencial y

el perfil de carga del primario 01 E representa un sector comercial residencial. Esta

es la razón para utilizar cualquiera de las dos curvas de estos dos primarios

(escalada apropiadamente) para el cálculo de perdidas en el primario OL 23 C. En

la figura 4.14 se observa la curva de pérdidas resistivas de este primario.

De donde se obtiene un resultado total de pérdidas de 6.19 MWh/semana lo que da

un valor de 323.2 MWh/año.

Fig 4.14 Curva de perdidas del primario OL 23 C

96

Primario OL 23 C.

Tiempo ( h )

4.5.2.4 Comparación de pérdidasComo resumen se indican brevemente ias pérdidas globales del nuevo sistema por

construir (Tabla 4.2) comparado con la del sistema actual (Tabla 4.1).

Tabla 4.1 Pérdidas del sistema actual.

Primario16a

16B16C16D16E16F16G16H01 A01 B01 C01 D01 E

TOTAL

Pérdidas MWh/año Sis actual13381320830670613680498

220

2473055392944809

97

Tabla 4.2 Pérdidas del sistema propuesto.

Primario16A16B16C16D16E16F16G

16HOLAOLBOLC

TOTAL

Pérdidas MWh/año Sispropuesto

13327120852

21313623698

4372353232342

Haciendo un análisis de las perdidas se concluye que existe un ahorro del 48 % de

las perdidas con el cambio de voltaje. Este ahorro no corresponde al cambio de

voltaje sino también a la exclusión dei primario 01 C y parte de los primarios 01B y

01D.

4.6 CAMBIO DEL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN OLÍMPICO.

Para el cambio dei transformador en la subestación se tomó en cuenta la potencia

instalada actual en la subestación y también la demanda en cada uno de los

primarios cambiados de voltaje. La suma de la demanda de los primarios llega a

17.1 MW con un factor de potencia promedio de 0.95 se obtiene una potencia

aparente de 18 MVA de 46 kV / 22.8 kV, Las políticas de la Empresa Eléctrica Quito

específicamente del departamento técnico de Subestaciones indican que las

potencias instaladas de los transformadores en las subestaciones son de 15 MVA/

20 MVA para 46 kV / 23 kV.

Se propone dos alternativas para el cambio de transformador en la subestación. Se

toma en cuenta un factor de crecimiento del 15 % de la carga. La primera alternativa

es instalar un transformador de 46 / 23 kV de 20 / 27 / 33 MVA ONAN / ONAF1 /

ONAF 2, con este transformador no descargaríamos ias líneas de 46 kV pero tendría

un costo menor. La segunda alternativa es instalar en la subestación Olímpico un

transformador de 138 kV / 23 kV con una capacidad de 20 / 27 / 33 MVA ONAN /

ONAF1 / ONAF 2 . Como se indica anteriormente esta alternativa tiene mayor costo

porque se necesita introducir 138 kV (voltaje de transmisión ) a la subestación en

estudio que actualmente opera 46 kV (voltaje de subtransmisión).

Para llevar 138 kV a la subestación Olímpico se necesitaría construir torres de

transmisión desde la subestación Vicentina INECEL, pero existen líneas de

transmisión que van a Ibarra entonces se podría realizar una conexión con estas

líneas. Con la aplicación de esta estrategia se alivia la carga del transformador del

Sistema Nacional Interconectado 138/46 kV existente, que está al límite de su

capacidad. El precio adicional que se pagaría se vería retribuido en el futuro con una

mayor capacidad de potencia para seguir introduciendo 23 kV.

Se recomienda analizar todos los beneficios que representa la segunda alternativa a

fin de tomar una decisión.

99

CAPITULO 5

5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO

En este capítulo se calculan todos los costos y beneficios asociados a esta

propuesta. Este análisis indica los efectos de seguir adelante con este proyecto

o, por el contrario, anularlo. E! análisis costo-beneficio se utiliza mucho para

evaluar los proyectos que quiere realizar el sector público, porque esta modalidad

de análisis no sólo tiene en cuenta los costos y beneficios económicos, sino

también los costos y beneficios sociales que tendrá el proyecto. Es un análisis

muy complejo puesto que no existe ningún precio de mercado que mida los

efectos sociales. Por ejemplo: ¿ Cómo cuantificar la mejora en el perfil de voltaje

? ¿Cómo se pueden medir los costos asociados con el impacto ecológico, la

destrucción de un paraje natural o el aumento de la contaminación cuando se

construye un nuevo tramo de línea? ¿Cómo se pueden medir los beneficios

económicos que se podrán obtener gracias a esta nueva construcción? El análisis

costo beneficio se aplica para escoger entre distintas opciones, como por ejemplo,

continuar con el sistema a 6.3 kV o cambiarlo a 23 kV pero, como nunca se

podrán determinar con exactitud los costos sociales, la decisión final dependerá

tanto de consideraciones políticas como de los resultados del análisis costo-

beneficio.

5.1 EJECUCIÓN DEL PROYECTO

Para evaluar la introducción de 23 kV se debe organizar la siguiente información:

cantidad de elementos requeridos, personal especializado, financiamiento,

alcances del proyecto y desarrollo del proyecto. Para este caso se considera:

unidad de obra, grupo de trabajo y volumen de obra.

100

Una unidad de obra representa un módulo de construcción para los avances

que se presentan en e! sistema de distribución, esto permite valorar las diversas

obras que se planifiquen.

Etapas fijas. - Típicamente se la define como la etapa inicial. Por medio de esta

etapa podemos saber cuan amplio es el proyecto; por ejemplo, la colocación de

los postes e instalación de accesorios necesarios para la fijación de la red. En

este estudio se consideran las siguientes etapas fijas:

> Replanteo.

> Transporte de postes.

> Excavación de huecos

> Erección de postes.

> Colocación de elementos de sujeción.

> Instalación de equipos.

Etapas variables. - Estas etapas son variables porque están sujetas a la

topología de la red, condiciones técnicas de la red a construirse.

> Ensamblaje de estructuras.

> Retiro de estructuras.

> Transporte, tendido y regulado de conductores.

El grupo de trabajo es un conjunto de personas que realizarán deberes

específicos. Bajo su responsabilidad se encuentra la conclusión de un proyecto

determinado. Para el efecto se forma dos grupos, uno administrativo y otro

técnico. La conformación de los grupos de trabajo ia realiza ia dirección técnica y

administrativa, quedando formada de la siguiente manera:

> Ingeniero Eléctrico.

> Capataz.

> Liniero uno, liniero dos.

> Ayudante de liniero.

> Peón.

> Chofer.

> Oficinista.

101

El volumen de obra cuantifica de manera general la cantidad de obra a realizarse

en el proyecto. Aunque no define procedimientos requiere un cronograma de

actividades para desarrollarlas ordenadamente.

El cronograma de trabajo de la construcción del proyecto facilita la continuidad de

las obras, optimiza recursos y mediante este cronograma se realiza el

presupuesto económico, también se estima el tiempo de duración de la obra. Este

plan de trabajo permite ejecutar una o varias actividades a la vez.

5.1.1 ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN

1. Suspensión del servicio eléctrico.

2. Apertura de seccionamientos en tramos promedio de 800 a 1000 m.

3. Revisión visual del conductor y reemplazo del mismo.

4. Retiro temporal de cables de las estructuras viejas.

5. Desmontaje de estructuras RNA (6.3 k V).

6. Instalación de la nueva disposición de herrajes para un aislamiento de 23

kV con estructuras tipo RVA.

7. Montaje de nuevos centros de transformación.

8. Instalación y sujeción de cables a estructuras nuevas.

9. Empalme del neutro corrido.

10. Fijación de postería.

11. Regulación de redes.

12.Cierre de seccionamientos al nivel de 6.3 kV.

13.Cambio de voltaje a! nivel de subestación.

14. Desmontaje de centros de transformación antiguos.

15. Normalización de la red:

Este plan de actividades es el óptimo para ei cambio de voltaje, aprovechando

al máximo la suspensión del servicio.

Para realizar los cálculos de tiempo se toma como medida un kilómetro de red

lineal y poste plantado. Con anterioridad se definió el grupo de trabajo con

una jornada de trabajo de 8 horas / día y con datos proporcionados por el

Departamento de Fiscalización y Construcción de Redes de la Empresa

102

Eléctrica Quito S. A. Se puede resumir la duración de la obra, toda esta

información puede ser revisada con mayor detenimiento en el Anexo 5. Como

resumen se indica que el proyecto será culminado en un período de 60 días

con 6 grupos de trabajo.

Para ei cálculo económico del proyecto se utilizaron los datos proporcionados

por ia Empresa Eléctrica Quito específicamente por el Departamento de

División de Ejecución y Recepción de Obras, allí se consultaron los precios

unitarios para montaje de redes para el primer semestre del 2001. Para la

valorización del presente se toma en cuenta tres Ítems; materiales, mano de

obra y dirección técnica, suspensión de servicio. En lo referente a los

materiaies se hizo una lista global de los materiales necesarios para el

cambio de voltaje. Se realizaron inspecciones en los sectores pertinentes para

constatar la veracidad de los datos y verificar que los vanos no tengan mas de

40 m ni menos de 35 m como especifican las normas de la EEQ. Toda esta

información puede ser revisada en el Anexo 5.

5.2 COSTOS DEL PROYECTO

En esta parte se pueden revisar los costos de los transformadores, equipos de

protección, estructuras de la red, elementos de conexión. Todos estos datos

fueron proporcionados por la División de Ejecución y Recepción de Obras.

En el memorando N 0300272 se presentan los cuadros con los precios

unitarios para la construcción de redes eléctricas de distribuciones con los

valores actualizados de acuerdo con el factor de reajuste determinado por la

Dirección de Finanzas para el primer semestre del 2001 aprobado por

Gerencia General. El resumen de los precios se los puede ver en la tabla 5.1.

En este proyecto se reutiüzarán los conductores ya tendidos en las redes

actuales. Los conductores nuevos corresponden a la construcción de nuevos

tramos de red tanto a 6.3 kV y 23 kV. Los transformadores primarios serán

103

construidos bajo pedido por la empresa EcuaTrans, todos los datos técnicos

de estos transformadores se pueden revisar en el Anexo 3.

Tabla 5.1 Costos de equipos y materiales

Costo de equipos y materialesEquiposConductores nuevosTransformadores primariosTransformadores de distribuciónmonofásicosTransformadores de distribución trifásicosEstructuras tipoTensores y anclajesMontajes tipoPostes

Total $

Precio total41,177

227,343

5,99033,47547,755

1,2141 1 ,03521 ,850

389,841

Los transformadores monofásicos 23 kV / 220 V son adquiridos en ei mercado

nacional. En cambio los transformadores monofásicos retirados ingresarán a la

empresa para darles mantenimiento y los transformadores que no excedan el

tiempo de vida útil podrán ser reubicados en otro lugar que los necesiten, por esa

razón estos transformadores tienen un valor residual que se estima del 20 % del

valor de mercado con este ahorro el nuevo valor.

El mismo tratamiento se les da a los transformadores de distribución trifásicos.

Las estructuras tipo no tienen valor residual porque al momento de sacar esta

estructura del poste ya no sirve para ser reinstalado en otro lugar, el único valor

residual es como chatarra.

Los montajes tipos MVT1 o MVT4 incluyen las protecciones de los

transformadores, el montaje MNF2 sirve para abrir o interconectar ios primarios

con otros primarios.

104

Los postes son reutilizados en la mayoría de las estructuras, por eso los postes

constan en un ítem aparte en la estructuras tipo.

Tabla 5.2 Costos de equipos y materiales descontando los transformadores

Cosío de equipos y materialesEquiposConductores nuevosTransformadores primariosTransformadores de distribuciónmonofásicosTransformadores de distribución trifásicosEstructuras tipoTensores y anclajesMontajes tipoPostes

Total $

Precio total41,177

227,343

4,79226,78047,755

1,2141 1 ,03521 ,850

381 ,946

El costo de materiales del proyecto asciende a 381 946 dólares.

5.3 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA

De igual manera ios precios de la mano de obra y dirección técnica fueron

proporcionados por la División de Ejecución y Recepción de Obras, donde constan

los precios unitarios para construcción, remodelación y retiro de redes eléctricas

de distribución. Estos precios están actualizados a Junio del 2001.

En esta sección se tratan los precios de la suspensión de servicio, replanteo de

postes, transporte de postes, excavación de huecos, erección de postes,

plantación de postes, retiro y transporte de postes, montaje de estructuras tipo,

desmontaje de estructuras tipo, regulado de conductores, normalización del

servicio. También consta el cronograma de actividades para ía culminación del

proyecto, tablas con los precios de las etapas fijas y etapas variables.

105

Todo el tiempo que se deberá destinar para la realización del proyecto puede

ser revisado con mayor detalle en el Anexo 5.

Tabla 5.3. Costos de mano de obra y dirección técnica

Mano de obra y dirección técnicaítemABC

ObraEtapas fijasEtapas variablesDirección técnica

Total

P Total12,28622,81634,00069,102

La tabla 5.3 muestra el resumen de los precios del montaje y desmontaje de

estructuras tipo, regulado de conductores y la normalización de la red. En el

Anexo 5 consta el tiempo que un grupo de trabajo le tomaría realizar este

proyecto. Este estudio toma en cuenta 6 grupos de trabajo para la realización de

este proyecto, y les tomaría 51 días aproximadamente.

5.4 SUSPENSIÓN DE SERVICIO

La suspensión del servicio se la realizará cuando se energice el nuevo sistema a

23 kV. Cuando se estén cambiando las estructuras tipo se utilizarán las

interconexiones que dispone cada primario para que no exista una suspensión de

servicio total y cuando ya sea cambiada la estructura de RNA a RVA se siga

utilizando estas secciones a 6.3 kV hasta cambiar todo el sistema a 23 kV.

Se estima que la energía no comercializada en el lapso de suspensión de servicio

equivaldrá a la energía asignada a los primarios de la subestación; por ejemplo en

la Subestación Olímpico los primarios: 01 A aporta con 3.7 MWh, el primario 01 B

aprota con 4.5 MWh, 01 D contribuye con 4.2 MWh y el primario 01 E contribuye

con 3.9 MWh. La Subestación Dieciséis contribuye con los primarios 16 B con 8.7

MWh, 16 D con 6.2 MWh, 16 E con 5.3 MWh y el primario 16 H con 1.9 MWh

dando un tota! de 38.5 MWh, Con un valor promedio de 2.72 centavos el KWh este

106

valor se obtuvo de los Costos Marginales Medios del MEM , se obtiene un valor

de 1049 dolares.

5.5 BENEFICIOS

Los beneficios son los ahorros que se iogren en el campo energético y por ende

en el económico. A continuación se indica las clases de ahorro: Ahorro en

potencia y energía, ahorro por inversión.

5.5.1 AHORRO DE ENERGÍA

La Empresa Eléctrica Quito proporcionó los siguientes datos:

> Costo Marginal Medios - MEM.

> Precio medio.

> Resumen de planillas.

Con estos precios se determina la reducción en la compra de energía

considerando la energía que ingresa al sistema primario antes y después de las

modificaciones propuestas.

Tabla 5.4 Ahorro en cosíos de energía

ítemEnergía total mensual (MWh)

Compras de energía ($)Ahorro por mes ($)Ahorro por año ($)

Actual16,631452,363

Propuesto16,426

446,7875,576

66,912

Este ahorro de energía se traslada a valor presente con la siguiente expresión

económica.

Donde:

VP: Valor Presente.

107

A: Anualidades.

i: Tasa de interés.

n: número de años,

A este ahorro por año equivale a una anualidad y se calcula su valor presente en

un horizonte de 20 años, considerando una tasa de interés del 12 %.

Desarrollando la formula se obtiene la siguiente expresión;

VP = 499795

Entonces se obtiene un valor presente de 499,795 USD.

5.5.2 AHORRO POR I1WERSIÓN.

El ahorro por inversión corresponde a la liberación de las pérdidas existentes del

sistema actual. El valor por kW es de 300 USD, este dato es el resultado de los

estudios realizados por la OLADE en sistemas de distribución. El ahorro por este

rubro se presenta en la tabla 5.5. El valor obtenido se contabiliza una sola vez por

el tiempo de inversión del proyecto.

Tabla 5.5 Ahorro por inversión

Ahorro por inversiónEnergía de Pérdidas (kW)

631

Precio ( USD/kW)300

Total (USD)189300

5.6 COSTOS Y BENEFICIOS

En esta sección se indica la conveniencia o no del proyecto. Un proyecto de

inversión y su consiguiente toma de decisiones involucra el conocimiento

suficiente de los parámetros de costos y los beneficios a obtener, en la tabla 5.6

se indica un resumen.

IOS

Tabla 5.6 Baíance económico.

Balance económicoCostosEquipos y materialesMano de obraSuspensiones de servicio

Total

392976691021049

463127

BeneficiosEnergéticoPor inversión

Total

499795189300

689095Relación Costo Beneficio 1,49

Con relaciones beneficio costo superiores a la unidad los proyectos resultan

atractivos para su inversión. En el estudio la relación beneficio costo es de 1.49.

Esta relación se puede interpretar considerando que la inversión a realizar genera

49 % de utilidades. En conclusión se puede anotar que el estudio es totalmente

viable tanto técnica como económicamente.

109

CONCLUSIONES

Se ha comprobado que el voltaje de distribución primario de 23 kV en las

redes de distribución permite solucionar problemas que con el nivel de

voltaje existente no es posible, como caídas de voltaje, carga en ias

secciones, pérdidas excesivas. Estos problemas se agravan por la

ubicación de las subestaciones de distribución muy alejadas de los puntos

con alta densidad de carga.

Actualmente un sector extenso y muy importante del Distrito Metropolitano

de Quito se encuentra alimentado con un voltaje de distribución primario de

6.3 kV con los problemas en el sistema de distribución que esto acarrea,

por tal razón la empresa debería adoptar soluciones como la propuesta en

el presente trabajo que permitan eliminar progresivamente este voltaje del

sistema primario, sin los costos excesivos que representaría cambiarlo en

un solo paso.

La propuesta que se presenta en este estudio resulta muy rentable para la

Empresa Eléctrica Quito S. A. porque la utilidad es del 49 %, después de

pagar todos los gastos que representa este estudio.

Adicionalmente los perfiles de voltaje mejoran en los primarios, elevando

también su capacidad de transportar energía hacia los clientes finales y en

el futuro se penalizará a las empresas distribuidoras por bajos voltajes.

El factor de utilización más bajo observado en los transformadores de

distribución es del 27 % de su capacidad nominal, indicando que ios

transformadores son subutilizados. La Empresa Eléctrica Quito debe ver la

forma de elevar el nivel de utilización de dichos equipos a fin de aprovechar

mejor una inversión que ya se realizó.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. ABB "Transmitión and Distribution". 1997

2. Poveda, Mentor "Planificación de Sistemas de Distribución" EPN.

3. Poveda, Mentor "A New Method to Calcúlate Power Distribution Losses in anEnvironment of High Unregistered Loads". IEEE.

4. Energy Computer Graphics Ltda. "Manual de usuario de! SPARD.2000"

5. Betancourt, Adolfo. Morales, Jorgue. "Recuperación de la Subestación 10Nueva introduciendo 23 kV como voltaje primario", 1999.

6. Empresa Eléctrica Quito, "Normas de Distribución" Parte A y B 1979.

8. Landa, Jacindo "Redes Eléctricas". México 1973.

soxaNv

ANEXO 1

REGISTROS ELECTRÓNICOS.

ti*

•o o

Dem

anda

(kW

)

cn

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3 03 O)

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3 T3 o

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Primario 16E

Tiempo (h)

Primario 16F

2500

o ooo o o

o co co«- T- O

o TJ-CM O

CO -t- CDCM O

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Tiempo (h)

Primario 16G

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Tiempo (h)

Primario 16H

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2000 -

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Tiempo (h)

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o 15

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—

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Dem

anda

(kW

)

-o §" 5' o O

Dem

anda

(kW

)

o 15

:45

-o i" 6' o m

ANEXO 2

FLUJOS DE POTENCIADEL SISTEMA ACTUAL

Feeder : [ALIMENTADOR 01 A]

Date

: 03/19/00

Time : 11:18:36

Par

amet

ers

:Po

wer

Fac

tor

0.91

Gen

eral

In

form

ati

on

:L

oad

in

F

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e£

21

37

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WJ

Lo

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der

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VA

r)P

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HIE

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HIE

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2G

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ASP

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47,0

68

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26

.043

-048

.078

.09

7.0

89.0

18

9.0

20.0

48.0

112.0

50

.070

.061,0

34.0

Con

duct

or

CU

2/0

CU

(S)3

50M

CM

AA

336

CU

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CU

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CU

(S)4

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6

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0CU

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0C

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L

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60

.01

20

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54

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0.0

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0.0

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0.0

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0.0

30

0.0

75

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26

6,0

0.0

0.0

60

,56

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3,6

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26.9

26.9

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3.2

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1.6

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53

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0.0

4.8

0.0

32

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6.6

6.6

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0.0

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0.9

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4.2

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0.4

0.4

2.6

0.0

13.1

3.9

4.5

0.0

1.2

0.0

7.8

1.9

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jju

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23

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CU

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5.8

95

.89

5.8

96

.06

S.8

9

Feeder : [ALIMENTADOR 01 B]

Date

: 03/19/00

Time

: 11:45:07

Par

amet

ers :

Pow

er F

acto

r0.

94

Gen

eral

In

form

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CU

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CU

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4

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4

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6

CU

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125.

075

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90.0

160.

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07

5.0

50.0

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120.

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38

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15.4

11.6

37.1 0.0

13.9 0.0

0.0

9.3

10

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.37

.99

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15.8

7.9

14.2

15.8 7.9

13.1

7.9

15.8

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16.8

13.1

13.1

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4.1

4.1

2.4

1.6

1.2

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1.5

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1.0

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) (k

VA

r)

(Am

p)

Dro

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)

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.96

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6.0

1.6

25.0

21.8

3.3

22.1 1.3

3.8

19.3

12.4

37.8

34.3

2.7

1.4

2.4

0.7

3.0 2.6

13.5

13.5

11.9

12.5

1904

.918

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73.3

112.

814

7.5

84.9

23.2

353.

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46.3

311.

723

.269

.527

2.7

175.

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485.

93

8.6

23.2

38.6

11.6

37.1

37.1

192.

419

2.6

192.

620

1.9

669.

164

3.1

25.0

38

.450

.228

.97

.912

0.4

136.

215

.810

6.1

7.9

23.6

92.8

59.7

182.

816

5.4

13.1

7.9

13.1

3.9

12.6

12.6

65.5

65.6

65.6

68.8

197.

219

4.0

7,6

12.0

15.7 9.0

2.5

37.5

42.4 4.9

33.1 2.5

7.4

29.0

18.7

56.7

SI.

44

.12

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.01.2

3.9

3.9

20.2

20.2

20.2

21.2

1.74

2.40

1.67

4.81

4.79

4.86

4.25

4.40

4.3

64.

244.

594.

714.

714.

704.

783.

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4.8

73.

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13,

033,

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1.70

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14.

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14.

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3.44

3.43

3.12

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23.

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190.

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130.

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26

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0.0

CU 4

CU 4

CU 4

AA266

CU(S)350MCH

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

Conductor

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU(S)2

CU(S)4

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

CU 6

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU{5}2

CU(S)2

CU(S)2

CU (3 ) 2

CU 6

CU(S)1/0

CU(S)2

AA266

AA266

AA266

75.0 0.0

125.0

30.0 0.0

150.0

75.0

0.0

75.0

Conneted

{kVAj

60.0

75.0

50,0

75.0

45.0

45.0

75.0

50.0

150.0

45.0

90.0 0.0

75,0

75.0

0.0

25.0

25.0

30.0 0.0

60.0

125.0

50.0

200,0

50.0

50.0

75.0

100.0

160.0

0.0

150,0

150.0

0.0

300.0

50.0

100.0

23.2

0.0

38.6 9.3

0.0

46.3

23.2

0.0

23.2

Load Jn

Load

(kW)

18.5

23.2

15.4

23.2

13.9

13.9

23.2

15.4

46.3

13.9

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23.2

23.2

0.0

7.7

7.7

9.3

0.0

18.5

38.6

15.4

61.8

15.4

15.4

23.2

30.9

49.4 0.0

46.3

46.3 0.0

92.6

15.4

30.9

7.9

0.0

13.1 3.2

0.0

15.8 7.9

0.0

7.9

Section.

Load

(kVAr} 6.3

7.9

5.3

7.9

4.7

4.7

7.9

5.3

15.8 4.7

9.5

0.0

7.9

7.9

0.0

2.6

2.6

3.2

0.0

6,3

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5.3

7.9

10.5

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15.8

15.8 0.0

31.5 5.3

10.5

2.4

0.0

4.1

0.9

0.0

4.9

2.4

0.0

2.4

Current

(Amp)

1.9

2. A

1.6

2.4

1.5

1.5

2.4

1.6

4.9

1.5

2.9

0.0

2.4

2.4

0.0

0.8

0.8

0.9

0.0

1.9

4.0

1.6

6.5

1.6

1.6

2.4

3.2

5.1

0.0

4.8

4.8

0.0

9.7

1.6

3.2

13.9

22.4

8.S

69.6

43.0

12.8

37.5

41.1

42.5

225.1

362.6

137.4

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207,0

609.0

668.0

691.5

76.7

123.5

46,8

825.3

845.1

70.5

207.5

227.8

235.9

- Load Thru Section

Conductor Load

{%)

43.72.1

23.3

1.4

13.5

0.9

2.3

3.8

2.9

0.7

39.7

67.2

67.9

68.6

68.6

68.8

69.0

69.3

60.2

18.3 2.4

3.3

3.8

4.3

4.8

1.2

2.9

5.5

5.5

12,0

36.0

48.1

30.4

30.9

31.8

íkW)

710.9

34.7

378.3

23.2

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13.9

37.1

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46.3

13.9

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228.7

38.6

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61.8

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23.2

54.0

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103.5

149.8

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898.2

990,9

1006.5

1037.5

23,6

38,1

14.4

236.6

236,6

21.. 7

63.8

69.9

72,3

3.44

3.42

3.46

0.77

0.06

3.24

3.21

3.02

2.97

Load

Current Accum

(kVAr)

242.7

11.8

128.9

7.9

54.7

4.7

12.6

21.0

15.8 4.7

192.6

778.1

788.4

804.0

805.3

810.2

815.7

820.3

695.9

77.8

13.1

18.4

21.0

23.6

26.3 7.9

18.4

35.2

35.2

51,0

306.1

307-4

338.9

344.

-4355.3

(Amp)

Drop(%)

74. .2

3,6

39.7 2,4

16.8 1..5

3.9

6,5

4,9

1.5

59,6

228,4

230,7

233,1

233,1

233.9

234.7

235.6

204.8

23.6 4,0

5,7

6.5

7.3

8.1

2.. 4

5.6

10.7

10.7

15,4

93.7

93.7

103.4

105.0

108.2

2.84

3.03

3.34

3.03

3.27

3.47

3.47

3.47

3.48

3.42

3.69

1.48

1.40

1.12

1.07

0.99

0.89

0.83

1.66

1.60

3.30

3.29

3.30

3.28

3.29

1.72

1.72

1.72

1.71

1.71

2.98

2.75

2.75

2.73

2.70

3.57

3.54

3.59

0.77

0.06

3.35

3.32

3.11

3.06

Voltage -

5.81

5.81

5.81

5.97

6.01

5.82

5.82

5.83

5.84

Accum Voltage

Reg(%)

2.92

3.12

3.46

3.12

3.39

3.60

3.59

3.60

3.60

3.54

3.83

1.51

1.42

1.13

1.08

1.00

0.89

0.84

1.69

1.62

3.41

3.40

3.41

3.39

3.40

1.75

1.75

1.75

1.74

1.73

3.07

2.83

2.83

2.80

2.78

(kV) 5.84

5.83

5.81

5.83

5.82

5.81

5.81

5.81

5.81

5.81

5.79

5.93

5.93

5.95

5.95

5.96

5.96

5,96

5.92

5.92

5,62

5.82

5.82

5.82

5.82

5.91

5.91

5.91

5.91

5.91

5.84

5.85

5.85

5.85

5.85

GASPAR0VI

GA5PARDVI6

GASPARDVI2

BERMU4

BERMU8

BERMU7

BERMU5

BERMU4

BERMU3

BERMU2

BERMU1

BARRA 01B

AVSEIS6

AVSEISS

AVSEIS4

AVSEISS

AVSEIS1A

AVSEIS

AVSSISV2

AVSEIS

AVELOY3

GASPARDVI2

AVSEIS3

MUNGA1

GOREM01

BERMU9

BERMU8

BERMU6

BERMU5

BÉRMU4

BÉRMU3

BERMU2

OIiIMPI B A

AVSEIS7

AVSEIS 6

AVSEISS

AVSEISV2

HERALDO

AVSEIS 4

AVSEIS

AVSEIS 1A

AVELOYS

161.0

30.0

45,0

74.0

42.0

40.0

47.0

52.0

29.0

12,0

25.0

40.0

32.0

146.0

47.0

115.0

146.0

36.0

44.0

2.5

170.0

AA266

CU(S)1/0

AA 2

CU 6

CU 6

.CU 6

AA 2

AA 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU(S)350HCM

CU 1/0

AA1/0

AAl/0

AA1/0

CU(S}2

AAl/0

AAl/0

CU(S)2

CU(S}2

0.0

75.0

112.5

45.0

50.0

112.5

30.0

37.5

0.0

37.5

45.0

0.0

75. 0

0.0

45. Q

350.0

90.0

25.0

0.0

0.0

75.0

0.0

23.2

34,7

13-9

15.4

34.7

9.3

11.6

0.0

11.6

13.9 0.0

23,2

0.0

13.9

108.1

27.8

7.7

0..0

0.0

23.2

0.0

7.9

11.8 4.7

5.3

11.83.2

3.9

0.0

3.9

4.7

0.0

7.9

0.0

4.7

36.8

9.5

2.6

0.0

0.0

7.9

0.0

2.4

3.6

1.4

1.6

3.6

1.0

1.2

0.0

1.2

1.4

0.0

2.4

0.0

1.5

11.3 2.9

0.8

0.0

0,0

2.4

54.7

34.2

62.3

13.1

1.2

4.0

0.8

1.7

14.8

15.7

16,8

43.0

0.8

5.1

5.9

49.4

32.8

6.4

42.9

32.8

1.3

1784.5

849.8

746.1

163.7

15.4

50.2

9.3

20.8

184.6

196,2

210.1

2313.7

23.2

84.9

98.8

825.2

609.2

106,6

716.7

610.2

23.2

610.6

290.0

254.7

55.7

5.3

17.1 3.2

7.1

62.8

66.8

71.5

.845.27.9

28.9

33.6

281.1

207.3

36.3

244.0

207.7

7.9

186,0

ee.9

77.8

16.9

1-6

•5.2

1.0

2-1

13-0

2O. 2

21.7

236.6

2,4

8.9

10.4

86.4

64.0

11.2

75.1

64. Q

2.4

2.68

3.02

2.78

1.70

1,68

1.68

1.65

1.65

1.65

1,63

1.62

0.06

3.30

3.30

3.28

3.20

3.41

3.27

3.26

3.26

3.70

2.76

3.11

2.86

1.73

1.71

1.71

1.68

1.68

1.68

1.66

1.64

0.06

3.42

3.41

3.39

3.31

3.54

3.38

3.37

3.37

3.84

5.85

5.83

5.85

5.91

5.91

5.91

5.92

5.92

5.92

5.92

5.92

6.01

5.82

5.82

5.82

5.82

5.81

5.82

5.82

5,82

5.79

Souice

Nodea Load

AVELOY4

AVELOÍ3

AVELOÍ2

PUERTA1A

SERRAN01

Length

101.0

208.0

175.0

73.0

42.0

Conductor —

Load In Section

—

Load Thru Section

Voltage

Conneted Load

Load

Current Conductor Load

Load

Current Accum

Accura Voltage

(kVA)

<kW)

(kVAr)

(Amp)

(%}

(kW)

(kVArJ

(Amp)

Dxop{S) Reg(%)

(kV)

CU

(S)2

CU

(S)2

CU (

3)2

CU

(S}4

CU

4

75

.0195.0

112,

50

.07

5.0

23.2

60..

234

-70

.023

.2

7.9

20.5

11.8

0.0

7.9

2.4

6.3

3,7

0.0

2.4

1.3

5.8

9.6

2.6

3.8

23.2

106.

517

8.4

37

.161

.8

7.9

36

,36

0.7

12

.62

1.0

2.4

11.2

18.8

3.9

.6.5

3.7

03

.69

3.6

63

.66

3-3

1

3.8

43

.84

3.7

93

.80

3.4

2

5.79

.5

.7S

5.8

05

.79

5.8

2

Feeder : [ALIMENTADOR 01 C]

Date

i 04/10/01

Time

: 19:56:58

Parameters :

Power Factor

0.97

General Information:

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loas

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

2764.100600 (kW)

571.736800 (kVAr)

82.901000 (kWj

4.308900 (%}

4,502900 (%)

281.008600 (A)

4.877578 (km)

2.487000 (km)

Source

Load

ím)

SueciaScl

Suecia4cl

Suecialcl

Suecia2cl

Suecialcl

Suecialcl

ShyrisScl

shyrisBcl

Shyris7cl

Shyris7cl

Shyrisrncl

shyriscSl

ShyrisBcl

Shyris3cl

Shyris2cl

Shyris4cl

Seis 4 el

Seis3cl

Seis2cl

Seislcl

SeisOcl

SeisOcl

Salva7cl

Salva 6cl

SalvaS el

Sal va 4 el

Salva23cl

Suecia7cl

SueciaScl

SueciaScl

Suecia3cl

Suecia4cl

Suecia2cl

SbyrislOcl

Shyris9cl

ShyrisBcl

Shyrisrncl

ShyriscSl

Shyris4cl

Shyris3cl

Shyris2cl

Shyrislcl

Suecialcl

SeisScl

Seis 4 el

Seis 3 el

Seis2cl

Salva22cl

Seislcl

Salva 8 el

Salva? el

Salva6cl

SalvaS el

Salva24cl

50.0

90.0

56.0

160.0

48.0

33.0

76.0

48.0

130.0

44.0

83,0

140.0

51.0

43.0

46.0

101.0

75.0

77.0

192.0

77.0

47.0

65.0

30.0

183.0

29.0

10.0

40.0

Conneted Load

CU (3)2

CU(S)2

CU 6

CU 6

AA266

CU 6

CU 4

CU 4

CU 4

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA3/0

AA3/0

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU(S)2

(kVA)

100.0

75.0

232.5

775.0

45,0

112.5

110.0

50.0

50.0

335.0

30.0 0.0

345.0

75.0

45.0

0.0

100.0

45.0

45.0

75.0

205.0

45.0

100.0

75.0

75.0

15.0

112.5

fkW)

36.0

27. 0

83.7

279.0

16.2

40.5

39.6

18-0

18.0

120.6

10.8

0.0

124.2

27.0

16.2

0.0

36.0

16.2

16.2

27.0

73.8

16,2

36.0

27.0

27.0

5.4

40.5

Load

(kVAr)

7.4

5.6

17.3

57.7

3.4

6.4

8.2

3.7

3.7

24.9

2.2

0.0

25.7

5.6

3.4

0.0

7.4

3.4

3.4

5.6

15.3

3,4

7.4

5.6

5.6

1.1

8.4

Current

(Arap)

3.7

2.7

8.5

28.4

1.6

4.1

4.0

1.8

1.8

12.2

1.1

0.0

12.6

2.7

1,6

0.0

3.7

1.6

1.6

2.7

7.5

1.6

3.7

2.8

2.8

0.6

4.1

Conductor Load

Load

Current Accum

{%)

(kVí)

(*VAr)

(Amp)

Drop(%)

1.9

3.3

6.6

22.0

4.9

25.2

2.4

3.4

4.5

23.4

19.8

19,4

5.0

1.3

0.5

14.4

20.5

21.0

21.6

22.6

35.6

27,4 2.9

5.0

7.1

7.6

2.1

36.0

63. D

83.7

279.0

162.9

320.0

39,6

57,6

75.6

762.7

661.9

650.7

167.4

43.2

16.2

483.1

583.7

600.1

616.5

644.2

861.1

660.6

36.0

63.0

90,0

95.4

40.5

7,4

13.0

17.3

57.7

33.7

66.3

8.2

11.9

15.6

163.2

137.9

135.0

34.6

8.9

3.4

100.0

121,1

124.7

128.4

134.9

178.7

138.6

7.4

13.0

18.6

19.7

8.4

3.7

6.4

8.5

28.4

16.6

32.5

4.0

5.8

7,7

79.5

67.2

66.1

17.0

4.4

1.6

49.1

59.4

61.0

62.7

65.4

67.3

67.0

3.7

6.4

9.2

9.7

4.1.

3.79

3.79

3,80

4.00

3.78

3.82

3.62

3.62

3.61

3.61

3.66

3.73

3.74

3.74

3.74

3.78

3.82

3.77

3.73

3.61

3.55

3.56

4.31

4.30

4.26

4.25

3.76

ltty

e —

—:u

m

Vo

!(%

) (

3.94

3.9

43

.95

4.1

73

.93

3,9

73

.76

3.7

53.

743

.75

3.80

3.8

83

.89

3.8

93

.89

3.9

23

.97

3.9

23

.87

3.7

53

.68

3.6

94

.50

4.50

-4.4

54

.44

3.9

0

Itag

ekV

) 5.80

5.8

05

.80

5.7

95

.80

5.8

05

.81

5.8

15

.81

5.8

15.8

15

.80

5.8

05

.80

5.8

05.

805.

805

,80

5.80

5.8

15

,81

5.8

15

.77

5.7

75

.77

5.7

75.

80

't*

Salva22cl

Salva21cl

Salva20cl

Salval9cl

Salval9cl

Salva20cl

SalvalScl

Salval7cl

Salval7cl

Source

Load

Salva 16cl

Salval 6cl

Salval3 el

SalvalS el

Salvallcl

Salvalcl

Por tu 8 el

Portu7cl

Portu6cl

PortuScl

PortuScl

Portu4cl

PortuScl

Portu2cl

Por tul el

Seis5cl

Nacio4cl

NacioScl

Nacio3cl

Nacio2cl

Barra 01 C

Salva21cl

Salva20cl

Salval? el

SalvalScl

Salva23cl

SalvalScl

Salval 8 el

Salval7acl

Salvallcl

SalvalScl

SalvalScl

Salvallcl

Salva 12cl

Sálvalo el

Salva 4 el

Shyris7cl

PortuScl

Portu7cl

PortuScl

SeisOcl

PortuScl

PortuScl

Portu3cl

Portu2cl

NacioScl

NacioScl

Salvalcl

Nacio2cl

Naciolcl

Portulcl

47,0

37.0

49.0

76.0

81.0

76,0

45.0

24.6

65.0

IiQncftíi

(m)

102.0

34.0

65.0

48.0

20.0

42.0

27.0

30.0

94.0

77.0

61.0

41.0

64.0

148.0

82.0

87.0

62.0

41.0

67.0

40.0

1121.0

CU

{S)2

CU

{S}2

CU

(S)2

CU

(S)2

CU

(S}2

CU

(S}2

CU

(S)2

CU

(3)2

CU

ÍSJ2

Con

duct

or

CU

(S)2

CU (

5)2

CU

(S)2

CU (

3)2

CU

(S)2

CU

6A

A26

6A

A26

6A

A26

6A

A26

6A

A3/

0A

A26

6A

A26

6A

A26

6A

A26

6CU

6

CU

6

CU

6

CU

6

CU

6

AA

266

45

.00

.02

00

.07

5.0

30

0.0

20

0.0

10

0.0

10

0.0

16

.20

.072

.027

.01

08

.07

2.0

36.0

36

.01

00

.0

36

.0

-—•"-

— L

oad

InC

onnet

ed

Loa

d(k

VA

) (k

W)

100.

0 3

6.0

20

0.0

30

0.0

25

0.0

100.0

75

.00

.01

00

.01

20

.05

00

.00

.02

5.0

0.0

10

0.0

19

5.0

15.0 o.o

89

5.0

25

.02

40

.04

5,0

72

.01

08

.09

0,0

36

.02

7.0

0.0

36

.04

3.2

18

0.0

0.0

9.0

0.0

36.0

70

.25

.40

.03

22

.29

.086

.416.2

3.4

0.0

14

.95

.62

2.3

14

.97

.47

.47

.4

Section

Load

(kV

Ar)

7.4

14

,92

2.3

18.6

7.4

5.6

0.0

7.4

8.9

37

.20

.01.9

0.0

7.4

14

.51.1

0.0

66

.61.9

17,9

3.4

1,6

0,0

7.3

2.7

11,0

7.3

3.7

3,7

3.7

Cu

rren

t

ÍAin

p}

3.7

7.3

11.0

9.2

3.7

2.8

0.0

3.7

4.4

18.2

0.0

0.9

0.0

3,6

7.1

0.6

0.0

32

.90

.98

.81.6

40

.94

0.1

9.4

19.2

7.7

30

.71.9

1.9

78

6.8

77

0.3

18

0.0

36

9.1

14

8.5

58

9.8

36

.03

6.0

163.0

159.5

37

.276

.430

.7122.1

7.4

7.4

3.7

7

2.0

1

4,9

79

.878

.218.3

37

.515.1

59

.93

.73

.77.3

3.6

23

.66

3.6

83

.78

3.7

53.7

33

.78

3.6

83

.68

— -"

"-—

Loa

d T

hru

Sec

tion

Co

nd

uct

or

Loa

d L

oad

Cu

rren

t A

ccum

(%)

(kW

) (k

VA

r)

(Am

p)

Dro

p(%

)

7.5

1

44

.0

29

.8

14

.6

3.8

08

.45

.64

.71.9

9.7

25

.626

.72

8,0

33

,46

3.0

79,0

79

.08

0.1

82

.24

3.2

42

.83

5,2

7.5 6.8

82

.6

16

2.0

10

8.0

90

.03

6.0

12

2.5

85

8.5

89

4.7

93

8.0

1118

. 6

15

22

,42

65

2.1

26

54

.02

69

2.9

27

70

.15

46

.65

40

.54

44

.79

5.4

86

.42

79

0.4

33

.52

2.3

18

.67

.42

5.3

179,2

186.9

196.1

23

4.3

317.8

55

6.6

56

0.1

57

2.8

59

9.5

113.2

111.

99

2.0

19,7

17.9

61

0.0

16

.511.0

9.2

3.7

12,5

87.1

90.8

95

.211

3*4

15

4.4

26

8.7

26

8,7

27

2.3

27

9.4

55

.75

5.2

•95.

49

.78

.8281.0

3.7

93

.82

3.80

3.6

94

.24

3.5

83

.56

3.5

43

.47

3.5

13

.40

3.3

13.1

72

.83

4.0

14

.15

4.2

24.1

74

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5

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1S

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Acc

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Vo

ltag

eR

egí*

) (k

V)

3.9

5

5.8

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05

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15

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5.82

5.8

25

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35

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5.8

65

.79

5.7

85

.77

5.78

5,7

85

.87

fe?,

Feeder : [ALIMENTADOR 01 D]

Date

: 04/10/01

Time

: 20:17t31

Parametera :

Power Factor

0.96


Load in Feeder

Load in Feeder

Power Lo ss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

3275.980500 (kW)

770.216000 fkVAr)

119.019500 (kW)

5.521500 (%}

5.844200 {%)

339.086800 (A)

9.828115 (km)

Max Length

3.398000 (km)

Source

Load

Eloy6dl

SeiaSdl

Seis4dl

Seis3dl

Seia2adl

Seis2dl

Seialdl

Marti 4dl

MartiSdl

Marti2dl

Marti3dl

Martildl

JimeSdl

JimeSdl

Jime4dl

Jime3dl

Jime2dl

Jiaieldl

Guanguilldl

Gonza3dl

Gonzaldl

Gonza2dl

Gonzaldl

EloySdl

EloySdl

EloySdl

BossanolOdl

Boussingldl

SeiaSdl

Seis4dl

Seis3dl

Seis2adl

5eÍ32dl

MartiSdl

Contreldl

MartiSdl

Mar ti 4 di

Marti2dl

Jime7dl

JimeSdl

JiraeSdl

Jime4dl

Jime3dl

Jime2dl

Guanguil2dl

Barreldl

Gonza2dl

Gonza3dl

Jimeldl

Eloy7dl

Bosmeldl

Eloy6dl

Lsngtn

(m)

42.0

68.0

203.0

42.0

41.0

41.0

83.0

90.0

174.0

330.0

70.0

160.0

40.0

32.0

35.0

44.0

38.0

38.0

201.0

28.0

69.0

32.0

32.0

43.0

43.0

42,0

CU (3)2

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

CU (S ) 4

CU(S)4

CU (3)2

CU(S)2

CU(S)2

AAl/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

CU(S)2

AA266

AA266

AA266

AAl/0

AA266

AA4/0

AA266

Conneted

(kVA)

225.0

45.0

150.0

25.0

10.0

0.0

300.0

75.0

75.0

50,0

112.5

75.0

200.0

90.0

378.0

600.0

225.0

112.5

75,0

200.0

75.0

200.0

262.5

75.0

75.0

0,0

Load

(kW) 59.4

11.9

39.6

6.6

2.6

0.0

79.2

19.8

19.8

13.2

29.7

19.8

52.8

23.8

99.8

158.3

59.4

29.7

19.8

52.8

19.8

52.8

69,3

19.8

19.8 0.0

Load

(kVAr)

19.4 3.9

12.9 2.2

0.9

-300.0

25.9

6.5

6.5

4.3

9.7

6.5

17.2 7.8

32.6

51,7

19,4 9.7

6.5

17.2 6.5

17.2

22.6 6,5

6.5

0.0

Current

(Amp)

6.3

1.3

4.2

0.7

0.3

30.1

8.4

2.1

2.1

1.4

3,1

2.1

5.6

2.5

10.6

16.9 6.3

3.2

2.1

5.6

2.1

5.6

7-4

2.1

2.1

0.0

Conductor Load

Load

Current Accum

{%)

(kW)

(kYAr)

(Amp) Drop[%)

12.6

31.1

32.3

32.5

32.6

30.9

33.3

11.1 9.7

10.8

10.1

11.9 3.2

4.7

10.7

20.4

24.0

25.8

1.1

11.8

14.1

13.4

30.0

35.5

52.1

42.6

233.7

994.9

1035 . 0

1043.1

1046.1

1046.4

1125.9

158.6

138.7

201.6

188.4

221.6

52.8

76.5

176.3

334.7

394.1

423.9

19.8

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429.2

493.3

1199.5

1431,3

1433.7

76.4

328.8

342.5

347.4

348.9

49.4

75.8

51.8

45.3

65.9

61.5

72.4

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161.3

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24.7

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110.8

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14,5

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19.7

23.1 5.6

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4.92

4.72

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4.63

4.61

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3.55

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5.43

5.42

5.42

5.41

5.38

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•'*:

Eloy4dl

Eloy3dl

Eloy2dl

Eloy2dl

Eloy7dl

Eloyldl

ContreZdl

Contreldl

Carbo8dl

Garbo 8dl

— —

Nodos

Source

Lo

Carbo7dl

Carbo3dl

Garbo 6dl

Carbo3dl

Carbo3dl

Carbo2dl

CarbolOdl

CarbolOdl

Garbo Id 1

Carboldl

Calvache9dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calva che6dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calvache3dl

Cal va

che 4 di

CalvacheSdl

CalvachelSdl

Calvachelldl

Calvachel2dl

Calvachelldl

CalvachelOdl

Calvacheldl

Ca ama 2 di

Caamaldl

Caamaldl

Brieda3dl

Brieda2dl

Briedaldl

Boussi.ng2dl

BouaaingSdI

Bousaingldl

EloySdl

Eloy4dl

Martildl

Eloy3dl

Seisldl

Eloy2dl

Guanguilldl

Contre2dl

Carbo9dl

CarbolOdl

ad

CarboSdl

Garbo 6dl

Carbo7dl

CarboSdl

Carbo4dl

CarboSdl

Carbol2dl

Carbolldl

Briedaldl

Carbo2dl

Calva che!4dl

CalvachelQdl

Calvache9dl

Calvache7dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calvache4dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calvachel6dl

CalvachelSdl

CalvachelSdl

Calvachel2dl

Calvachelldl

Calva che2dl

CaamaSdl

CaamaSdl

Caama2dl

BriedaSdl

BriedaSdl

Brieda2dl

Bou3sing3dl

Bou3sing4dl

Boussing2dl

31.0

271.0

91.1

12-4.0

43.0

241.0

275.0

238.0

21-5.0

242.0

Lengtn

(m)

18.0

113.0

30,0

172.0

123.0

56.0

212.0

127.0

17-0

129.0

212-0

57.0

28.0

98.0

37.0

57. 0

90.0

32.0

57.0

107.0

31.0

83.0

155.0

46.0

10.0

67.0

55.0

112.0

54.0

19.0

130.0

26.0

193.0

67-0

AA

266

AA

266

CU

(S}2

AA

266

AA

266

AA

336

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CU

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A

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A

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6A

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kW

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11.9

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19.8

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19.8

19.8

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Loa

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VA

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2.8

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2.1

8.3

2.1

2.1

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Cu

rren

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0.0

3.2

0.6

2.5

7.0

0.0

1.3

0.8

0.8

1.3

0.3

1.3

0.0

1.3

1.3

0.4

0.7

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0.3

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2,1

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ltag

eR

eg(%

) (k

V)

5.5

7 5.7

15

.57

5.5

75

,56

5.5

85

.55

5.6

15

.60

5. S

O5

.53

5.7

85

.79

5.7

8S

.76

5.7

75

.76

5.7

45

.75

5.6

95

.79

5.7

95

.84

5.8

45

.81

5.6

65

.83

5.8

15

.80

5.6

05

.59

5.5

85

.35

5.5

55

.32

5.7

15

.71

5.7

15

.71

5.7

15

.71

5.7

15

.71

5.7

15

.70

5.7

05

.70

5.7

05

.70

5.7

05

.70

5.7

05

.70

5.7

05

.70

5.7

05

.70

5.7

05.7

15

.70

5.8

65

.70

5.7

15

.71

5.7

15

.72

5.7

15

.72

<*•

Boussing4dl

BossanolOdl

Bossano9dl

Bo 3 sano? di

Bosaano4dl

BossanoSdl

BossanoSdI

Bossano2dl

Bossanoldl

Bo3Hte9dl

BosraeSdl

Bosme7dl

BosmeGdl

Bosme4dl

BoameSdl

Bosme3dl

Bosme3dl

Boameldl

Bosme21dl

BriedaBdl

Bosme21dl

Bosme2dl

Source

Load

Bosnie20dl

Bogmel7dl

Bosmel7dl

BoamelGdl

BoamelSdl

Bd3iael3dl

Boamel2dl

Bosmelldl

BosmelOdl

Barre3dl

Barre3dl

Barre2dl

Barreldl

Barra 01 D

Gonzaldl

Bossano9dl

Bossano7dl

BoasanoSdl

BossanoSdl

Bossano6dl

Bossanoédl

BossanoSdl

Bo3sano2dl

BosmelOdl

Bosme9dl

BoameSdl

Bosaanoldl

Bosme7dl

Bosmefidl

BosmeSdl

Boame4dl

Bosme2dl

Calvacheldl

Bosiae21dl

Bosme2Üdl

Bosme3dl

Bosmel9dl

BosmelSdl

Carboldl

Bosmel7dl

Boarael6dl

BoamelSdl

Bosmel3dl

Bosmel2dl

Bosraelldl

Caamaldl

Barre 4 di

Barre3dl

Barre 2 di

Bloyldl

29.0

94.0

220.0

94.0

70.0

64.0

47-0

17.0

19.0

32.0

7-0

16.0

66.0

39.0

72.0

48.0

95,0

162.0

93.0

63.0

47.0

90.0

(m)

42-0

26.0

42.0

49.0

25.0

11.0

43.0

55. 0

23.0

68.0

57.0

52.0

182.0

1073.0

AA266

CU(S)2

CU{3)2

CÜ(SJ2

AA1/0

AA1/0

AA1/0

AA1/Q

AA1/0

AA4/0

AA.4/0

AA4/0

AA1/0

AA4/0

AA1/0

AA1/0

AA4/0

AA4/0

AA 2

AA2/0

CO 6

AA4/0

CU 6

AA3/0

AA2/0

AA3/0

AA3/0

AA3/0

AA3/0

AA4/0

AA4/0

AAl/0

A7Ü./0

A7V266

AA266

AA336

15.0

180.0

90.0

390.0

100.0

75.0

350. 0

690.0

55.0

150.0

37.5

45.0

30.0

75.0

490.0

75.0

200.0

650.0

25.0

0.0

120.0

0.0

Conneted

(kVA)

30.0

200.0

45.0

0.0

75.0

307.5

30.0

120.0

15.0

375.0

100.0

150.0

75.0

30.0

4.0

1.3

47.5

15.5

23.8

7.8

102.9

33.6

26.4

8.6

19.8

6.5

92.4

30.2

182.1

59.5

14.5

4.7

39.6

12.9

9.9

3.2

11.9

3.9

7.9

2.6

19.8

6.5

129.3

42.2

19.8

6.5

52.8

17.2

171.5

56.0

6.6

2.2

0.0

0.0

31,7

10.3

0.0

0.0

Load

Load

(kW)

(kVAr)

7.9

2.6

52.8

17.2

11.9

3.9

0.0

0.0

19.8

6.5

81.2

26.5

13.2

4.3

31.7

10.3

4.0

1.3

99.0

32.3

26.4

8.6

39.6

12.9

19.8

6.5

7.9

2..6

0.4

5.0

2.5

10-9

2.8

2.1

9.8

19.3

1.5

4,2

1.0

1.3

0.8

2.1

13.7

2.1

5.6

18.1

0.7

0.0

3.4

0.0

Current

(Arap)

0.8

5.6

1-3

0.0

2.1

8.6

1.4

3.4

0.4

10.5

2.8

4.2

2.1

0.8

29.6 9.4

6.9

5.6

2.8

1.2

8.4

19.4

20.3

23.7

24.1

24.5

20.8

25.2

28.6

1.2

27-2

51.4

10.8

8.6

3.3

946.6

174.3

126.7

102.9

46.2

19.8

138.6

320.7

335.2

647.9

657.9

669.8

343.2

689.6

472.6

19.8

742.6

1408.6

126.8

166.5

39.6

310.0

57-0

41.4

33.6

15.1

6.5

45.3

104.8

109.5

212.4

215.9

219.6

112.2

226.3

154.5

6.5

243.8

463.5

41.4

54.4

12.9

45.2

1235.8

405.7

100.7

5.28

18.4

4.51

13.4

4.57

10.9

4.58

4.9 5.04

2.1

5.04

14.7

5.03

34.0

5.02

35.6

5.01

68.8 5.04

69.8 5.01

71.1

5.01

36.4

4.99

73.2

4.99

50.1

4.95

2.1 4.88

78.8

4.96

149.1

4.76

13.5

5.35

17.7

5.32

4.2

5.32

131.0

4.88

Conductor Load

load

Current Accum

{ % }

{ kW}

(kVAr)

(Amp)

Drop

f ft }

0.7

2.3

21.0

19.9

20.7

24.2

24.8

22,1

22.3

14.5

1.6

9.5

10.1

84.8

7.9

52.8

405.0

457.9

477. B

559.0

572.2

604.1

608.2

237.6

26.4

303.7

323.5

3332.4

2.6

17.2

132.4

149.8

156,4

183.0

187.3

197.8

199.4

77.6

8.6

99.2

105.8

869.3

0.8 5.32

5.6 5.18

43.1

5.21

48.7

5.18

50.8

5.15

59.4

5.13

60.8

5.12

64.1

5.09

64 , 6 5 . 05

25.3

5.44

2.8

5.41

32.3

5.41

34,5

5.40

339.1

2.72

5.58

4.73

4.78

4.80

5.30

5.31

5.30

5.28

5,27

5.30

5.28

5.27

5.26

5.26

5.21

5.14

5.22

4.99

5.65

5.61

5.62

5.13

5.71

5.76

5.75

5.75

5.72

5.72

5.72

5.73

5.73

5.72

5.73

5.73

5.73

5,73

5.73

5.73

5.73

5.74

5.71

5.71

5.71

5.73

Accum Voltage

Reg(%)

(kV)

5,62

5.46

5.49

5.46

5.43

5.41

5.40

5.36

5,32

5.76

5.72

5.72

5.70

2.80

5.71

5.72

5.71

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.70

5.70

5.70

5.70

5.86

Feeder : [ALIMENTADOR 01 E]

Date

: 04/10/01

Time

: 20:43:01

Í0-

Parameters :

Power Factor

0.94


Load in Feeder

2124.812500 (kW)

Load in Feeder

672.058800 (kVAr)

Power Losa

66.188200 (kW)

Max Voltage Drop

5.564500 (%}

Max Regulation

5,892400 {%

)Current in Feeder 223.477300 (A)

Total Length

10.403000 (km)

Max Length

4.541000 (}nn)

— — — — —

Nodes — — —

— —

—Source

Load

SaurezSel

Seis9el

SeisSel

SeisSel

Portugal7

Seis7el

SeiaSel

Seis7el

Seis 4 el

SeisSel

Seis4el

SeisSel

SeislBel

5eisl7el

SeÍ3l5-16el

SeislSel

SeÍ3l4el

Seisl3el

Seisl2el

Seisllel

SeislOel

Seis2el

Saurez4el

SaurezSel

SaurezSel

SaurezSel

Sanchezlel

Sanchezlel

Guanguil2

Salazarl

Montulel

SeislOel

Seis9el

SeisSael

Seis7el

SeisSel

SeisSel

Seis6el

Alemanlel

Seis 4 el

SeisSel

Seis2el

SaurezSel

SeislSel

Seis 17 el

Seisl5-16el

SeislSel

Seisl4el

SeislSel

Seisl2el

Seisllel

Seislel

SaurezSel

Saurez4el

SaurezSel

Saureslel

Sanchez3el

S anche z2 el

Salazarl

Salazar2

Length

(m)

124.0

27.0

92.0

110.0

123.0

55.0

98.0

59.0

19.0

195.0

44.0

35.0

232.0

199.0

221.0

87.0

33.0

40.0

39.0

36.0

53.0

78.0

208.0

152.0

27.0

20.0

140.0

26.0

138.0

186.0

Conductor

-i

Conneted

(kVA)

CU(S)4

CU 1/0

CU 1/0

CU(S}2

AA266

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 4

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU (3)2/0

CU(S)2/0

CU (S) 2/0

CU(S)2/0

cu i/o

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU(S)4

CU(S)2

CU (5)2

CU(S)2

CU 4

CU 4

CU(S)6

CU (5)6

162.5

45.0 0.0

165.0

0.0

250.0

630.0

75.0

45.0

0.0

30.0

112.5

45.0

100.0

225.0

200.0

100.0

75.0

300.0

25.0

75.0

37.5

75.0

100.0

75.0

160.0

60.0

37.5

75.0

75.0

joad In

Se^i— LUII

Load

Load

(kW)

(kVAr)

58.6

16.2 0.0

59.5 0.0

90.2

227.4

27.1

16.2 0.0

10.8

40.6

16.2

36.1

81.2

72.2

36.1

27.1

108.3

9.0

27,1

13.5

27.1

36.1

27.1

57.7

21.7

13.5

27.1

27.1

18.5

5.1

0.0

18.8 0.0

28.5

71.9 8.6

5.1

0.0

3.4

12.8 5.1

11.4

25.7

22.8

11.4 8.6

34.2

2.9

8.6

4.3

8.6

11,4 8.6

18.3 6.8

4.3

8.6

8.6

Current

(Atnp)

6,2

1.7

0.0

6.2

0.0

9.5

23.8

2.8

1.7

o.o

1.1

4.3

1.7

3.8

8.6

7.6

3.8

2.8

11.4 0.9

2.8

1.4

2.9

3.8

2.9

6.1

2.3

1.4

2.8

2.8

— —

XiUflU

-J.UÍ.U

-JCi-L~ LU11

vu-i_L,ay=

- -

-

Conductor Load

Load

Current

Accuiu

Accum Voltage

(%)

(kW}

(kVAr)

(Amp)

Drop{%) Reg(%)

(kV)

24.6

31.6

31.6

3.2

52.5

36.6

20.0

20.9

18.5

12.3 2.2

1.8

18.1

19.4

22.2

24.8

25.2

26.1

29.6

30.1

31.0 0.5

26.6

22.4 1.5

3.1

1.3

0.8

19.3

16.7

348.1

930.9

931.2

59.5

1702.2

1061.8

592.0

619.5

299.4

364.4

65.0

54.1

513.9

550.6

632.3

705.2

741.7

768.9

877.5

886.8

914.2

13.5

375.5

412.4

27.1

57.7

21.7

13.5

203.5

176.2

110,1

297.5

297.8

18.8

544.1

346.2

187.7

196.7

94.8

115.4

20.5

17.1

162.6

174.9

201.0

224.4

236.1

244.9

279.5

282.8

291.7

4.3

118.8

130.4

8.6

18.3 6,8

4.3

64.3

55.7

37.0

97.8

97.8 6.2

178.5

113.5

62.1

64.9

31.4

38.3

6.8

5,7

54,3

58.1

66.7

74.3

78.1

80.9

92.3

93.3

96.1 1.4

39.8

43.6 2.9

6.1

2.3

1.4

21.2

18.4

5.23

4.16

4.13

4.02

3.93

4.01

4.06

3.98

4.17

4.15

4.16

4.16

4.81

4.68

4.57

4,44

4.39

4.35

4.31

4.27

4.22

4.16

5.12

4.92

4.81

4.81

4.48

4.47

3.33

3.46

5. 52

4.34

4.30

4.19

4.09

4.18

4.23

4.15

4.35

4.33

4.34

4.34

5.05

4.91

4.79

4.65

4.59

4.55

4.51

4.46

4.41

4.34

5.40

5.17

5.05

5.05

4.69

4.68

3.44

3.58

5.70

5.77

5.77

5.78

5.78

5.78

5.77

5.78

5.77

5.77

5.77

5.77

5.73

5.74

5-74

5.75

5.75

5.76

5.76

5.76

5.76

5.77

5.71

5.72

5.73

5.73

5.75

5.75

5.82

5.81

Quiteñolel

Portugal 6

PortugalS

Portugal3

Portugal2

Portugal 2

Source

Load

AlfaroS

Portugall

Montu7el

MontuS

MontuS

Montu4el

Montulel

Montulel

Monitor 2el

Monitor2el

Arosemena2

Guanguill

Cozarlel

CozarSel

Cozarlel

Por túgale

Catali2el

Portugal 6

Arosemena4

Aros eme na3

Aroaemenal

Arosemenal

Alia 01 E

ArosemenaS

Salazar2

Alfaro2

AlfaroS

AlemanBel

Aleraan9el

AlemanSel

Alemán? el

Alemán Sel

Aleman4el

Aleman3el

Alemanlel

Aleman2el

AlemanlOel

Montu7el

Portugal?

Por tu gal 6

Portugal 4

PortugalS

Por túgala

Por tuga 11

PortugalS

MontuS

Móntufiel

Montu4el

MontuSel

Monitor 2 el

Montu2el

Monitorlel

Quiteñolel

Guanguill

Guanguil2

CozarSe!

Cozar4el

Cozar2el

Catali2el

CataliSel

Catalilel

Arosemena2

Áreseme na.4

Aroseniena3

Cozarlel

Arosemenal

AlfaroS

AlfaroZ

Alemán? el

Alfarol

Aleman9el

AlemanlOel

Sánchez leí

Alemán Sel

AlemanSel

AlemanSel

Aleman4el

Aleman2el

Aleman3el

Alemanllel

211.0

63.0

18.0

69.0

41,0

65.0

Lengtn

fin)

67.0

116.0

35.0

30.0

100.0

11.0

175.0

108.0

30.0

185.0

190.0

300.0

73,0

432.0

413.0

152,0

28-0

84.0

135.0

20.0

293.0

880.0

1156.0

349.0

186.0

100.0

242.0

105.0

178.0

66.0

130.0

130.0

368.0

44,0

26.0

33.0

70.0

CU

(S)4

AA

266

AA

266

CU

8

AA

266

CU

8

Co

nd

ucto

r

AA

266

AA

266

CU

ÍSJ4

CU

(S)4

CU

(S)4

cu

(s)4

CU

{S

)4C

U(S

}4C

U(S

J4C

U(S

}4C

U(S

J6C

U(S

)6CU

1/

0CU

1/

0A

A3

/0CU

6

CU

6CU

6

CU

(S}

6C

U(S

) 6

AA

336

AA

3/0

AA

336

AA

266

CU

(3

)6CU

4

CU

(5

) 6

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

CU

4

75

.07

5.0

0.0

30

.04

5.0

27

.127.1

0.0

10

.81

6.2

30

.0

10

.8

— —

— —

— —

L

oad

In

Co

nn

ete

d

Lo

ad(k

VA

)

0.0

0.0

75

.05

0.0

10

0.0

135.0

12

0.0

10

0.0

45

.01

00

.04

5.0

75

.00

.02

5.0

0.0

30

.07

5.0

10. .

04

5.0

75

.00

.00

.00

.07

5.0

30

.011

2.5

150.0

30

0.0

30

.06

0.0

75

.04

5.0

0.0

0.0

12

0.0

75

.01

00

.0

(kW

)

0.0

0.0

27

.11

8.0

36.1

48

.74

3.3

36

.116

.236.1

16

.22

7.1

0.0

9.0

0.0

10

.827.1

3.6

16.2

27

.10

.00

.00

.02

7.1

10.8

40

.65

4.1

10

8.3

10.8

21

.72

7.1

16.2

0.0

0.0

43

.327.1

36.1

8.6

8.6

0.0

3.4

5.1

3.4

Secti

on

Load

(kV

Ar)

0.0

0.0

8.6

5.7

11.4

15

.413

.711

.4 5.1

11.4

5.1

8.6

0.0

2.9

0.0

3.4

3.6

1.1

5.1

8.6

0.0

0.0

0.0

8.6

3.4

12.8

17.1

34

.2 3.4

6.8

8.6

5.1

0.0

0.0

13.7 8.6

11.4

2.9

2.8

0.0

1.1

1.7

1.1

Cu

rren

t(A

mp)

0.0

0.0

2.9

1.9

3.8

5.2

4.6

3.8

1.7

3.8

1.7

2.8

0.0

0.9

0.0

1.1

2.8

0.4

1.7

2.8

0.0

0.0

0.0

2.8

1.1

4.2

5.7

11.4

1.1

2.3

2.8

1.7

0.0

0.0

4.5

2,8

3.8

11.2

53

.35

4.6 0.9

55

.11.8

157.0

1731

. 8

17

74

.610.8

1791.3

49

.7557.1

57

2.5

3.4

57

8,4

21.7

6

.8

16.7

181.

3185,6

1.1

187.

32

.3

5.5

33

.73

3.6

33

.54

3.6

03

.53

— —

—

JjW

ctU

-L

4.1

J.U

^

C^

UiU

H.

Conducto

r L

oad

L

oad

C

urr

en

t A

ccum

(%)

55

.85

5.8

9.2

1.3

6.0

3.5

17.9

2.6

1.2

13.7

23

.32

1.8

0.3

0.3

0.0

3.1

2.2

0.3

24

.92

7.4

55

.60

.45

5.9

56

.614.1

5.2

5.1

9.6

2.9

3.5

2.7

1.0

13.1

13.1

17.5

14

.82

.2

(kW

)

1816.5

1813.9

12

9.9

18.0

84

.848

.72

53

.03

6.1

16

.2193.3

24

7.7

23

0.8

9.0

9.0

0.0

37

.92

7.1

3.6

26

4.4

29

1.9

21

45

,39

.02161.7

1845.1

14

8.9

83

.95

4.1

15

5.2

46

.95

6.8

43.3

16.2

212.

12

12

.62

83

.12

39

.736.1

(kV

Ar)

591.5

58

6.8

41.1

5.7

26

.81

5.4

80

.011.4

S.l

61.1

78.2

72

.92

.92

.90

.012.0

8.6

1.1

83.4

92

.17

09

.32

.97

28

.06

02

.74

7.1

26

.517.1

49

.11-

4.8

18.0

13.7 5.1

67.1

67

.48

9.7

75

.911

.4

(Am

p) 189.6

18

9.6

13.8 1.9

9.0

5.2

26

.9 3.8

1.7

20

.62

5.7

24

.00

.90

.90

.04

.02

.80

.42

7.4

30.2

22

2.6

0.9

22

3.5

192.4

15.5 8.8

5.7

16

.44

.96

.04

.51.7

22

.32

2.3

29

.72

5.2

3.8

Dro

p(%

)

3.3

33

.53

5.5

45

.54

5.5

65

.56

5.3

55

.24

5.3

55

.44

2.9

43

.22

2.0

92

.09

2.0

93

.65

3.6

63

.63

2.7

62

.62

2.59

2.0

92

.08

3.2

13

.57

3.5

93

.62

4.5

04,

534

.47

3.6

03.6

14

.46

4.2

44

.19

4.2

14

.53

5.8

53

.88

3.7

73

.67

3.7

33

.66

5,6

95

.79

5.8

05

.81

5.8

05

.81

Vo

ltag

eA

ccum

V

olt

age

Reg

(%)

3.4

43

.66

5.8

75

.87

5.8

95

.89

5.6

55

.53

5.6

55

.76

3.0

33

.32

2.1

32

.14

2.1

33

.79

3.8

03

.77

2.8

42

.69

2.6

62.

132.

123

.32

3.7

03

.72

3.7

54

.72

4.7

44

.68

3.74

3.7

54

.67

4.4

34.

374

.40

4.7

5

(kV

) 5.8

25

.81

5.6

85

.68

5.6

85

.68

5.7

05

.70

5.7

05

.69

5.3

45

.82

5.8

95

.89

5.8

95

,80

5.8

05

.80

5.8

55

.66

5.8

65

.89

5,8

95

.82

5.8

05

.80

5.8

05

.75

5.7

55

.75

5.8

05

.80

5.7

55

.76

5.7

75

.76

5.7

5

Feeder : [ALIM 16A]

Date

: 04/10/01

Time

: 21:37:03

Parameters i

Power Factor

0.92


Load in Feeder

3470.299100 (kW)

Load in Feeder

1371.512700 (kVAr)

Power Loss

27.701800 (kW)

Max Voltage Drop

1.801000 {%)

Max Regulation

1.834000 {%)

Current in Feeder 354.386000 (A)

Total Length

3.275500 (km)

Max Length

1.377500 ¡km)

Source

Load

Seisde9

SeisdeS

SeÍ3de7

SeisdeS

SeisdeS

Saisde4A

Seisde4

Seisde4

Seisdel

Seisde2

SeisdelS

Seisdel7

Seisdel7

Seisdel 6

Seisd.el4

Seisdel4

Seiadel2

Seisdell

Seisdell

SeisdelO

Seisdel

Pinzón!

Binzonl

París 4

SeisdelO

Seisde9

SeisdeS

Seisde7

Seisde6

Be rían gal

SeisdeS

Seisde4A

Seisdel

SeisdeS

Seisdel9

Granal

SeisdelS

Seiadel7

Seisdel6

SeisdelS

SeisdelS

Seisdel4

Seisdel2

Seisdell

Seisde2

París 4

Louvrel

Paris3

(m)

40.0

37.0

79.0

57.0

21.0

105.0

63.02.5

157.0

77.0

81.0

38.0

23.0

39.0

34,0

102.0

65,0

11.0 8.0

36.0

156.0

253.0

94.0

185.0

AA477

AA477

AA477

AA477

AA477

CU(S)2

AA477

CU (3)2

AA477

CU(S}2

AA477

AA477

AA477

AA477

AA477

AA 2

cu(s)2

AA477

CU 4

AA477

AA477

CU(S}4

CU(S}4

CU (5} 4

Conneted Load

(kVA)

(kW}

75.0

75.0

30.0

0,0

25.0

45.0

60.0 0.0

75.0

550.0

SQO.O

75.0

400.0

0.0

10.0

550.0

630.0

0.0

400.0

750.0

500.0

75.0

75.0

45.0

38.4

38,4

15.4 0.0

12.8

23.1

30.7 0.0

38.4

281.8

2S6.2

38.4

205.0

0.0

5.1

281.8

322.8

0.0

205.0

384.3

256.2

38.4

36.4

23.1

Load

íkVAr)

18.5

18.57.4

-300.0

6.2

11.1

14.8 0.0

18.5

135.7

123.4

18.5

98.7 0.0

2.5

135.7

155. S

0.0

98.7

185.1

123.4

18.5

18.5

11.1

Current

(Amp)

4.1

4.1

1.6

28.41.3

2.4

3.2

0.0

4-0

29.5

27.1

4.1

21.7 0.0

0.5

29.8

34.1

0.0

21,6

40.6

26.8 4.0

4.0

2.4

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

{%}

(kW)

(kVAr)

{Amp}

Drop(%) Reg(%)

(kV)

52.4

53.1

53. 5

51.3

51.5

14.5

52.2

14.5

58,5

15. 1

5.3

17-2

9.6

26.7

26.8

23.8

17.5

32.7

32.8

51.6

11.0 5.9

8.1

3.2

2529.8

2569.3

2585. 6

2587.7

2601.9

259.4

2633.2

269.6

2942.8

281.8

256.2

829.2

461.2

1290.5

1295.9

281.8

322.8

1578.1

527.9

2490.5

538.1

84.6

115.3

46.1

1223.1

1244.6

1254.9

961.0

971.3

129.7

987.6

129.8

1140.6

135.7

123.4

400.0

222.2

622.5

625.8

135.7

155.5

762.3

254.3

1202.0

259.2

40.7

55,5

22.2

267.0

271.1

272.7

261.5

262.8

28.3

266.0

28.3

298.2

29.5

27.1

87.6

48.7

136.4

136.9

29.8

34.1

166.7

55.7

263.0

56.3

8.9

12.1 4.8

1.51

1.43

1.36

1.20

1.10

1.00

1.07

0.96

0.95

0.75

1.69

1.69

1.67

1.66

1.62

1,67

1.62

1.59

1.59

1.58

0.71

1.18

1.16

1.21

1.53

1.45

1.38

1.21

1.11

1.01

1.08

0.97

0.96

0,75

1,71

1.72

1.70

1.69

1.65

1.70

1.65

1.62

1.61

1.60

0.71

1.20

1.17

1.22

6.08

6.08

6.09

6.10

6.10

6.11

6.10

6.11

6.11

6.12

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.07

6.13

6.10

6.10

6.09

ftty

ParisS

Louvrel

Louvrel

GranaS

Grana 6

GranaS

GranaS

GranaS

Grana4

GranaS

GranaZ

Granal

— —

— — .— —

pjodes

— —

Source

I>oad

Berlangal

Berlangal

Alim 16A

Paris2

victorl

Louvre2

GranaS

Grana?

París 1

Grana 8

GranaS

GranaS

Grana 4

Grana3

Grana2

Pinzoni

Berlang2

Seisdel

179.0

184.0

70.0

10.0

32.0

69.0

23.0

81.0

39.0

20.0

51,0

46.0

Lengcn

(m)

230.0

212.0

266.0

CUCS) 4

CU(S)4

CU(S)4

AA 2

AA3/0

CU 6

AA 2

AA3/0

AA477

AA477

AA477

AA477

Conductor

CU(s)4

CU(S)4

AA477

45.0

75.0

75.0

50.0

90.0

300.0

37.5

60.0

0.0

60.0

900.0

45.0

Conneted

UVA)

45.0

45. 0

0.0

23.1

38.4

38.4

25.6

46.1

153.7

19.2

30.7

0.0

30.7

461.2

23.1

Load

(kW)

23.1

23.1

0.0

11.1

18.5

18.5

12.3

22.2

74.0

9.3

14.8

0.0

14.8

222.1

11.1

Section

Load

(kVAr)

11.1

11.1 0.0

2.4

4.0

4.0

2.7

4-9

16.3

2.0

3.3

0.0

3.3

48,8 2.4

Current

(Amp)

2.4

2.4

0.0

1.6

2.7

2.7

2.2

2.0

12.6

3.8

3.3

5.7

6.3

15-9

16.4

23.1

38.4

38.4

25. 6

46.1

153.7

44.8

76.9

275.5

306.3

767.4

11.1

18.5

18.5

12.3

22.2

74.0

21.6

37.0

132.7

147.5

369.7

2.4

4.0

4.0

2.7

4.9

16.3 4.7

8.1

29.1

32.4

81.1

790.6

381.1

83.6

1.22

1.18

1.17

1.76

1.77

1.80

1.76

1.77

1.76

1,75

1.74

1.71

— — .uuau. j.ni.u

¿>«si»iijj.wn

Conductor Load

Load

Current Accum

(%)

(kW) (kVAr)

(Amp) Drop{%)

15 . 6

223.0

107 . 4

23 . 4 1 . 13

1.6

69.5

23.1

3486.1

11.1

1415.0

2.4

354.4

1.02

0.64

1,23

1.19

1.18

1.79

1,80

1.83

1.79

1.80

1.79

1.78

1.78

1-74

Voltage

Accum

Reg (%)

1.14

6,09

6.10

6.10

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6,06

6.06

Voltage

(kV) 6.10

1.03

6.11

0.65

6.13

"*)

Feeder ; [ALIM 16B]

Date

: 03/19/01

Time

; 09:29:06

Par

arae

ters

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Fac

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3

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W}

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AN

13N

AR

AN

13N

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AN

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AN

11

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RC

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29

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3.0

60

.04

3.0

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7.0

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70

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2A

A 2

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A3/

0A

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0A

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0A

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0A

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0A

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0A

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0A

A 2

AA

l/0

AA

2/0

AA

3/0

AA

3/0

(kV

A)

30

0.0

27

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75

.05

0.0

160.

01

40

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0.0

31

0.0

75

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0.0

50

.013

5.0

30

.02

5.0

60

.0135.0

25

0.0

75

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0.0

50

.06

0.0

195.

02

5.0

37

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14

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4.8

39

.210

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0.0

86

.82

1.0

53

.20

.01

4.0

37

.82

7.8

7.0

16.8

37

.87

0.0

21.0

25

.21

4.0

16.8

54

.67

.010.5

0.0

0.0

30

.22

7.2

7.6

5.0

16.1

14.1

3.8

0.0

0.0

31.3 7.6

19.2

0.0

5.0

13.6

11.2

2.5

6.0

13.6

25

.27

.69.1

5.0 6.0

19.7 2.5

3.8

0.0

0.0

(Am

p)

8,6

7.8

2.2

1.5

4.8

4.2

1.1

0.0

0.0

9.0

2.2

5.4

0.0

1.5

4.1

3.0

0.7

1.8

4.0

7.4

2.2

2.7

1.5

1.8

5.8

0.7

1.1

0.0

0.0

__

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C.I

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Conduct

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Acc

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W}

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) D

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16.3

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13.6

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3.2

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74

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5.7

78

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9.6

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2.0

26

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.131.3

57

.06

9.7

38

88

.97

5.6

96.7

41

2.4

45

7.6

26

5.0

133.1

34

0.3

34

0.8

42

7.6

44

8.7

43

44

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.01

4.0

37

.80

.01693.4

1711.2

1750.1

18

22

.21

84

4.9

18

72

.61888.7

1910.4

30

7.1

70

7.7

60

1.6

1310.1

16

03

.6

14

64

.92

7.2

34

.81

48

.51

65

.09

5.4

47

.91

22

.6122.8

15

4.0

161.8

1692.5

0.0

5.0

13.6 0.0

616.7

62

3.8

63

8.7

66

6.4

67

5.8

68

8.0

69

5.3

70

7.0

110.6

256.

121

6.8

47

3.6

57

9.7

40

1.7

7.8

10.0

44

.24

9.0

28

.41

4.3

35.1

35.1

44

.14

6.3

44

2.0

0.0

1.5

4.1

0.0

179.6

181.4

18

5.4

192.

8195.0

197.

7199.1

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0.9

32

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64

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9.5

170.

7

3.5

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3.9

27

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7.5

37

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3.9

43

.94

3.91

1.6

87

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7.7

27

.74

6.9

56

.50

6.4

36

.35

6.21

6.11

5.9

35

.82

5.51

7.2

47

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7.0

16

.96

6.9

2

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cag

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V

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) (k

V)

3.7

24

.13

4.0

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8.1

48

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8.3

24

.25

4.1

04.1

04

.06

1.7

18

.37

8,3

78

.38

7.4

76

.95

6.8

76

.79

6.6

26*

506.

316.

185

.83

7.8

17

.58

7.5

37

.48

7.4

3

5.9

75

.95

5.9

55

.72

5.7

35

.72

5.7

25

.94

5.9

55

,95

5.9

56

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5.7

25

.72

5.7

25

.76

5.7

95

.80

5.8

05.

815

.82

5.8

35

.83

5.8

55

.75

5.7

65

,76

5.7

65

.77

NARAN10

NARAN1

NARAN12

NARAN14

NARAN12

MOTIL08

MOTIL07

Source

Load

MOTILO 6

MOTIL05

MOTIL03

HOTILO2

MOTIL02

MOTIL01

MEMBRILL

MEMBRILL1

MARCH5

MARCH4

MARCH3

MARCH2

MARCH

MARCH7

MAL VAS 2

MALVAS 1

MALVAS 3

ILLANES6

ILLANES5

ILLANES3

ILLANES2

ILLANES2

ILLANES5

HIGUERAS

HIGUERA2

HIGUERA3A

HIEDR4

HIEDR3

HIEDR2

HIEDR4

GRANAD07

GRANADO 6

GRANADOS

GRANADO 4

GRANADOS

GRANADOl

GRANADO 1

GRANADOl

GRANADO 7

NARAN11

NARAN2

MEMBRILL1

AZUCEN1

A2UCE2

MOTILO9

MOTIL08

MOTIL07

MOTILO 6

MOTILO 4

MOTILO5

MQTIL03

MOTIL02

MEMBRILL3

MEMBRILL

MARCH 6

MARCH5

MARCH 4

MARCH3

MARCH2

GRANADOl

MALVAS3

MALVAS 2

ARESl

ILLANES7

ILLANES6

ILLANES4

ILLANES5

ILLANES3

CALLED1

HIGÜERA3A

HIGUERA3

ELO1

HIEDR5

HIEDR4

HIEDR3

ÍOLA1

MOTIL01

GRANAD07

GRANADO 6

GRANADOS

GRANADO 4

GRANADOS

URB1

QUERI1

NARAN1

40.0

22.0

73.0

39,0

91.0

90.0

83.0

(m)

31.0

37.0

148.0

30.0

116.0

36.0

110.0

88.0

86.0

43.0

68.0

23.0

96.0

60.0

56.0

47.0

120.0

65.0

25.0

18.0

69.0

4.1.0

36.0

2.5

59.0

197.0

113.0

58.0

37.0

191.0

82.0

146.0

29.0

62.0

54.0

144.0

87.0

58.0

12.0

AA3/0

AA3/0

AA 2

AA2/0

AA 2

AA 2

AA 2

Conductor

275.0

45.0

225.0

145.0

50.0

260.0

1SO.O

77.0

12.6

63.0

40.6

14.0

72.8

42.0

Load In

Conneted Load

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/Q

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

CÜ(S)1/0

AA 2

CU{S)1/0

CU 2/0

AA266

AA266

AA266

AA 2

AA.4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA.4/0

CU 6

AA266

AA3/0

(*VA)

412.5

50.0

995.0

112.5

310.0

75.0

232.5

225.0

375.0

55.0

500.0

45.0

250.0

10.0

300.0

50.0

75.0

105.0

112 . 5

300.0

0.0

75.0

50.0

0.0

0.0

400.0

450.0

150.0

30.0

280,0

75.0

127.5

180.0

100.0

150.0

350.0

75.0

875.0

300.0

(kW)

115.6

14.0

278.7

31.5

86.8

21.0

65.1

63.0

105.1

15.4

140.1

12.6

70.0

2.8

0.0

14.0

21.0

29.4

31.5

84.0

0.0

21.0

14.0 0.0

0.0

112.1

126.1

42.0 8.4

78.4

21.0

35.7

50.4

28.0

42.0

98.1

21,0

245.1

84.0

27.7

4.5

22.7

14.6

5.0

26.2

15.1

Section

Load

(kVAr)

41.6 5.0

100.3

11.3

31.3 7.6

23.4

22.7

37.8

5.5

50.4

4.5

25.2

1.0

0.0

5.0

7.6

10.6

11-3

30.2

0.0

7.6

5.0

0.0

0.0

40.3

45.4

15.1

3.0

28.2

7.6

12.9

18.1

10.1

15.1

35.3

7.6

88.2

30.2

8.2

1.3

6.7

4.3

1.5

7.6

4.4

current

(Amp)

12.1

1.5

29.3

3.3

9.1

2.2

6.9

6.7

10.7 1.6

14.2

1.3

7.1

0.3

0.0

1.5

2.2

3.0

3.3

8.7

0.0

2.2

1.4

0.0

0.0

12.0

12.6

4.2

0.8

7.9

2.2

3.7

5.2

2.9

4.4

10.2

2.2

25.3

8.8

73.0

82.5

16.3

14.7

8.7

6.1

9.6

1685.1

1925.9

191.3

283.2

101.6

72.8

114.9

612.6

714.9

68.8

102.0

36.6

26.2

41.3

- Load Thru Section

Conductor Load

(%)

19.3

20.5

23.4

23.1

30.7

55.6

5.6

10.9

142.2

142.8

147.7

148.1

150.6

135.5

6.3

7.5

6.3

2.4

5.0

7.0

18.4

8.7

13.3

10.4

21.6

10.4

3.5

137.2

137.5

132.3

57.4

98.8

100,6

101.6

103.1

106.6

9.4

21.0

86.1

(kWj

230.5

244.5

278.7

276.1

365.9

663.5

65.1

128.2

4007.3

4034.5

4180.5

4203.2

4276.6

3797.4

73.6

87.6

73.5

29.4

60.9

84.0

222.1

105.1

161.1

252.3

252.4

252.2

126.1

4626.1

4642.6

4433.3

685.0

2733.2

2793.3

2823.3

2869.6

2971.6

117.7

693.9

2010.8

178.9

202.2

20.4

30.2

10.8 7.6

12.0

6.59

5.33

6.95

7.02

6.94

5.58

5.56

Load

Current Accum

(kVAr) 83.0

88.0

100.3

99.4

131.7

238.9

23.4

46.1

1521.7

1544.2

1603.1

1622.1

1652.2

1423.9

26.5

31.5

26,5

10.6

21.9

30.2

79.9

37.8

58.0

90.9

90.9

90.8

45.4

1842.4

1859.5

1738.6

246.7

1007.0

1039.0

1051.9

1073.3

1114.1

42.4

250.1

746.2

(Arap) 24.2

25.6

29.3

28.9

38.4

69.5

6.9

13.7

412.4

414.0

428.2

429.5

436.6

393.1

7.8

9.3

7.8

3.0

6.3

8.7

23.0

10.9

16.7

27.0

27.0

27.0

12.6

466.6

467.4

449.8

71.7

286.5

291.7

294.6

299.0

309.1

12.1

71.5

211.0

Drop(%)

5.53

5.51

5.70

5.49

5.58

5.46

7.01

6.99

3.14

2.76

2.56

2.25

2.14

3.84

7.15

7.14

7.18

4.25

4.25

4.22

4.24

4.21

4.26

7.29

7.29

7.34

0.55

0.54

0.28

1.34

5.40

5.24

4.79

4.70

4.50

4.32

3.88

3.88

5.27

7.05

5.63

7.47

7.55

7.46

5.91

5.89

Voltage

5.79

5.86

5.76

5.76

5.76

5.85

5.85

Accum Voltage

Reg(%}

5.86

5.83

6.04

5.80

5.91

5.78

7.54

7.51

3.24

2.84

2.63

2.30

2.19

4.00

7.70

7.69

7.73

4.44

4.44

4.40

4.43

4.40

4.45

7.86

7-86

7.93

0.56

0.54

0.28

1.36

5.70

5.53

5.03

4.93

4.71

4.52

4.04

4.04

5.57

(kV) 5.85

5.85

5.84

5.86

5.85

5.B6

5.76

5.76

6.00

6.02

6.04

6.06

6.06

5.96

5.75

5.75

5.75

5.93

5.93

5.93

5.93

5.93

5.93

5.74

5.74

5.74

6.16

6.16

6.18

6.11

5.86

5.87

5.90

5.90

5.92

5.93

5.95

5.95

5.87

GORRI1

GOLON5

GOLON4

GOLON3

GOLON2

GOLON1

GOLON1

EL01

CALLERl

CALLEQ3

CALLEQ2

CALLEQ1

CALLEQ4

CALLED2

CALLED2

CALLED1

CALLEES

— .

_ — ___ Nodes —

— ~

Source

Load

CALLEB4

BERMUR2

BERMUR2A

BARRA 16B

AZUCES

AZUCEN5A

AZUCEN5

AZUCEN 4

AZUCEN3

AZUCEN3

AZUCEN2

AZUCEN1

AZUCE2

AREB1

AMAPOl

ALON3

ALON2

ALON1

ALON4

ALON4

GORRI2

GOLON6

GQLON5

COLON 4

GOLON3

GOLON2

PICA1

EL02

CALLER2

CALLEQ4

CALLEQ3

CALLEQ2

CALLERl

CALLES 4

CALLE D4

CALLED2

CALLES 6

CALLEES

ILLANES2

BERMUR2

HIEDR2

ORIENl

EL03

AZUCEN5A

AZUCEN5

MALVAS 1

AZUCEN4

AZUCEN3

AZUCEN 2

AZUCE3

AREB2

AMAP02

ALON4

ALON3

ALON2

RILIAS4

AMAPOl

223.0

78. S

152. 0

120.0

71.0

104.0

148.0

220,0

84.0

118.0

107.0

37.0

96.0

74.0

74.0

38.0

87.0

Lsncftíi

(m)

49.0

136-0

2.5

so.o

115.0

265.0

2.5

59.0

90.0

73.0

81.0

119.0

140-0

73.0

215.0

81.0

68.0

48.0

107.0

228.0

AA

2

AA

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A

2C

U

2A

A

2A

A

2A

A

2A

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AA

2

AA

2

AA

2

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2

AA

2

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AA

2

AA

2C

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}2C

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)700

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A

2A

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0A

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A

2A

A

2A

A 2

AA

l/0

AA

l/0

AA

l/0

AA

l/0

AA

2

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25

.04

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100.

07

5.0

25

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O.O

50

0.0

20

0.0

150.

07

5.0

137.

57

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SO

.O2

25

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O.O

12

5.0

46

.491.0

12.6

28

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.07

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.014

0.1

0.0

42

.021

.03

8.5

21.0

14

.063

.01

4.0

35

.0

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nt-

l j.

ij

Co

nn

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L

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(kV

A)

(kW

)

75.0

21

.00

.04

5.0

12

50

.011

2.5

36

2.5

0.0

22

5.0

90

.05

2.5

110.

07

5.0

20

0.0

187.

52

00

.00

.02

5.0

112.

54

75

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0.0

12

.63

50

.231

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63.0

25

.214

.73

0.8

21.0

56

.05

2.5

56

.0 0.0

7.0

31.5

133.1

12.6

18

.63

2.8

4.5

10.1 7.6

2.5

5.0

50

.40

.015

.1 7.6

13.9

7.6

5.0

22

.75

.01

2.6

Secti

on

Loa

d(k

VA

r)

7.6

0.0

4.5

126.

011

.3 0.0

0.0

22

.7 9.1

5.3

11.1 7.6

20

.218.9

20

.20

.02

.511

.34

7.9

4.5

5.0

9.8

1.4

3.0

2.3

0.8

1.5

15.0 0.0

4.5

2.3

4.1

2.3

1.4 6.5

1.4

3.6

Cu

rren

t(A

mp)

2.2

0.0

1.3

34

.73

.40

.00

.06

.72

.71

,63

.32

.26

,05

.66

.00

.00

.73

.41

4.2

1.3

0.0

7.8

8.9

11,3

13.1

13.7 5.7

6.5

0.0

5.4

7.2

10.5 1.8

5,8

S.2

12.2 2.9

0.1

91.0

103.

713

1.7

152.

815

9.9

65

.814

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0.0

63

.08

4.1

122.

621

.07

0.0

63

.0147.1

0.0

32.8

37.3

47

.45

5.0

57

.623

.75

0.4

0.0

22

.730

.34

4.1

7.6

25

,22

2.7

52

.935

. 0

12

.6

Co

nd

uct

or

Load

L

oad

{%)

(kW

) ík

VA

r)

4.6

5

6.0

2

0.2

27

.118

.05

9,4

1,6

0.0

0.0

3.3

9.6

4.0

11.5

12

.67

.54

.54

.84

0.3

40

.84

2.7

36.1 5.9

32

7.3

34

0.3

49

97

.931

.5 0.0

0.0

63

,0112.8

77

.722

1.4

24

2.5

87.5

52.5

56

.06

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68

.27

00

.359

1.1

68.7

117.

81

22

.51

99

4.6

11.3 0.0

0.0

22

.74

0.6

28

.07

9.7

87.3

31.5

18.9

20

.22

38

.52

41

.52

53

.32

13

.22

4.7

0.0

9.8

11.1

14

.21

6.4

17.2

7.1

15.0

0.0

6.8

9.0

13.2 2,3

7.2

6.5

15.2 3.6

7.6

57.

887

.86

7.8

17

.77

7.7

47

,72

7.4

07

.75

7.7

47

.72

7.6

97.

754

.29

4.2

94

.28

4.31

Cu

rren

t A

ccum

{Am

p}

Dro

p(%

)

5.8

4

.30

33

.835.1

502.

13

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.06

.71

2.0

8.3

23

.62

5,8

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5.6

6.0

70

.671

.37

4.7

63

.37

.3

4.2

04

.08

0.1

26

.98

7,11

7.11

7.11

7.13

7.1

17.1

07

.07

6.9

87.

197

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7.3

07

.20

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35

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398.

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0

5.72

5.71

5.71

5.7

15.

715

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5.7

45

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5.7

25

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5.7

25

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5.9

35

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5.9

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1 V

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ag

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—

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27.

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67

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17.

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7.9

77

.88

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67

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27

.93

5.93

5.9

46.

195

.76

5.75

5.75

5.75

5.7

55

.75

5.7

65

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5.7

65

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5.7

45.

7-4

5.75

5.75

5.7

45

.74

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der

: [A

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16C

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01Ti

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49

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91

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h

3951

.757

300

(kW

)17

90.2

6640

0 (X

VArJ

45.3

4180

0 (k

W)

3.30

9300

(%

)3.

4226

00

(%)

269.

0494

00

(A)

5.28

3500

(tan

)2.

0475

00

{km

}

Source

Load

YASU3

¥ASU2

YASU1

YASU3

YASU2

VIVAN2

VIVAN1

VALDI5

VALDI4

VALDI3

YALDI2

VALDI1

VALDI5

VALDI3

VALDI6

SEYM05

SEYM04

SEYM03

SEYM01

SEIS-9

SEIS8

SEIS7

SEIS7A

SE1S6A

SEIS6

SEIS5

SEIS 4

SEIS3A

SEIS 3

SEIS 19

XASU4

YASU3

YASU2

VIVANl

ISAB7

VIVAN3

VTVAN2

VALDI6

VALDI5

VALDI4

VALDI3

VALDI2

SEYMOl

IZAZAl

GUEPl

SEYM06

SEYMO5

SEYM04

SEYMO2

SEIS 10

SEIS-9

SEIS8

SEIS7

CSEIS6

SEIS6A

SEIS6

SEIS5

CSEIS3

SEIS 4

SEIS 20

(m)

40.0

120.0

32.0

103.0

80.0

59.0

42.0

86.0

88.0

73.0

24.0

29.0

73.0

32.0

76.0

33.0

138.0

33.0

70.0

40.0

81.0

74.0 2.5

47-0

2.5

98.0

13.0

83.0

20.0

92.0

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

AA2/0

-AA2/0

AA2/0

AA4/0

A7V4/0

AA2/0

M4/0

AA2/0

AA2/0

AA2/Q

A7V2/0

AA 2

AA266

AA266

AA266

CU (S}4/0

CU (S) 1/0

CU(S)1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU(S)4

CU 1/0

AA266

Conneted Load

Load

(kVA)

125.0

300.0

0.0

75.0

60.0

50,0

45.0

45.0

30.0

45.0

0.0

37.5

225.0

45.0

0.0

75.0

50.0

75.0

75.0

75.0

75.0

60.0

0.0

1425.0

0.0

0.0

25.0

1500.0

60.0

45.0

(kW)

54.6

131.1

0.0

32.8

26.2

21.9

19.7

19.7

13.1

19.7

0.0

16.4

98.3

19.7 0.0

32.8

21.9

32.8

32.8

32.8

32.8

26.2

0.0

622.8

0.0

0.0

10.9

655.5

26.2

19.7

(kVAr)

24.7

59.4

0.0

14.8

11.9 9.9

8.9

8.9

5.9

8.9

0.0

7.4

44.5

8.9

0.0

14.8

9.9

14.8

14.8

14.8

14.8

11.9

0.0

282.1

0.0

0.0

4.9

297.0

11.9 8.9

Current

ÍAmp)

5.8

13.8

0.0

3.5

2.8

2.3

2.1

2.1

1.4

2.0

0.0

1.7

10.3

2.0

0.0

3.4

2.3

3.4

3.4

3.4

3.4

2.7

0.0

64.0

0.0

0.0

1.1

67.4

2.7

2.0

Conductor Load

Load

durxent Accum

Accum

Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%)

Ttegí%)

4.5

21.2

24,5

6.1

3.2

1.8

3.4

62.2

69.5

70.5

51.1

51.7

6.7

1.3

61.1

1.7

2.8

4.5

2.7

76.4

77.4

79.1

67.3

24.6

24.6

20.6

21.0

44.9

21.9

45.2

54.6

260.1

299.8

74.3

39.3

21.9

41.5

1218.6

1364.7

1386.6

1424.6

1441.4

131.1

36.1

1197 . 4

32.8

54.6

87.4

32.8

2517.0

2551.5

2614.1

2617.6

622.8

622.9

623.0

634.3

655.5

660.5

1478.5

24.7

117.8

135.8

33.7

17.8

9.9

18.8

553.4

620.5

631.5

649.7

657.7

59.4

16.3

543.1

14.8

24.7

39.6

14.8

1162.1

1179.9

1212.9

1218.9

282.1

282.3

282.3

287.7

297.0

299.7

675.6

5.8

27.4

31.5 7.8

4.1

2.3

4.4

127.4

142.5

144.5

148.3

150.0

13.7

3.7

125.4

3.4

5.7

9-2

3.4

259.6

263.0

269.0

269.0

64.0

64.0

64.0

65.1

61.4

67.8

153.7

3.13

3.13

3.00

3.16

3.01

3.17

3.16

2.32

2.15

1.96

1.80

1.75

2.17

1.80

2.47

2.75

2.75

2.74

2.17

0.71

0.61

0.40

0.21

0.65

0.62

0.62

0.54

0.64

0.52

1.66

3.24

3.23

3.09

3.26

3.10

3.27

3.27

2.38

2.20

2.00

1.83

1.79

2.22

1.83

2.53

2.83

2.83

2.81

2.22

0.72

0.61

0.40

0.21

0,66

0.62

0,62

0.54

0.65

0.53

1.69

(kV)

6.01

6.01

6.02

6.01

6.02

6.01

6.01

6.06

6.08

6.09

6.10

6.10

6.07

6.10

6.06

6.04

6.04

6.04

6.07

6.16

6.17

6.18

6.20

6.17

6.17

6.17

6.18

6.17

6.18

6.11

ít*

SEIS 18

SEIS17A

—————— —

— — Nodes — — —

Source

Load

SEIS16

SEIS 15

SEIS14

SEIS 13

SEIS 12

SEIS1

SEIS1A

SEIS 20

SEIS 11

SEIS 18

SEIS8

SEIS 12

PASA4

PASA3

PASA2

PASA1

MANZ1

IZAZA1

ISAB7

ISAB5

ISAB4

ISAB3

1SAB2

ISAB1

GUEP4

GUEP3

GUEP2

GUEP1

GUEP1

GUEP6

CSEIS17C

CSEIS17B

CSEIS17

CRISIS

CRIST3

CRIST2

CRISTI

CRISTI

CRIST3

CRISIS

CRIST4

BARRA 16C

BARRA 16C

ABD02

ABDO1

SEIS 19

CSEIS17

SEIS 17

SEIS16

SEIS 15

SEIS14

SEIS 13

SEIS2

SEIS1

VALDI1

MANZ1

ISABl

ENTRADA

ABD01

PASAS

PASA4

PASA3

PASA2

MANZ2

IZAZA2

ISAB8

ISAB6

ISAB5

ISAS 4

ISA33

ISAB2

GUEP5

GUEP4

GUSP3

GUEP6

GUEP2

CRISTI

CSEIS17D

CSEIS17C

CSEIS17B

CRISTG

CRIST4

CRIST3

CRIST5

CRIST2

YASU1

SEYM03

PASA1

SEIS7A

SEIS1A

ABDO3

ABDO2

46.0

109.0

Lsncjtiii

(m>

38.0

10.0

36.0

20.0

26.0

20,0 2.5

28.0

80.0

34.0

90.0

120.0

90.0

12,0

46.0

68.0

50.0

118.0

42.0

20.0

33.0

60.0

49.0

28.0

32.0

35.0

16.0

29.0

82.0

103.0

25.0

160.0

130.0

37.0

126.0

79.0

80.0

22-0

32.0

168.0

116.0

251.0

194.0

12.0

61.0

AA266

CU(S)2

Conductor

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

CU 1/0

CU(S}250MCM

AA4/0

CU 4

CU 6

CU 6

CU 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

AA4/0

CU 6

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

CU 6

AA2/0

AA2/0

AA2/0

AA2/0

AA2/0

AA2/0

CU(S)2

CU(S)2

CU(S)2

AA2/G

CU 6

Cu 6

AA2/0

AA2/0

CU 6

AA2/0

CU 6

CU(S}700MCM

CÜ(S)250MCM

CU 2

CU 2

187.5

45.0

Conneted

(kVA)

0.0

45.0

22S.O

630.0

75.0

125.0

0.0

37.5

150.0

112.5

75 .,0

30.0

30.0

125.0

60.0

325.0

15.0

37.5

30.0

50.0

50.0

25.0

75.0

60.0

462.5

45.0

30.0

75.0

-45.0

30.0

175.0

112.5

100.0

75.0

185.0

45.0

25.0

75.0

60.0

90.0

60.0

0.0

0.0

100.0

10.0

81.9

37.1

19.7

8,9

Load In Sección

Load

Load

íkW)

(kVAr)

0.0

0.0

19.7

8.9

98.3

44.5

275.3

124.7

32.8

14.8

54.6

24.7

0.0

0.0

16.4

7.4

65.6

29.7

49.2

22.3

32.8

14.8

13.1

5,9

13.1

5.9

54.6

24.7

26.2

11.9

142.0

64.3

6.6

3.0

16.4

7.4

13.1

5.9

21.9

9.9

21.9

9.9

10.9

4.9

32.8

14.8

26.2

11.9

202.1

91.6

19.7

8.9

13,1

5.9

32.8

14.8

19.7

8.9

13.1

5.9

76.5

34.6

49.2

22.3

43.7

19.8

32.8

14.8

80.8

36.6

19.7

8.9

10.9

4.9

32.8

14.8

26.2

11.9

39.3

17.8

26.2

11.9

0.0

0.0

0.0

0.0

43.7

19.8

4.4

2.0

8,5

2.0

Current

(Amp)

0.0

2.0

10.1

28.4

3.4

5.6

0,0

1.7

6.7

5.1

3.4

1.4

1,4

5.8

2.8

15.0

0.7

1.7

1.4

2.3

2.3

1.1

3.4

2.7

21.2

2,1

1.4

3.4

2,1

1.4

7.9

5.1

4.5

3.4

8.5

2.1

1.1

3.4

2,8

4.1

2.8

0,0

0.0

4.5

0.5

47.7

10.0

1561.9

715.1

189,1

85.7

162.2

1.52

19.5

1.20

Conductor Load

Load

Current Accum

(%í

58.4

59.0

62.0

70.3

71.3

45.4

31.6

52.3

4.4

13.1

2.6

2.7

1.1

5.5

7.7

19.3

0.4

0.6

1.1

1.8

3.6

4.5

7.2

9.1

10.3

11.3

12.0

48.1

13.0

46.5

4.1

6.7

9.0

8.2

28.1

56.3

8.7

37.1

26.6

6.5

21.5

31.8

31.6

2.0

2.2

(kW)

(kVAr)

1918.0

881.8

1938,7

892.4

2037.2

937.4

2313.6

1063.9

2347.1

1080.1

1375.2

626.1

1375.6

626.6

1458.3

665.9

72.1

32.7

162.8

73.8

32.8

14.8

61.2

27.7

13.1

5.9

67.7

30.7

94.0

42.6

236.0

106.9

6.6

3.0

16.4

7.4

13 . 1

5.9

21.9

9.9

43.7

19.8

54.6

24.7

87.4

39.6

113.6

51.5

202.1

91.6

221.8

100.5

234.9

106.5

942.4

427.3

254.6

115.4

908.4

411.3

76.5

34.6

125.6

56.9

169.4

76.7

159.6

72.3

343.6

155.6

690.2

312.5

170.5

77-3

724.6

327.9

326.1

147.7

126.7

57.4

262.4

118.9

2617.6

1219.1

1375.6

626.7

43.7

19.8

48.1

21.8

(Amp)

Drop(%)

198.6

1.16

200.6

1.09

210.8

1.07

239.2

0.99

242.5

0.95

140.7

0.16

140.7

0.13

151.7

1.71

7.4

0,77

16.9

1.47

3.4

0.41

6.3

0.90

1.4

3.31

7.2

3.30

9.9

3.30

24.9

3.28

0.7

0.77

1.7

1.80

1.4

3.01

2.3

1.51

4.5

1.51

5.7

1.50

9.1

1.49

11.8

1.48

21.2

2. 53

23,2 2.52

24.6 2.51

98.7 2.51

26.7 2.50

95.3 2.67

7.9 1.27

13.0 1.26

17.5 1.23

16.7 2.70

36.2 3.09

72 . 6 2 . 92

17.9

2.69

76-0 2.69

34.3

2.96

13.3 2.73

27.7 3.22

269.0 0.20

140.7 0.12

4.5

0.91

5.0 0.91

1.54

1.21

Voltaoe

6.11

6.13

Accum Voltage

Reg(%)

1.18

1.10

1.08

1.00

0.96

0.16

0.13

1.74

0.77

1.49

0.42

0.91

3.42

3.42

3.41

3.39

0.77

1.83

3.11

1.53

1.53

1.53

1.S2

1.51

2.60

2.59

2.57

2.58

2.57

2.74

1.28

1.28

1.25

2.77

3.19

3,00

2.76

2.77

3.05

2.81

3.32

0.20

0.12

0.92

0.91

(kV) 6.14

6.14

6.14

6.15

6.15

6.20

6.20

6.10

6.16

6.12

6.18

6.15

6.00

6.00

6.00

6.01

6.16

6.10

6.02

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.05

6.05

6.05

6.05

6.05

6.04

6.13

6.13

6.13

6.04

6.02

6.03

6.04

6.04

6.03

6.04

6.01

6.20

6.20

6.15

6.15

Feeder : [A1IM 16D)

Date : 04/10/01

Time

: 21:52tl7

Parameters :

Power Factor

0.94


Load in Feeder

Load in Feeder

Power Losa

Max Voltage Drop

Max Regulación

CUrrent in Feeder

Total Length

Max Length

3380.275300 (kW)

1133.824900 (kVAr)

84.725000 (kW)

4.790700 (%}

5.031800 (%}

349.802000 (A)

13.181226 (km)

2.906059 (km)

Source

Nades Load

Length

Tuli9

TuliS

TU1Í6

TuliS

ToronlO

Toron9

Toron7

Toron6

ToronS

Toron4

Toron23

Toron22

Toron21

Toron3

Toron20

Toronl9

ToronS

ToronlS

ToronlS

Toronll

Toronl2

Toron2

Toronl3

Suroai6

SumaiS

Sumai4

Sumai3

Seia9d

Seis7d

SeisSd

Seis4d

Seis2d

42.0

60.0

33.0

30-0

196.0

40.0

36.0

31.0

10.0

40.0

38-0

36.0

34.0

38.0

42.0

98.0

125.0

18.0

50.0

40.0

40.0

48.0

20.0

116.0

113.0

94.0

118.0

99.0

24.0

126.0

43.0

125.0

AA2/0

AA 2

AA2/0

AA 2

AA 4

AAl/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

CU 3/0

AAl/0

AA 4

AA 4

AA 4

AA 2

AAl/0

AAl/0

CU 3/0

AA 2

CU 4

CU

-4CU 4

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

Conneted

(kVA)

75.0

75.0

0.0

75.0

10,0

0.0

150.0

25.0

75.0

45.0

75,0

30.0

125.0

25.0

50.0

75.0

37.5

0.0

15.0

45.0

0.0

100.0

37.5

45.0

45.0

75.0

75.0

75.0

30.0

30.0

45.0

45.0

Load

Load

(kW)

(kVAr)

30.0

30.0

0.0

30.0

4.0

0.0

60.1

10.0

30,0

18.0

30.0

12.0

50.0

10.0

20.0

30.0

15.0

0.0

6.0

18.0

0.0

40.0

15.0

18.0

18.0

30.0

30.0

30.0

12.0

12.0

18.0

18.0

10.1

10.1 0.0

10.1 1.3

0.0

20.1 3.4

10.1 6.0

10.1

4.0

16.8 3.4

6.7

10.1 5.0

0.0

2.0

6.0

0.0

13.4

5.0

6,0

6.0

10.1

10.1

10.1 4.0

4.0

6.0

6.0

Current

(Amp)

3,1

3.1

0.0

3.1

0.4

0.0

6.2

1.0

3.1

1.9

3.1

1.3

5.2

1.0

2,1

3.1

1.6

0.0

0.6

1.9

0.0

4.1

1.6

1.9

1.9

3.1

3.1

3.1

1.3

1.3

1.9

1.9

Conductor Load

Load

Current Accura

Accum Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%)

1.5

2.5

3.0

2.5

0.5

9.6

54.3

54.5

55.3

55.7

1.8

2.5

5.5

56.0

6.7

16.5

1.7

18,2

0.5

10.7

11.6

57.0

1.3

1.1

19.3

21.1

31.2

1.9

0.7

0.7

1.9

4.2

30.0

30.0

60.1

30.0

4.0

161.3

2179.4

2190.6

2221.6

2240.0

30.0

42.0

92.1

2251.3

112.1

142.2

15.0

157.3

6.0

179.3

194.4

2292 . 7

15.0

18.0

312.9

343.2

373.5

30.0

12.0

12.0

30.0

68.1

10.1

10.1

20.1

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10.1

15.1 8.1

8.1

0.0

0.0

10.1

10.1

Section

Load

(kVAr) 0.0

0.0

0.0

8.1

6.7

0.0

6.7

6.7

0.0

10.1 0.0

0.0

6.0

6.0

3.4

0.0

0.0

13.4 6.0

15.1 6.0

0.0

0.0

0.0

5.0

6.7

6.0

4.0

5.0

8.1

3.4

6.7

1.3

10.1 1.3

0.0

20.1 6.0

2.1

0.0

3.1

3.1

4.6

2.5

2.5

0.0

0.0

3.1

3.1

Current

(Amp)

0.0

0.0

0.0

2,5

2.1

0.0

2.1

2.1

0.0

3.1

0.0

0.0

1.9

1.9

1.0

0,0

0.0

4.1

1.9

4.7

1.9

0.0

0.0

0.0

1.6

2.1

1.9

1.2

1.6

2.5

1.0

2.1

0.4

3.1

0.4

0.0

6.3

1.9

20.6

19.8 2.5

4.9

6.4

3.0

7.8

27.4

52.8

28.5

41.4

Conductor

(*>

40.1

11.1 4.8

2.0

2.5

3.5

7.4

2.3

5.2

20.9 3.9

12.0

12.6

1.5

14.8

13,3

19.6 1.4

1.1

2.7

2.2

21.1

2.9

24.0

8.0

36.7

37.4

37.8

38.4

39.2

39.6

40.3 9.9

7.5

10.1

13.3

15.5

16.1

484.6

464,4

30.0

60.1

105.1

72.1

129.2

768.6

2116.3

798.8

1156.6

163.0

156.1

10.1

20,1

35.3

24.2

43.3

258.4

718.8

268,7

394.0

oad Thru Section

Load

(kW)

1316.4

96.1

159.2

39.0

30.0

69.1

89.1

20.0

45.0

181.3

109.1

335.6

353.7

18.0

178.2

371.7

550.0

40.0

18.0

45.0

36.0

590.1

81.1

671.3

97.1

1023.5

1041.9

1054.1

1069.5

1094.7

1105.4

1126,0

276.6

90.1

280.6

370.8

430.9

449.0

50.5 4.11

48.4 4.16

3.1 2.83

6.2 2.83

10.8 2.78

7.4 2.73

13.3 2.77

79.6 3.55

219.1 3.43

82.7 3.51

119.9 3.56

Load

Current Accum

{kVAr} 448,3

32.2

53.4

13.1

10.1

23.2

29.9 6.7

15.1

60.8

36.6

112.6

118.8

6.0

59.8

124.8

184.7

13.4 6.0

15,1

12.1

198.3

27-2

225.6

32.6

345.0

351.6

355.9

361.4

371.3

375.6

383.2

92.9

30.2

94.3

124.6

144.8

150.9

(Amp)

Drop(%)

136.4 3.50

9.9 3.54

16.5 3.51

4,0 3.71

3.1 3.72

7.2 3.71

9.2 3.70

2.1 3.68

4.7 3.67

18.8 3.71

11.3 3.67

34,8 3,67

36.6 3.63

1.9 3 .

63

18.5 3.62

38.5 3.62

57.0 3,61

4.1 3.59

1.9 3.57

4.7 3.58

3.7 3.57

61.1 3.59

8.4 3 . 57

69.5 3.56

10.1 3.57

106.5 4.04

108.4 3.99

109.7 3.96

111.2 3.92

113.7 3.78

114.8 3.69

116.8 3.63

28.8 4.24

9.4 4.24

29.3 4.23

38.7 4.21

44.9 4.20

46.8 4.19

4.29

4.34

2.91

2.91

2.86

2.81

2-85

3.68

3.56

3.64

3.70

Voltage -

5.85

5.85

5.93

5.93

5.93

5.93

5.93

5,88

5.89

5.88

5.88

Accum Voltage

Reg(%)

3,63

3,67

3.64

3.86

3.86.

3.85

3.84

3.82

3.82

3.85

3.81

3.81

3.77

3.76

3.76

3.76

3.74

3.72

3.70

3,71

3.70

3.72

3.70

3,70

3.70

4.21

4.16

4.13

4.08

3.93

3.84

3.76

4.43

4.42

4.41

4.39

4.39

4.37

íkv) 5.89

5.88

5.88

5.87

5.87

5.87

5.87

5.87

5.87

5.87

5.87

5.88

5.88

5.86

5.88

5.88

5.88

5.86

5.88

5,88

5.88

5.88

5.88

5.88

5.8S

5.85

5.66

5.86

5.66

5.87

5.87

5.88

5.84

5.84

5.84

5.84

5.84

5.84

Gua

bos 1

3G

uab

osl

2G

uabo

s 11

Gua

bosl

OG

arde

9G

arde

6G

arde

SG

arde

SG

arde

4G

acde

4G

arde

4G

arde

2G

arde

2C

arde

12G

ard

el2

Gar

del

lG

ard

elF

ucs

iasS

„

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sv

J— —

— ~

—

N

OQ

Sourc

e

Fu

csia

s 2

Fu

caia

s2F

uc3

ias2

Fu

csi

asl

Gua

bos2

0F

ucs

ias3

Fri

tzS

Fri

tzS

Fri

tz2

Fri

tzl

Fri

tzS

Mad

ro3

Cuc

ar4

Cuc

ar4

Cuc

arS

Cu

car3

Cu

car2

Car

do

slM

adre

7M

adre

6M

adre

5M

adre

4M

adre

3M

adre

2

Gua

bos 1

4G

uab

osl

3G

uabo

s 12

Gu

abo

sll

Gar

delO

Lau

rel

Cri

san.1

Car

de 6

Ros

a 6

Roa

a3G

arde

SM

agno

lG

arde

4G

ardel

3G

ard

ell

Gar

de9

Gar

de2

Elo

y.2

Loa

d

Toro

nl7

To

ron

l4F

uca

iasS

Fucs

ias

2F

ucsi

asl

Fucs

ias

4S

eisS

dS

eisS

dF

ritz

3F

ritz

2S

eis6

dF

resa

slC

uca

r6C

uca

rlC

ongo

3C

uca

r 4C

uca

r3C

ar d

os 2

Mad

reS

Mad

re7

Mad

re 6

Mad

reS

Mad

re 4

Mad

reS

148.

01

0.0

16.0

60

.011

2.0

12

4.0

84

.05

8.0

158.0

6.0

66

.04

8.0

163.0

24

.0152.0

27

.03

4.0

60

0.0

Len

gtn

(m)

49

.0128.0

54

.02

.0118.0

16.0

100.0

26

.02

3.0

21.0

24

.0156.0

60

.0110.0

132.0

90

.03

8.0

40

.01

46

.02

43

.0103.0

15.0

42

.0114.0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA 2

AA3/0

AA 2

AA3/0

AA 2

AA 2

AA3/0

AA 2

AA3/0

AA 4

AA 2

AA 2

AA3/0

AA1/Q

AA4/0

AA2/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA3/0

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

45.0

30.0

60.0

37.5

50.0

150.0

75.0

0.0

50,0

30.0

0,0

75.0

0.0

75.0

90.0

0,0

0.0

18.0

12.0

24.0

15.0

20.0

60.1

30.0

0.0

20'. 0

12.0

0.0

30.0

0.0

30,0

36.0

0.0

0.0

45.0

18.0

Conneted Load

(kVA) fkw)

37.5 0.0

0.0

0,0

37.5

60.0

50.0

0.0

0.0

25.0

75.0

60,0

50.0

50.0

50.0

0.0

0.0

25.0

50.0

50.0

15,0

15.0

37.5

37.5

15.0

0.0

0.0

0.0

15.0

24.0

20.0

0.0

0.0

10,0

30,0

24.0

20.0

20.0

20.0

0.0

0.0

10.0

20.0

20.0

6.0

6.0

15.0

15.0

6.0

4.0

8.1

5.0

6.7

20.1

10.1 0.0

6.7

4.0

0.0

10.1

0.0

10.1

12.1

o.o

0.0

6.0

Load

tkVAr)

5.0

0.0

0.0

0.0

5.0

8.1

6-7

0.0

0.0

3.4

10.1

8.1

6.7

6.7

6.7

0.0

0.0

3.4

6.7

6.7

2.0

2,0

S.O

5.0

1.9

1.3

2.5

1.6

2.1

6.2

3.1

0.0

2.1

1.2

0.0

3.1

0.0

3.1

3.7

0.0

0.0

1.9

Curren t

(Amp)

1.6

0.0

0.0

0.0

1.6

2.5

2.1

0.0

0.0

1.0

3.1

2.5

2.1

2.1

2.1

0.0

0.0

1.0

2.1

2.1

0.6

0.6

1.6

1.6

16.8

17.2

18.1

18.6

1.7

10.9

2.5

10.9

24.4

2.0

12,2

6.2

25.6

3.5

5,5

2.5

28.8

1.1

467.1

479.3

503.4

518.4

20.0

261.4

30.0

261.4

296,5

24.0

291.5

75.1

612.4

30.0

66.1

30.0

688.2

157. 1

161.5

169.6

174.7

6.7

87.7

10.1

87.8

99.5

8.1

97.9

25.2

205.7

10.1

22.2

10.1

231.7

18.0

6.0

48.7 4.17

49.9

52.4

54.0

2.1

26.8

3,1

26.8

30.4

2.5

29.9

7.7

62.8

3.1

6.3

3.1

70.5

1.9

4,09

4.08

4.07

3.58

2.73

2.67

2.68

2.77

2,64

2.67

2. 52

2.64

3.55

3.57

3,57

2.51

4.30

Conductor Load

Load

Current Accum

í%)

(kW)

(kVAr)

(Arap)

Drop{%)

0.5

10.2

1.5

9.3

9.8

2.8

3.1

6,1

11.7

12.3

2.6

1.0

1.7

1.7

1.7

3.3

5.0

0.8

1.7

3.3

3.8

4.3

5.6

6.8

15.0

200.4

42.0

257.5

272.5

24.0

50.1

98.1

190.2

200.3

42.0

24.0

20.0

20.0

20.0

40.0

60.1

10.0

20.0

40.0

46.1

52.1

67.1

82.1

5.0

67.2

14.1

86.5

91.5

8.1

16.8

32.9

63.8

67.2

14.1

8.1

6.7

6.7

6.7

13.4

20.1

3.4

6.7

13.4

15.5

17.5

22.5

27.5

1.6

20.9 4.4

26.9

28,4

2.5

5.2

10.3

19.9

21.0

4.4

2.5

2.1

2.1

2.1

4.2

6.3

1.0

2.1

4.1

4.8

5.4

6.9

8.5

4.28

4,32

4.28

4.28

4.28

4.28

4.76

4.76

4.75

4.74

4.75

2.75

4.26

4.26

4.25

4.25

4.24

3.72

3.66

3.65

3.62

3.61

3.60

3.60

4.35

4.26

4.26

4.25

3.71

2.80

2.75

2.76

2.85

2.71

2.74

2.59

2.71

3.68

3.70

3.71

2.57

4,49

5.84

5.85

5.85

5.85

5.88

5.93

5.94

5.94

5.93

5.94

5.94

5,95

5.94

5.88

5.88

5.88

5.95

5.84

Accum Voltage

Reg(%)

íkV)

4.47

4.51

4.47

-4.47

4.47

4.47

5.00

4.99

4.99

4.97

4.99

2.82

4.44

4.45

4.44

4.44

4.43

3.86

3.79

3.79

3.76

3.74

3.74

3.73

5.84

5.84

5.84

5.84

5.84

5.84

5.81

5.81

5.61

5.81

5.81

5.93

5.84

5.84

5.84

5.84

5.84

5.87

S.88

5.88

5.88

5.88

5.88

5.88

Feeder : [ALIM 16E]

Date

: 04/10/01

Time

: 22:39:43

Parameters :

Power Factor

0.93

General Information

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

Source

L

ViñeS

Vine 4

ViñeS

Vine 2

Vine 2

Solarl

Solarl

Solarl

SeisSe

Seis7e

Seis6e

Seis6e

Seis4e

Seigée

SeisSe

Seis2e

Seislle

SeislQe

SeislOe

SeislOe

Seisle

Reta?

Reta 6

Reta 4

Reta4

Reta2

Reta2

Retal

Rafa 9

Rafa 8

Rafa?

: 3256.885900 (kW)

1087.924800 (kVAr)

160.114800 (kW)

9.591000 (%)

10.608500 (%}

341.149200 (A)

11.787696 (km)

4.300106 (km)

oad

Vine 6

ViñeS

Vine 4

ViñeS

Vinel

Izal

Solar3

Solar2

SeislOe

SeisSe

Gavil

Seis?e

Seis6e

SeisSe

Seis4e

Seis3e

Seisl2e

Solarl

Payal

Seislle

Seis2e

Reta8

Reta?

Reta6

RetaS

Reta4

Reta3

Reta2

RafalO

Rafa 9

Rafa6

(m)

51.0

144,0

177.0

46.0

20.0 8.0

44.0

10.0

28.0

110.0

134.0

70.0

184.0

113.0

214.0

58.0

40.0

114.0

105.0

38.0

58.0

11.0

38.0

31.0

36.0

31.0

58.0

41.0

44.0

35.0

69.0

AAl/0

AAl/0

CU 6

CU 2

CU 2

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 6

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 2

CU 2

CU 2

Conneted

(kVA)

75.0

0.0

100.0

75.0

25,0

75.0

37.5

30.0 0.0

60.0 0.0

112.5

0.0

50.0 0.0

112.5

45.00.0

45.0

75.0

100.0

0.0

30.0

45.0

45.0 0.0

45.0 0.0

45.0

45.0 0.0

Load

Load

(kW)

(kVAr)

35.4 0.0

47,2

35.4

11.8

35.4

17.7

14.2 0.0

28.3 0.0

53.1 0.0

23.6 0.0

53.1

21.2 0.0

21,2

35.4

47.2 0.0

14.2

21.2

21.2 0.0

21.2 0.0

21.2

21.2 0.0

11.8 0.0

15.8

11.8 3.9

11.8 5.9

4.7

0.0

9.5

0.0

17.7 0.0

7.9

0.0

17.7 7.1

0.0

7.1

11.8

15.8

0.0

4.7

7.1

7.1

0,0

7-1

0.0

7.1

7.1

0.0

Current

ÍAmp)

3.6

0.0

4.8

3.6

1.2

3.6

1.8

1.4

0.0

2.9

0.0

5.3

0.0

2,4

0.0

5.3

2.1

0.0

2.1

3.6

4.7

0.0

1.5

2.2

2.2

0.0

2.2

0.0

2.3

2,3

0.0

Conductor Load

(%)

2.0

2.0

6.5

5.2

0.5

66.8 0.4

0.3

70.5

71.1

21.9

72,4

79-2

0.6

79.8

81.1 0.5

67.6 1.5

1.4

82.2 0.0

1.2

2.9

1.7

4.6

1.7

6.3

3.2

4.2

1.6

{kW}

35.4

35.4

82.6

118.0

11.8

2715.2

17.7

14.2

2869.9

2899.7

281.0

2958.9

3244.2

23.6

3280,3

3348.2

21.2

2747.5

60.2

56.6

3399.5

0.0

14.2

35.4

21.2

56.6

21.2

77.9

68.4

89.7

35.4

Load

Current Accum

Accum Voltage

(TcVAr)

(Amp)

Drop(%)

11.8

11.8

27.6

39.4

3.9

970.9

5.9

4.7

1031.9

1044.2

93.9

1073.3

1174.8

7.9

1206.2

1251,7

7.1

982.3

20.1

18.9

1275.2

0.0

4.7

11.8 7.1

18.97.1

26.0

22.9

29.9

11.8

3.6

3.6

8.3

11.9 1.2

277.4

1.8

1.4

292.4

295.2

28.3

300.6

328.9

2.4

331.2

336.5

2.1

280.6

6.1

5.7

341.1

0.0

1.5

3.7

2.2

6.0

2.2

8.2

7.3

9.6

3.8

2.49

2.48

2.47

2.42

2.41

3.06

3.04

3.04

2.74

2.67

2.32

2.37

2.17

1.61

1.61

0.95

2.75

3.04

2.75

2.75

0.76

6.47

6.47

6.46

6.46

6.46

6.46

6.45

8.18

8.17

8.16

Reg{%)

(kV)

2.55

2.55

2.54

2.48

2.47

3.16

3.14

3.14

2.82

2.74

2.37

2.42

2.22

1.64

1.63

0.96

2.82

3.13

2.83

2.82

0.77

6.91

6.91

6.91

6.91

6.91

6.90

6.90

8.90

8.90

8.89

6. 04

6.04

6.04

6.04

6.04

6.00

6.00

6.00

6.02

6.03

6.05

6.05

6.06

6.09

6.09

6.13

6.02

6.00

6.02

6.02

6.14

S.79

5.79

5.79

5.79

5.79

5.79

5.79

5.69

5.69

5.69

Rafa 6

Rafa6

Rafa4

Ra£a4

Rafall

Source

Load

RafalO

Rafal

Paya 2

Paya a

Par el

Pablo2

Pablo 1

Izal

Isaac9

Isaac9

IsaacS

Isaac6a

Isaac6

IsaacS

IsaacS

IsaacS

Isaac4

Isaacl

Iaaac2

IsaaclS

I3aacl2

Isaacll

IsaaclO

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Inc9

IncS

Inc7

Inc6

Inc4

Inc4

Inca3

Inca2

InclS

InclS

InclS

Incl4

InclS

Incl2

Indi

InclO

InclO

Inca2

Gavi2

Gavil

Guarí

Rafa 4

RafaS

RafaS

Rafal 2

Rafall

Rafa2

Paya3

Paya2

Pare2

Eneal

Pablo2

inca 2

Casal

IsaaclO

Pablol

Isaac7

IsaacS

Isaac6a

Isaac9

Isaac6

IsaacS

Isaac4

IsaacS

BeethoS

Isaacl3

IsaaclZ

Isaacll

Isaac2

InclO

Inc9

Inc8

Inc7

Inc6

Inc5

Inc4

Inca3

Incl 6

Incl?

Amal

InclS

Incl4

Incl3

Incl 2

Incll

Arel

Incal

Viñe2

Charu3

118,0

75,0

44.. 0

30.0

55.0

(m) 8.0

55.0

55.0

63.0

102.0

217.0

123.0

58.1

80.0

41.0

124.0

176.0

70.0

28.0

20.0

20.0

28.0

47.0

20.0

49.6

120.0

40.0

82.0

51.0

20.0

30.0

18.0

30.0

25.0

64.0

60.0

48.0

41.0

83.0

97.0

122.0

70.0

79.0

121.0

72.0

79.0

35.0

160.0

138.0

Cu 6

CU 6

AA 2

CU 6

CU 2

CU 2

CU 6

CU 6

CU 3/0

CU 2

CU 6

CU 6

CU 3/0

CU 4

CU 4

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 4

CU 2/0

CU 2/0

cu 6

CU 6

AA2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

CU 6

CU 3/0

CU 6

AA1/0

0.0

0.0

75.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

35.4

11.8

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

Conneted Load

Load

(kVA)

100.0

75.0

45.0

37.5

75.0

30.0

45.00.0

90.0

45.0

30.0

45.0

75.0

75.0 0.0

0.0

0.0

25.0

45.0

0.0

45.00.0

0.0

0.0

0.0

25.0

60.0

75.0

30.0

75.0

200.0

75.0

60.0

0.0

0.0

0.0

0.0

100.0

60.0

30.0

45.0

75.0

0.0

0.0

(kW)

(kVAx)

47.2

15.8

35.4

11.8

21.2

7.1

17 . 7

5.9

35.4

11.8

14.2

4.7

21.2

7.1

0,0

0.0

42.5

14.2

21.2

7.1

14.2

4.7

21.2

7.1

35.4

11.8

35.4

11.8

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

11.8

3.9

21.2

7.1

0.0

0.0

21.2

7.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

11.8

3.9

28.3

9.5

35.4

11.8

14.2

4.7

35.4

11.8

94.4

31.5

35.4

11.8

28.3

9.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

47.2

15.8

28.3

9.5

14.2

4.7

21.2

7.1

35.4

11.8

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

3.6

0.0

0.0

current

(Amp)

5.1

3.8

2.1

1.8

3.8

1.5

2.3

0,0

4.S

2.3

1.5

2.3

3.8

3.8

0.0

0.0

0.0

1.3

2.3

0.0

2.3

0.0

0,0

0.0

0.0

1.2

2.9

3.6

1.4

3.6

9.6

3.6

2.9

0.0

0.0

0.0

0.0

4.9

2.9

1.4

2,2

3.6

0.0

o.o

0.0

2.9

3.0

0.0

0.0

0.0

35.4

35.4

0.0

0.0

11.8

11.8 0.0

0.0

0.0

0.0 8.16

3.8 8 . 17

3.8 8.18

0.0 8 . 17

0.0 8.18

Conductor Load

Load

Current Accum

(%)

2.2

2.9

1.7

0,9

1.6

1.2

2.9

66.0 3.4

21,1

4.1

1.8

7.0

4.7

24.5

8.9

33,4

34.1

1.3

18.5

19.8

19.8

19.8

1.3

67.8

68.2

69.0

70.0

70.4 2.1

74.0

75.0

2.3

0.0

111.1

64.1

64.1

65.4

66.2

66.63.4

0.9

10.1 5.3

(kW)

47.2

35.4

21,2

38.9

35.4

14.2

35.4

2677.1

54.3

337.5

49.6

21.2

85.0

56.6

391.9

141.6

533.6

545.6

21.2

294.3

'315.6

315.9

316.1

21.2

2374.9

2387.6

2417.4

2453.6

2469.3

35.4

2600.3

2639.0

28.3

0.0

2188.1

2222.8

2227.9

2278.0

2309.7

2329.2

42.5

35.4

129.8

92.0

(kVAr) 15.8

11.87.1

13.0

11.8 4.7

11.8

954.0

18.1

113.0

16.6 7.1

28.4

18.9

131.2

47.3

178.5

182.6

7.1

98.3

105.5

105.7

105.7

7.1

838.4

843.8

855.5

868.6

875.6

11.8

920.9

937.9

9.5

0.0

747.8

763.3

771.2

791.4

806.2

819.2

14.2

11.8

43.4

30.7

(Amp)

Drop{%)

5.1 8.18

3.8

8.22

2.1 2.76

3.9 2.75

3.8

7.96

1.5

7.69

3.8 7.68

273.8

3.21

5.8 7 . 63

35.9 7.66

5.3

7.66

2.3 7 . 63

9.0 7.63

6.0 7.61

41.7 7.62

15.1

7.61

56.8 7.60

58.0 7. 56

2.3 7.49

31.4

7.91

33.7 7.87

33.7

7.77

33.7 7.73

2.3

7.49

244.2

3.84

245.4

3.79

248.3

3.71

251.9

3.66

253.4

3.58

3.6 3.52

266.6

3.51

270.2 3.35

2.9 5,00

0.0

4.99

227.7 5.32

230.7

4.99

230.7 4.70

235.5

4.53

238.4 4.33

239.9

4.02

4.3 3,85

3.6 3.21

13.1

2.41

9.3 2.34

8.89

8.90

8.91

8.90

8.91

5.69

5.69

5.69

5.69

5.69

Accum Voltage

Reg(%}

8.91

8.96

2.83

2.83

8.65

8.33

8.31

3.31

8.26

8.29

8.29

8.26

8.26

8.24

8.25

8.23

8,22

8.18

8.10

8.59

8.54

8.42

8,38

8.10

3.99

3.94

3.85

3.80

3.72

3.65

3.64

3.46

5.26

5.26

5.62

5.26

4.93

4.74

4.52

4.19

4.01

3.31

2.47

2.40

íkv) 5.69

5.68

6.02

6.02

5.70

5.72

5.72

5.99

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.72

5.73

5.70

5.70

5.71

5.71

5.73

5.95

5.96

5.96

5.97

5.97

5.97

5.97

5.98

5.88

5.88

5.86

5.88

5.90

5.91

5.92

5.94

5.95

5.99

6.04

6.05

'.*>

Gavil

GaloSa

Galo8

GaloS

Galo6

GaloS

GaloS

GaloS

Galo-4

Galo38

Galo37

GaloS 6

Source

Load,

GaloS 4

Galo30

Galo31

Galo31

Galo30

GaloSO

Galo3

Galo2

Galo28

Galo28

Galo27

Galo26

Galo25

Galo25

Galo24

Galo23

Galo22

Galo22

Galo22

Galo21

Galo20

Galo20

Galol9

GalolV

Galol6

Galol3

Galol3

Galol3

Gal oí 2

Galol2

Galoll

Galoll

GalolO

Galo9

Gal oí

EstoS

Gavi2

Gal 08 b

Galo9

Galo8a

Retal

Galo6

Galo7

Galo 6

GaloS

Galo39

Galo38

GaloS 7

Galo35

GaloS 4

Galo33

Galo32

GaloS 6

Galo31

Galo4

Galo3

GaloSO

Galo29

Galo28

Galo27

Bustal

Galo26

Galo25

Galo24

RafaS

Rafa7

Galo23

Galo22

Parel

Galo21

Galo20

GalolS

Galol7

Galol6

GalolS

Galol4

GalolS

GalolS

Isaacl

Galol2

Galoll

GalolO

Galo2

Esto4

19.060.0

48.0

so.o 6.0

82.0

37.0

44.0

24.0

8.0

72.0

117.0

Length

(m)

30.0

45.0

100.0

14.0

67.0

70.0

16.0

35.0

40.0

145.0

48.0

40.0

102-0

26.0

154.0

41.0

44.0

11.0

428-0

50.0

68.0

50.0

77.0

52.0

37.0

104.0

113.0

103.0

50.0

42.0

76.0

104.0

32.0

•33.0

35.0

60.0

CU 2

CU 8

AA 2

CU 8

CU 8

AA 2

CU 6

CU 2

AA2/0

CU 6

CU 6

CU 6

Conductor

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

AA2/0

AA2/0

CU 6

AA. 2

AA. 2

AA 2

CU 2

AA 2

AA 2

AA 2

CU 2

CU 2

AA 2

AA 2

CU 2

AA 2

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

AA 2

CU 4

AA 2

AA 2

AA 2

AA2/0

CU 4

125.0

75.0

7S.O

75.0

75.0

15.0

30.0

0.0

25.0

30.0

75.0

0.0

Conneted

(kVA)

50,0

45.0

45.0

10.0 0.0

37.5

125.0

0.0

0.0

45.0 0.0

100.0

0.0

25.0

0.0

75.0

0.0

75.0

50.0 0.0

30.0

45.0 0.0

60.0

105.0

25. 0

75.0

45.0

50.0 0.0

0.0

0.0

0.0

30.0

75.0

30.0

59.0

35.4

35.4

35.4

35.4

7.1

14.2

0.0

11.8

14.2

35.4

0.0

Load In

Load

(kw)

23.6

21.2

21.2 4.7

0.0

17.7

59.0 0.0

Q.O

21.2 0.0

47.2 0.0

11.8 0.0

35.4

0.0

35.4

23.6 0.0

14.2

21.2 0.0

28.3

49.5

11.8

35.4

21.2

23.6 0.0

0.0

0.0

0.0

14.2

35.4

14.2

19.7

11. S

11.8

11.8

11.8 2.4

4.7

0.0

3.9

4.7

11.8 0.0

Section

Load

(kVAr)

7.9

7.1

7.1

1.6

0.0

5.9

19.7 0.0

0.0

7-1

0.0

15.8

0.0

3.9

0.0

11.8

0.0

11.8

7-9

0.0

4.7

7.1

0.0

9.5

16.5 3.9

11.8

7.1

7.9

0.0

0.0

0.0

0.0

4.7

11.8 4.7

5.9

3.7

3.7

3.7

3.7

0.7

1.5

0.0

1.2

1.5

3.8

0.0

Current

(Amp)

2.6

2.3

2.3

0.5

0.0

1.9

6.2

0.0

0.0

2.3

0.0

5.1

0.0

1.3

0.0

3.8

0.0

3.8

2.5

0.0

1.5

2.3

0.0

3.0

5,3

1.3

3.8

2.3

2.5

0.0

0.0

0.0

0.0

1.5

3.7

1.5

8.3

2.9

135.5

5.8

9.2

142.1

1.2

83.0

93.8

1.2

4.2

4.2

188.9

35.4

1600.4

70.8

113.3

1681.9

14.2

1815.9

1830.2

14.2

49. S

49.6

63.1

11.8

538.3

23.6

37.8

566.1

4.7

612.0

618,0

4.7

16.5

16.6

- Load Thru Section

Conductor Load

(%)

2.0

3.8

1.8

0.4

4.2

3.7

96.8

96.8

11.6 1.8

13.8

17.9

13.5

18.9

43.7

46-8 4.2

3.3

48.8

62.5 2.3

64.4

68.6

1.8

4.9

5.6

2.2

1.3

70.6

12.5

35.5

83.1

131.3

132.5

98.6

0.9

(kW)

23.6

44.8

21.2 4.7

49.6

43.6

1890.3

1891.1

139.1

21.2

159.3

206.5

286.4

218.4

505.0

541.5

89.7

70.8

565.5

730.0

49.5

752.0

802.4

28.3

77.9

89.7

35.4

21.2

827.5

146.3

567.3

974.8

1545.7

1562.0

1928.3

14.2

19.0 3.7

169.4

7.5

11.9

177.6

1.5

191.0

192.2

1.5

5.4

5.4

2.336.85

7.04

6.84

6.44

6.82

6.44

6.44

6.29

9.28

9.28

9.26

Load

Current Accum

(kVAr)

7.9

15.0

7.1

1.6

16.6

14.6

638.7

639.5

46.17.1

53.2

69.0

95.7

73.0

168.8

181.2

30.0

23.6

189.3

245.0

16.6

252.5

269.4

9.5

26.0

29.9

11.87.1

278.0

48.9

189.9

327.4

519.1

524.9

653.0

4.7

(Amp)

Drop(%)

2.6

4.9

2.3

0,5

5.4

4.7

198.4

198.4

15.0

2.3

17.2

22.4

31,0

23.6

54.6

58.5

9.6

7.6

61.0

78.2 5.3

80.4

85.7 3.0

8.3

9.5

3.8

2.3

88.3

15.6

60.3

103.8

164.1

165.6

202.1

1.5

9.23

9.23

9.24

9.24

9.24

9.24

6.22

6.17

9.22

9.21

9.20

9.18

9.19

9.15

9.14

8.91

8.16

8.16

8.85

8.16

7.95

8.05

7.95

7.71

7.71

7.70

7.68

7.68

7.77

7.67

7.49

7.65

7.37

7.23

6.07

5.35

2.387.35

7.57

7.34

6.88

7-32

6.88

6.88

6.71

10.23

10.23

10.21

Voltage -

6.05

5.77

5.76

5.77

5.79

5.77

5.79

5.79

5.80

5.62

5.62

5.62

Accum Voltage

Reg(%)

10.17

10.17

10.19

10.18

10.18

10.18

6.63

6.58

10.16

10.14

10.13

10.10

10.12

10.08

10.06

9.79

8.89

8.88

9.71

8.88

8.64

8.76

8.63

8.35

8.35

8.34

8.32

8.32

8.43

8.31

8.09

8.29

7.95

7.79

6.46

5.65

(XV) 5.62

5.62

-5.62

5.62

5.62

5.62

5.81

5.81

5.62

5.62

5.62

5.62

S.62

5.63

5.63

5.64

5.69

5.69

S.64

5.69

5.70

5.69

5.70

5.71

5.71

5.72

5.72

5.72

5.71

5.72

5.73

5,72

5.74

5.74

5.82

5.86

r«r<

Esto2

Estol

Dioge2

AlgaS

Da vil

Charu4

Charu3

Charu3

Charu2

Casa2

Casa2

Casal

Canel

Busta2

Bustal

BeethoS

BeethoS

Beetho?

BeethoS

BeethoS

Source

Load

BeethoS

BeethoS

BeethoS

Beetho2

Barra 16e

Arel

Ama3

Ama3

Ama3

Ama2

Amal

Amal

Alga9

Alga9

AlgaS

AlgaS

Alga?

Alga7

Alga6

AlgaS

AlgaS

AlgaS

Alga3

Alga3

Alga2

AlgalO

AlgalO

Alga2

Esto3

Esto 2

Dioge3

Dioge2

Davi2

CharuS

Charu4

Charu2

Charul

CasaS

Casa4

Casa2

Cane2

Alga2

Busta2

Rafal

Beetho9

BeethoS

Beetho?

Beetho6

BeethoS

Beetho4

Beetho2

Beethol

Seisle

Are2

Gal oí

Canel

Ama 4

AitiaS

Estol

Ama2

Romel

AlgalO

Midel

Alga9

Aguil

Alga8

Davil

Alga7

Diogel

Alga 6

AlgaS

Alga 4

Alga3

Ugarl

Algall

Algal

132.0

31,0

65.0

62.0 6.0

43.0

20.0

23.0

27.0

56.0

37. D

32.0

100.0

178.0

19.0

130.0

14.0

153.0

117.0

124.0

(m)

26.0

50.0

40.0

20.0

180.0

61.0

150.0

49.0

63.0

29.0

10.0

28.0

38.0

46.0

119.0

68.0

80.0

102.0

38.0

57.0

70.0

66.0

58.0

35.0

57.0

153.0

33.0

22.0

CU 4

CU 4

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 6

CU 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 3/0

CU 6

AA2/0

CU 4

CU 6

AA2/0

CU 4

AA2/0

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 4

CU 6

CU 6

CU 6

75.0

10.0 0.0

45.0

45.0

45.0

25.0

0.0

125.0

0,0

25. 0

0.0

30.0 0.0

45.0

75.0

112.5

45.0

75.0

35.4

4.7

0.0

21.2

21.2

21.2

11.8 0.0

59.0

0.0

11.8 0.0

14.20.0

21.2

35.4

53.1

21.2

35.4

75.0

35.4

Conneted Load

(kVA)

(kW)

0.0

75.0

45.0

45.0

0.0

45.0

45,0

45.0

112.5

0.0

150.0

25.0

45.0 0.0

45.0 0.0

45.0

0.0

45.00.0

45.0 0.0

0.0

75.0

0.0

45.0

50.0

75.0

0.0

35.4

21.2

21.2

0.0

21.2

21.2

21.2

53.1

0.0

70.8

11.8

21.2 0.0

21.2

0.0

21.2

0.0

21.2

0.0

21.2

0.0

0.0

35.4

0.0

21.2

23.6

35.4

11.81.6

0.0

7.1

7.1

7.1

3.9

0.0

19.7 0.0

3.9

0,0

4.7

0.0

7.1

11.8

17.7 7.1

11.8

11.8

Load

(kVAr)

0.0

11.87.1

7.1

0.0

7.1

7.1

7.1

17,7

0.0

23.6 3.9

7.1

0.0

7.1

0.0

7.1

0.0

7.1

0.0

7.1

0.0

0.0

11.8 0.0

7.1

7.9

11.8

3.7

0.5

0.0

2.3

2.3

2.1

1.2

0.0

5.9

0.0

1.3

0.0

l.S

0.0

2.3

3.8

5.7

2.3

3.8

3,8

Current

(Amp)

0.0

3.8

2.3

2.3

0.0

2.2

2.2

2.2

5.5

0.0

7.3

1.2

2.3

0.0

2.3

0.0

2.3

0.0

2.3

0.0

2.3

0.0

0.0

3.8

0.0

2.3

2.6

3.8

3.0

3.3

0.0

1.8

1.8

1.7

2.6

4.6

4.6

0.0

0.7

0.7

0.9

22.3

13.5 5.9

10.3

12.0

15.0

49.5

16.5

54.3

18.1

0.0

0.0

21.2

7.1

21.2

7.1

21.2

7.1

33.0

11.0

59.0

19.7

59.0

19.7

0.0

0.0

11.8

3.9

11.8

3.9

14.2

4.7

264.5

88.4

286.3

95.7

70.8

23.6

123.9

41.4

145.1

48.5

180.7

60.4

13.6

216.2

72.2

5.1 5.35

5.6 5 . 33

0.0

9.49

2.3 9.49

2.3 9.52

2.1 2.35

3.3 2.34

5.9 2.35

5.9 2,35

0.0 7 . 63

1.3

7.63

1.3 7.63

1.5 5.51

28.7 9.40

31.0

9.20

7.6 8.21

13 . 3 8 . 17

15.5 8.17

19.3 8.07

23.1 7.99

Conductor Load

Load

Current Accum

(%}

(kW)

(kVAr)

{Amp}

Drop{%)

4.9

2.2

2.7

1.3

82.2 1.7

99.7 2.2

4.3

104.2

7.6

104.8

1.8

2.9

1.8

4.2

1.8

5.6

3.6

6.9

1.8

9.7

16.3 2.3

14.6

1.8

2.0

3.0

77.9

26.0

35.4

11.8

42.5

14.2

21.2

7.1

3403.8

1283.2

21.2

7.1

1951.4

661.8

35.4

11.8

53.1

17.7

2047.9

698.9

125.0

41.8

2061.4

704.5

21.2

7.1

44.8

15.0

21.2

7.1

66.1

22.1

21.2

7.1

87.3

29.2

42.5

14.2

108.6

36.3

21.2

7.1

151.1

50.5

193.6

64.7

35.4

11,8

229.1

76.5

21.2

7.1

23,6

7.9

35.4

11.8

8.3 7 . 92

3.8

7.92

4.5

7.92

2.3 7.92

341.1

0.58

2.2 3.86

204.3

5.96

3.7 5.51

5.5

5.52

213.5

5.51

13.0

5.33

214.7 5.41

2.3

9.57

4.9

9.58

2.3 9.57

7.2 9.57

2.3 9.54

9.5

9.56

4.6 9.52

11.8 9.53

2.3 9.49

16.4

9.52

21.0

9.49

3.8 9.44

24.9 9.44

2.3 9.59

2.6 9.58

3.8 9.41

5.65

5.63

10.49

10.49

10.53

2.40

2.40

2.40

2.41

8.26

8.27

8.26

5.84

10.38

10.14

8.95

8.90

8.89

8.78

8.68

5.86

5.86

5.60

5.60

5.60

6.05

6.05

6.05

6.05

5.72

5.72

5.72

5.85

5.61

5.62

5.68

5.69

5.69

5.69

5.70

Accum Voltage

Reg(%)

(kV)

8.60

8.60

8.60

8.60

0.58

4.01

6.34

5.83

5.84

5.83

5.63

S.72

10.59

10.59

10.58

10.58

10.55

10.57

10.53

10.54

10.49

10.52

10.48

10.43

10.42

10.61

10.60

10.38

5.70

5.70

5.70

5.70

6.16

5.95

5.82

5.85

5.85

5.85

5.86

5.86

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.60

5.61

5.61

5.60

5.60

5.61

Feeder : [ALIM16F]

Date

: 04/11/01

Tiir.e

: 14:03:01

Parameters :

Pcwer "Factor

0.97


Load in Feeder

2422.712000 (kW)

Load in Feeder

SSS. 508200 (kVAr)

Power Losa

33.287800 (kW)

Max Voltage Drop

2.239400 (%}

Max Regulación

2,290700 [%}

Current in Feeder 237.901700 {AJ

Total Length

7.675500 (km)

Majt Length

2.113500 (km)

íoijrce

Load

TomaS

TomaS

Toma3-4

Toma3~4

TomaS

Toma3

Tomas 2

Tomas 2

Tomas 2

Tomas 1

Toma si

Tele3

In9

Tele2

Tele2

In9

Sey9

SeyS~6

SeyS- 6

SeyS

SeyS

Sey4

Sey3

SeyS

Sey2

Seyll

SeylO

SeylO

Seyl

Segol

Isabe3

Toma6

CrÍ3to2

Cristel

Genol

Toma3-4

Fernan2

Fernanl

Toma3

Tomas 2

Fel

Tele4

Tele2

Tele3

Telel

Sumal

SeylO

SeyS

Sey7

Sey9

SeyS- 6

SeyS

Tomas 1

Sey4

Sey3

Seyl 2

Flor e al

Seyll

Sey2

Sego2

(mí

178.0

75.0

111.0

50.0

90.0

64.0

76-0

87.0

56.0

67.0

90-0

32.0

147.0

42.0

19.0

27.0

100.0

10.0

73-0

38.0

50.0

29-0

68.0

149-0

53.0

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33.0

147.0

190-0

AA4/0

AA3/0

AA 4

AA 2

AA 2

AA3/0

AA 2

AA 2

AA3/0

AA3/0

AA 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

AA 2

CU 4

CU 2

AA 2

CU 4

AA 2

AA3/0

AA 2

CU 2

CU 6

CU 2

AA 2

AA3/0

CU 6

Conneted Load

Load

Current

(kVA)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

0.0

100.0

75,0

75.0

45.0

0.0

25.0

45.0 0.0

0.0

75.0

30,0

25.0

45.0

85.0

45.0

0.0

75.0

125.0

75.0

0.0

0.0

45.0

75.0

0.0

45.0

250.0

45.0

45.0

125.0

0.0

39.6

29.7

29.7

17.8

0.0

9.9

17.8

0.0

0.0

29.7

11.9 9.9

17.8

33.7

17.8

0.0

29.7

49.5

29.7

0.0

0.0

17.8

29.7

0.0

17.8

99.0

17.8

17.8

49.5

0.0

9.1

6.8

6.8

4.1

0.0

2.3

4.1

0.0

0.0

6.8

2.7

2.3

4.1

7.7

4.1

0.0

6.8

11.4 6.8

0.0

0.0

4.1

6.8

0.0

4.1

22.7

4.1

4.1

11.4

0.0

3.9

2.9

2.9

1-7

0,0

1.0

1.7

0.0

0.0

2.9

1,2

1.0

1.8

3.3

1.8

0.0

2.9

4.8

2.9

0.0

0.0

1.7

2.9

0.0

1.7

9.7

1.7

1.7

4.9

Conductor load

Load

Current Accum

Accum Vol tage

{%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kV)

32.0

1.6

3.2

2.3

1.4

2.4

0.8

1.4

4.7

5.8

2.3

0.9

5.6

2.3

2.6

1.4

10.6

1.7

2.1

12.9

4.6

19.1

10.8

21.4

23.2 1.4

4.2

2.a

22.5

3.8

941.8

39.6

29.7

29.7

17.8

59.4

9.9

17.8

116.9

144.6

29.7

11.9

73.3

29.7

33.7

17.8

134.7

29.7

49.5

164.5

79.2

243.7

271.4

273.5

545.2

17.8

99.0

35.7

563.3

49. S

216.7

9.1

6.8

6.8

4.1

13.6

2.3

4,1

26.8

33.2

6.8

2.7

16.8

6.8

7.7

4.1

30.9

6.8

11.4

37.7

18.2

55.9

62.3

62.8

125.2 4.1

22.7

8.2

129.5

11.4

92.8

3.9

2,9

2.9

1.7

5.8

1.0

1.7

11.4

14.1

2.9

1,2

7.2

2.9

3.3

1.8

13.2 2.9

4.8

16.1 7.8

23.9

26.5

26.8

53.3

1.7

9.7

3.5

55.0

4.9

2.07

1.91

1.40

1.39

1.38

1.38

1.37

•

1.38

1.38

1.37

1.37

1.97

1.96

1.97

1.96

1.92

1.51

1.47

1.48

1.48

1.47

1.46

1.36

1.44

1.34

1.53

1.53

1.52

1.29

1.83

2.11

1.95

1.42

1.41

1.40

1.40

1.39

1.39

1.40

1,39

1.39

2.01

2.00

2.00

2.00

1.96

1.54

1-49

1.50

1.50

1.49

1.48

1.38

1-47

1.36

1.55

1.55

1.54

1.31

1.66

6.01

6.02

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.06

6.02

6.02

6.02

6.02

6.02

6.05

6.05

6.05

6.05

6.05

6.05

6.06

6.05

6.06

6.05

6.05

6.05

6.06

6,03

>,*)

Rlo

Co

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Co

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Rio

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6R

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Rio

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70

.03

8.0

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19. S

117.

0

Len

gfch

(m)

35

.03

6.0

30

.03

3.0

87

.03

8.0

44

.0133.0

48

.07

7.0

86

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113.0

15

0.0

10

4.0

42

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2.0

43

.03

0.0

118.0

62

.08

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0.0

51.0

25

.02

6.0

61

.0172.0

22

.01

6,0

60

.07

4.0

218.

01

0.0

10

5.0

65

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4.0

45

.09

4.0

8.0

112.0

76

.0

AA266

AA266

CU 2

AA266

AA266

CU 2

AA266

AA266

CU 6

AA266

AA266

CU 6

CU 6

AA266

AA266

AA266

A7V4/0

AA266

AA266

AA266

AA266

AA3/G

AA3/0

AA266

AA.4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

CU 6

AA4/0

CU 6

AA4/0

CU 6

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

CU 2

CU 4

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA 2

Añ. 2

0.0

45.0

45.0 0.0

112.5

75.0

Conneted

(kVA)

0.0

30.0

50.0

50.0

0.0

75.0

45.00.0

0.0

10.0

37.5

75.0 0.0

125.0

45.0

75.0

0.0

75.0 0.0

300.0

45.0

45.0

45.0

SO.O

10.0

0.0

30.0

135.0

45.0 0.0

45. 0

0.0

423.0

0.0

75.0

250.0

75.0

75.0

112.5

0.0

200.0

100.0

0.0

17.8

17.8 0.0

44.6

29.7

Load

(kWJ 0.0

11,9

19.8

19.8

0.0

29.7

17.8 0.0

0.0

4.0

14.9

29.7 0.0

49.5

17.8

29.7 0.0

29.7 0.0

118.8

17.8

17,8

17.8

19.8 4.0

0.0

11.9

53.5

17.8 0.0

17.8 0.0

167.6

0.0

29.7

99.0

29.7

29.7

44.6

0.0

79.2

39.6

0.0

4.1

4.1

0.0

10.2 6.8

Load

(kVAr)

0.0

2.7

4.5

4.5

0.0

6.8

4.1

0.0

0.0

0.9

3.4

6.8

0.0

11.4 4.1

6.8

0.0

6.8

0.0

27.3 4.1

4.1

4.1

4.5

0.9

0.0

2.7

12.3 4.1

0.0

4.1

0.0

38.4

0.0

6.8

22.7

6.8

6.8

10.2 0.0

18.2 9.1

0.0

1.7

1.7

0.0

4.3

2.9

Current

ÍArap)

0.0

1.2

1.9

1.9

0.0

2.9

1.7

0.0

0.0

0.4

1.5

2.9

0.0

4.8

1.7

2.9

0.0

2.9

0.0

11.7 1,8

1.8

1.8

2.0

0.4

0.0

1.2

5.3

1.8

0,0

1.8

0.0

16.5 0.0

2.9

9.8

2.9

2.9

4.4

0.0

7.8

3.9

65.4

65.9 0.8

66.4

67.7 1.3

2273.6

2293,7

17.8

2312.7

2358.9

537.3

545.3

4.1

551.5

564.6

29.7

6.8

222.2

223.9

1.7

225.7

230.0

2.9

1.17

1.04

0.97

0.97

0.87

0.84

Conductor Load

Load

Current Accum

{%)

(kW)

(kVAr)

(Arap)

Drop(%)

68.5

68.8 1.5

10.3

10.8 6.0

5.7

13.1

15.3

15.4

35.3

16.2

46.4

47.8

48.3

23.6

0.0

69.73.0

7.1

7.7

8,3

1,4

9.0

1.7

9.7

0.9

1.8

0.6

2.4

0.6

10.1 5.7

15. 8

16.8 4.2

7.5

17.8 9.8

33.3

6.2

9.4

2389.3

2402,4

19.8

354.8

374.6

79.2

74.3

454.0

S28.4

532.5

1043.4

562.3

1606.5

1657.9

1678.2

593.5

0.0

2433.3

89.1

208.0

225.9

243.7

17.8

263.5

21.8

285.3

11.9

53.5

17.8

71.3

17.8

297.2

167.6

464.9

494.6

99.0

128.8

524.6

288.3

982.7

79.2

118.9

572.6

577.4

4.5

81.5

86.1

18.2

17.0

104.4

121.8

122.8

243.1

129.9

374.2

388.7

397.2

136.8

0.0

586.4

20.4

47.7

51.8

56.0

4.1

60.5 5.0

65.5 2.7

12.3 4.1

16.4 4.1

68.3

38.4

106.9

113.7

22.7

29.5

120.8

66.2

227.6

18.2

27.3

232.9

234.1

1.9

34.9

36.8 7.8

7.3

44.6

51.9

52.3

102. S

55.2

157.7

162,5

164.3

57.9 0.0

236.9

8.8

20.5

22.3

24.0 1.8

26.0

2.1

28.1 1.2

5.3

1.8

7.0

1.8

29.3

16.5

45.8

48.8 9.8

12.7

51.7

28.4

96.7 7.8

11.7

0.84

0.77

1.81

1.81

1.80

1.79

1.74

1.78

1.73

1.71

1.74

1.68

1.66

1.51

1.31

1.20

1.17

0.70

2.23

2.23

2.20

2.19

2.18

2.19

2.18

2.17

2.17

2.24

2.23

2.23

2.23

2.17

2.18

2.15

2.14

2.09

2.08

2.09

2.09

1.91

2.17

2.14

1.18

1.05

0.98

0.98

0.88

0.85

6,07

6.08

6.08

6.08

6.09

6.09

Accum Voltage

Reg(%) (kV)

0.84

0.78

1.84

1.85

1.84

1.82

1.77

1.81

1.76

1.74

1.77

1.70

1.68

1.53

1.33

1.21

1.18

0.70

2.28

2.28

2. 25

2.24

2.23

2.24

2.23

2.22

2.22

2.29

2.28

2.28

2.28

2.22

2.23

2.19

2.19

2.13

2.12

2.14

2.14

1.94

2.22

2.19

6.09

6.09

6.03

6.03

6.03

6.03

6.04

6.03

6.04

6.04

6.03

6.04

6.04

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6.01

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6.01

6.01

6.01

6.00

6.00

6.00

6.00

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6.01

6.01

6.01

6.01

6.01

6.01

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6.01

m

Isabel2

Isabell

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Diez

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114.0

44.0

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23.0

47.0

50.0

23.0

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50.0

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AA4/0

AA4/0

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CU 6

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AA266

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0.0

112.5

0.0

75.0

112.5

75.0

112.5

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100.0

75.0

45.0

0.0

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_- jj

Conneted

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45.0

75.0

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100.0

25.0

75.0

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0.0

0.0

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60.0

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0.0

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17.8

4.1

0.0

0.0

Load

Load

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( kVAr)

17.8

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39.6

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0.0

0.0

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5.5

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4.4

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1.8

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1.8

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0.0

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1.0

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1.0

1.0

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1.0

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29.7

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44.6

150.6

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39.6

47.5

17.8

47.5

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(%)

(kW)

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3.3

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3.1

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17.8

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49.5

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34.1

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27.7

10.2

34.5

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9.1

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4.1

10.9

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Load

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16.8

0.0

9.1

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101.0 1.90

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14.3 1.89

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1.8 2.12

4.7 2.12

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(Amp)

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2.15

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2.17

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6.02

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6.03

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6.01

6.01

6.01

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6.01

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6.06

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52.0

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(m)

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CU €

CU 4

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AA1/0

AA4/Q

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CU 6

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Añ. 4

AA 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU(S)2

CU{S)4

0,0

0.0

400. 0

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Conneted

(RVA)

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0.0

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75.0

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0.0

0.0

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0.0

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12.7

Load

(Mí)

19.0

22.8

30.4

38.0

22.8

57,0

50.7

38.0

0.0

38.0

0.0

25.4

0.0

0.0

57.0

76.1

38.0

253.5

63.4

202.8

38.0

0.0

588.1

o.o

0.0

68.9

189.4

10.4

5.2

0.0

25.8

4.3

Load

(kVAr)

6.5

7.7

10.3

12.9

7.7

19.4

17.2

12.9

0.0

12.9

0.0

8.6

0.0

0.0

19.4

25.8

12.9

86.1

21.5

68.9

12.9

0.0

199.7

0.0

0.0

21.7

59.8

6.1

1.6

0.0

8.0

1.4

Current

(Amp)

2.0

2.4

3.3

3.9

2.3

5.9

5.3

3,9

0.0

3.9

0.0

2.6

0.0

0.0

6.1

8.1

4.1

27.1

6.8

21.6 4.1

0.0

62.9

8.1

117.9

11.2

30.6

6.8

7.7

139.2

134.6

4.0

97.6

1881.6

202. B

557.7

118.1

133.3

3836.0

3698.0

33.1

639.2

68.9

189.4

22.4

27.5

1323.7

1289.5

48.2

16.4

10.5

200.5

21.7

59.8

12.0

13.5

403.6

390.2

5.2

7.14

6.48

7.07

7.01

2.92

5.15

5.14

5.30

7.16

Conductor Load

Load

Current Accum

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp) Drop(%)

5.6

3.0

2.5

3.0

1.8

102.4

103.7

104.7

4.9

105,7

107.2

107.9

118.7

113.8

6.8

15.8

10.8

26.7

30.7

43.4

45.8

62.9

81.8

67.2

35.5

30.4.

38.0

22.8

3918.8

3971.4

4023.0

60.8

4068.2

4133.2

4163.4

3342.9

4471.9

57.0

133.1

171.2

424.7

488.1

691.4

729.6

1151.3

1146.7

22.8

12.1

10.3

12.9

7.7

1386.0

1407.3

1449.5

20.7

1477 .7

1507.4

1526.4

1333.5

1770.1

19.4

45.2

58.1

144.2

165.8

234.9

247.9

391.0

389.5

7.2

3.8

3.3

3.9

2.3

409.6

414.8

418.8

6.3

422.7

429.0

431.6

403.6

455.1

6.1

14.2

18.3

45.4

52.1

73.8

77.8

122.7

122.7

7.15

7.16

7.16

3.24

3.25

4.24

4.17

3.65

3.23

3.38

3.23

3.05

4.91

0.28

6.75

6.74

6,70

6.69

6.68

6.59

6.57

6.49

6.86

7.69

6.93

7.61

7.54

3.00

5.43

5.42

5.59

7.71

5.68

5.72

5.69

5.69

6.20

5.80

5.80

5.79

5.68

Accum Vol tage

Reg(%)

(kV)

7.70

7.71

7,71

3.35

3.35

4.43

4.35

3.79

3.34

3.50

3.33

3.14

5.17

0.29

7.24

7.23

7.18

7,17

7.16

7.05

7.03

6.94

7.37

5.68

5.68

5.68

5.92

5,92

5.86

5.86

5.90

5.92

5.91

5.92

5.93

5.82

6.10

5.71

5.71

5.71

5.71

5.71

5.72

5.72

5.72

5.70

Fee

der

:

[AL

IM16

H]

Dat

e :

03

/19

/00

Tim

e :

09

:55

:40

Parameters :

Power Factor

0.97


Load in Feeder

1895.624600 (kW)

Load in Feeder

436.95320.0 (kVAr)

Power Loss

25.728100 (KW)

Max Voltage Drop

2.191600 (%)

Max Regulation

2.240700 {%)


Total Length

5.218500 (km)

Max Length

2,860000 (km)

Source

Load

XIME

TOMAS 2 A

TOMAS 2

TOMAS 1

SHYRI 9

SHYRI 8

SHYRI 8

SHYRI 6

SHYRI 6

SHYRI 5

SHYRI4

SHYRI 4

SHYRI3

SHYRI 2

SHYRI12

SHYRI10

SHYRI

SHYRI

SHYRI 8

SHYRI 6

SHXRI4A

SHELL

RI01

RI01A

RIO 2

OCAÍJA2

OCAÑA

AMOR

CTOMAS3

TOMAS 2 A

TOMAS 2

SHYRI10

SHYRI 9

SHYRI 14

SHYRI 8

SHYRI 7

SHYRI 6

SHYRI 5

SHYRI 4 A

SHYRI4

3HYRI3

3HYRI13

SHYRI 12

SHYRI 2

TOMAS 1

GASPA12

GASPA1

CONTRA2

OCAÑA

RI02

RI01

SHYRI

FERN

ESHYRI

Length

(m)

52.0

77.0 2-5

10.0

15.0

52.0

116.0

24.0

372.0

154.0

268.0

2.5

38,0

64.0

116.0

174.0

62,0

28.0

133.0

8.0

213.0

40.0

280.0

2.5

240.0

29.0

70.0

Conductor

jjuau

JL.ÍI od'.i.i/ij

Conneted Load

Load

(kVA)

(kW) {kVAr)

CU(S)2

CU(S)2

CU (3) 2

AA 2

AA2/0

AA2/0

AA2/0

AA266

AA2/0

AA266

AA266

CU{S)2

AA266

AA266

AA2/0

AA2/0

AA266

AA 2

AA266

AA266

CU (3) 2

CU (3) 1/0

AA266

CU(S)700MCM

AA266

CU(S)2

CÜ(S)1/0

75.0

275.0

0.0

0.0

75.0

200.0

30.0 0.0

75.0 0.0

75.0 0.0

75.0

75.0

160.0

125.0

50.0

45.0

60.0

0.0

75.0

75,0 0,0

0.0

0.0

275.0

150.0

21.6

79.0 0.0

0.0

21.6

57.5

8.6

0.0

21.6 0.0

21.6 0,0

21.6

21.6

46.0

35.9

14.4 2.8

17.2 0.0

21.6

21.6 0.0

0.0

0.0

79.0

43.1

8.4

30.7 0.0

0.0

8.4

22.3 3.4

0.0

8.4

0.0

8.4

0.0

8.4

8.4

17.9

14.05.6

1.8

6.7

0.0

8.4

8.4

0.0

0.0

0.0

30.7

16.8

Current

(Amp)

2.2

7.9

0.0

0.0

2.2

5.8

0.9

0.0

2.2

0.0

2.2

0.0

2.2

2.2

4.6

3.6

1,4

0.3

1.7

0.0

2.2

2.2

0.0

0.0

0.0

8.0

4.4

uuau. j.iii.i-1 ijcoi— 1.W14.

v-í-ui-ayc

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Vol tage

(%)

(kW)

íkVAr)

{Amp}

Drop (%) Reg (%) ( kv)

3.7

4.1

4.1

6.3

5.1

7.9

0.4

29.0

1.1

46. S

47.1 4.4

50.2

50.9 2.3

4.0

51.3 7.1

24.2

17.2 2.2

6.1

53.9

21.7

53.9 4.1

5.3

70.4

79.0

79.1

79.1

103.5

161.0

8.6

1043.5

21.6

1645.1

1669.1

86.2

1781.3

1803.6

46.0

81.9

1819.2

88.4

873.3

579.9

43.1

158.1

1913 . 9

1919.9

1908.8

79.0

136.5

27.4

30.7

30.7

30.7

40.2

62.6 3.4

108.1

8.4

342.6

355.3

33.5

404.9

414.5

17.9

31.8

422,2

34.7

41.2

225.8

16.8

61.4

468.0

477.9

459.0

30.7

53.1

7.1

7.9

7.9

7.9

10,4

16.2 0.9

98.6 2.2

158.0

160.1

8.7

170.8

172.9

4.6

8.3

174.4

8.9

82.3

58.5 4.3

16.0

183.1

183.1

183.1

8.0

13.8

2.18

0.91

0.90

1.25

1.69

1.69

1.68

1.67

1.67

1.66

1.47

1.13

1.12

1.07

1.72

1.71

0.98

1.24

1.74

1,66

1.14

1.79

0.54

0.12

0.90

1.81

1.80

2.23

0.92

0.91

1.26

1.72

1.72

1.70

1.70

1.70

1.69

1.49

1.14

1.14

1.08

1.75

1.74

0.99

1.25

1.78

1.69

1.15

1.82

0.54

0.12

0.90

1.84

1.83

6.11

6.19

6.19

6.30

6.14

6.14

6.14

6.14

6.14

6.14

6,15

6.17

6.17

6.18

6.14

6.14

6.18

6.30

6.14

6.14

6.17

6.13

6.21

6.24

6.19

6.13

6.13

LONDRE

GASPA9

GASPA7

GASPA7

GASPA6

GASPA5

GASPA4

GASBA.4

GASPA3

Source

Iioad

GASPA27A

GASPA27

GASPA26

GASPA24

GASPA23

GASPA23

GASPA22

GASPA21

GASPA20

GASPA2

GASPA19

GAS PAÍS

GASPA17

GASPA16

GAS PAÍS

GASPA14

GASPA13

GASPA13

GASPA12

GASPA1

GASPA1

GAS PASA

GASPA13A

ESHYRI

CONTRA2

SHYRI4A

CARDE

BARRA 16H

ARIZAG

AMOR

ARIZAG

GASPA10

GASPA9

GASPA8

GASPA7

GASPA5A

GASPA6

CASPAS

GASPA4

LONDRE

GASPA27A

GAS PAZ 7

GASPA25

GASPA26

GASPA24

GASPA23

GASPA22

GASPA21

GASPA3

GASPA20

GASPA19

GASPA18

GASPA17

GASPA16

GAS PAÍS

GASPA14

GASPA13A

GASPA13

GASPA2

GASPA1A

SHELL

CENTRAL

OCAÑA2

CONTRA3

CONTRAS

POLI

RI01A

XIME

CARDE

224.0

34.0

42.0

110.0

10.0

2.5

22.0

20.0

82.0

(m)

42.0

2.5

38,0

22.0

57.0

9,0

57.0

25.0

52.0

6.0

70.0

23.0

63.0

24.0

23.0

48.0

12.0

2,5

68.0

66.0

2.5

112.0

115.0

59.0

137.0

180.0

200.0

286.0

124.0

104.0

CU(S}4

AA266

AA266

CU 6

AA266

CU(S)1/0

AA266

CU 6

AA266

CU(S)4

CU (3)4

CU 6

CU 2

CU 6

CU 2

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

JVA266

AA266

AA266

AA266

CU(S)2

AA266

AA266

CU(S)4

CU (S) 1/0

CU{S}2

CU(S)2

CU (3) 2

CU(S}2

CU(S}2

CU(S)700MCM

CU (3)2

CU(S)2

112.5

250.0

75.0

800.0

0.0

0.0

45.0

75.0

32.3

12.6

71.9

27.9

21.6

8.4

229.9

89.4

0.0

0.0

0.0

0,0

12.9

5.0

21.6

8.4

0.0

0.0

0.0

Conneted Load

Load

(kVA)

(kW)

(kVAr)

75.0

0.0

0.0

660.0

75. 0

500.0

0.0

100.0

45.0

45.0

375.0

37.5

10.0

0.0

125.0

25.0

25.0

0.0

0.0

100.0

0.0

75.0

412.5

50.0

75.0

150.0

45.0

0.0

150.0

125.0

21.6

8.4

0.0

0.0

0.0

0.0

189.7

73.7

21.6

8.4

143.7

55. 8

0.0

0.0

28.7

11.2

12.9

5.0

12.9

5.0

107.8

41.9

10.8

4.2

2.9

1.1

0.0 -300.0

35.9

14.0

7.2

2.8

7.2

2.8

0.0

0.0

0.0

0.0

28.7

11.2

0.0

0.0

21.6

8.4

118.6

46.1

14.4

5.6

21.6

8.4

43.1

16.8

12.9

5.0

0.0

0.0

43.1

16.8

35.9

14.0

3.3

7.3

2.2

23.2

0.0

0.0

1.3

2.2

0.0

Current

(Amp)

2.2

0.0

. o.o

19.2

2.2

14.5 0.0

2.9

1.3

1.3

10.9

1.1

0.3

28.2

3.6

0.7

0.7

0,0

0.0

2.9

0.0

2.2

12.0

1.5

2.2

4.3

1.3

0.0

4.4

3.6

9.9

2.1

2.8

18.0

9.6

7.0

10.0

15.8

16.0

145.9

71.9

93.4

229.9

323.6

179.7

336.5

201.3

56.7

27.9

36.3

89.4

125.8

69.9

130.8

78.2

537.9

209.1

14.8

7.3

9.4

23.2

32.7

18.1

34,0

20.3

54.3

2.15

1.76

1.76

1.85

1.75

1.76

1.75

1.76

1.74

Conductor Load

Load

Current Accum

(%}

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%]

11.3

11.3

13.2

8.3

14.8

14.7

15.6

16.4

16.8

16.4

20.0

20.3

20.4

19.0

20.0

20.2

20.4

6.1

23.7

17.2

0.0

7.0

6.1

4.8

1.1

2.2

0.7

21.7

5.9

2.5

167.6

167.6

167.6

189.7

189.2

333.4

522.8

551.6

564.6

551.0

672. S

683.5

686.4

686.6

722.6

729.9

737.2

118.6

855. 8

579.7

0.0

179.7

118.6

93.4

21.6

43.1

12.9

1919.9

113.5

48.9

65.1

65.1

65.1

73.7

73,5

129.6

203.1

214.5

219.6

214.4

261.7

266.2

267.5

-32.2

-18.1

-15.2

-12.2

46.1

34.0

225.5

0.0

69.8

46.1

36.3

8.4

16.8 5.0

477.9

44.1

19.0

17.0

17.0

17.0

19.2

19,2

33.7

52.9

55.8

57.1

55.6

68.0

69.1

69.4

64.7

68.1

68.7

69.4

12.0

80.6

58.5 0.0

18.1

12.0

9.4

2.2

4.3

1.3

183.1

11.5 5.0

2.07

2.06

2.05

2.00

2.03

1.99

1.99

1.96

1.95

1,70

1.92

1.88

1.86

1.82

1.81

1.80

1.78

1.78

1.78

1.70

1.66

1.78

1.80

1.81

1.14

1.14

2.19

0.12

2.17

2.19

2.20

1.79

1.79

1.89

1.78

1.79

1.78

1.79

1.77

6.11

6.14

6.14

6.13

6.14

6.14

6.14

6.14

6.14

Accum Voltage

Reg(%) (kV)

2.12

2.10

2.10

2.04

2.07

2.03

2.03

2.00

1.99

1.73

1.96

1.91

1.90

1.85

1.85

1.84

1.82

1.81

1.81

1.73

1.69

1.81

1.83

1.84

1.16

1.15

2.24

0.12

2,22

2.24

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.12

6.14

6.13

6.13

6.13

6.13

6.13

6,13

6.13

6.13

6.13

6.14

6.14

6.13

6.13

6.13

6.17

6.17

6.11

6.24

6.11

6.11

ANEXO 3

CARACTERÍSTICAS TÉCNICA DE LOSTRANSFORMADORES PRIMARIOS

C Y M E L E C T R O

DATOS TÉCNICOS

REF. :

ITBM

1

2

3

d

5

6

7f>

9

10

11

12

13

U15

16

17

13

19i

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS

Normas de FabricaciónMarca

Tioo de Transformador ¡

CAPACIDAD ( kVA )

1000

ANSIC57-12

ECUATRAN SA

EXTERIOR*Frecuencia en Hertz

Capacidad Nominal en KVA OA

Número de Fases

Grupo de Conexión

Tensión Nominal de Aislamiento en KV

Primario

SecundarioTensión nominal Primaría Deriv. Ppal. ( V )

Número de Derivaciones

Derivaciones

Operación del Cambiador de DerivacionesTensión Nominal Secundaría ( V iTipo de Aceite RefrigeranteTipo de Enfriamíenlo

Aftilud de Operación msnmNivel Básico de Aislamiento (B1L)Numero de Pasatapas Primario / Secundario

Sobrelevación Media de Temperalura e-n losDevanados Sobre la Temperatura Ambiente (^C)

i i20

21;>223

24

Tipo de Núcleo

Pérdidas en Vacío al 100% de Voltaje Nominal ( W )Pérdidas en los Bobinados al 100% de Carga ( VV jPérdidas Totales (VV)

ToleranciasPérdidas Totales Pt Declaradas

Pérdidas Con Carga Pe

¿t>

26

27

Pérdidas Sin Carga PoImpedancia de Cortocircuito, % Max

Ice

Tiempo Ice (Seg)

60

10003

DDO

25

15

22360

5

- 4 x 2 . 5 %

MANUAL EXTERIORMENTE6300

MINERALOA

3000

150/953 /3

65

APILADO

210012500

H600

+ 1/10-i- 1/7+ 1/7

5

25 In \ 72 JLáf

l'¿i Poe«i Kn- 7 • 2 vid G^va-'GJ • PB X ¡50^; 'J 8-íOtíCS • Caa:.i.n »8 C1 C8'7 • To.f'iu (5fj3; 3 8¿-J%' • E MAIL ecunuartíiJuio sainpi ne! • Ambato - EcuadorAv COO' y P.- -3 VTÍO-.I Ce B(.t) di- í"j...iyíia > 8vO P -JO O' 806 • !•_•:( 02 5'J'Jibf) • loifí'íU C2 ¿361<J5 • Quito - Ecuador

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%

ANEXO 4

FLUJOS DE POTENCIA DEL SISTEMAPROPUESTO

Feeder : [ALIM 16BJ

Date

: OS/29/01

Time

: 10:12:30

Pararaeters :

Power Factor

0.93


load in Feeder

3915.313200 (kW)

Load in Feeder

1590.904800 (kVAr)

Power Loss

61.121100 (kW)

Max Voltage Drop

3.727100 (%)

Max Regulation

3.871400 {%}


Total Length

4.834500 (km)

Max Length

2.221500 (km)

Source

Load

MARCH 6-

URB2

URBl

GRAN1

QUERI3A

QUERI3

QUERI2

QUERI1

POIA1

MARCH5'

MARCH4

MARCH3

MARCH2

MARCH

MARCH7

HIEDR4

HIEDRAS 9

HIEDRAS 7 A

HIEDRAS?

HIEDRAS7

HIEDRAS 6

HIEDRAS 4

HIEDRAS 3

HIEDRAS2

HIEDRAS 1

HIEDR3

HIEDR2

HIEDR4.

GRANADOS

GRANADO 4

GRANADOS

GRANADOl

MARCH7

URB3

URB2

SEISS

BERMUR2A

QUERI3A

QUERI3

QUERI2

MARCH

MARCH6

MARCH5

MARCH 4

MARCH3

MARCH2

GRANADOl

HIEDR5

HIEDRAS 10

HIEDRAS 9

HIEDRAS 8

HIEDRAS 7 A

HIEDRAS7

HIEDRAS 6

HIEDRAS 4

HIEDRAS 3

HIEDRAS2

HIEDR4

HIEDR3

POLAl

GRANADO 6

GRANADOS

GRANADO 4

GRANADOS

(m)

102.0

167.0

87.0

154.0

255.0

2.5

75.0

59,0

82.0

86.0

43.0

68.0

23.0

96.0

60.0

113.0

130.0

52.0

80.0

2.5

62.0

30.0

126,0

28.0

47.0

58.0

37.0

191.0

29.0

62.0

54.0

144.0

AA336

CU 6

CU 6

CU 2/0

CU{S)2

CU{S}2

AA266

AA266

AA336

AA336

AA336

AA336

AA336

AA336

AA4/0

CU 2/0

CU (3)4

CU(S)4

CU 6

CU (3)4

CU 6

CU 6

CU 2/0

CU 2/0

CU 2/0

AA336

AA336

AA336

AA4/0

AA4/0

AA.4/0

AA4/0

Conneted Load

(kVA)

(kW)

300.0

270.0

75.0

150.0

0.0

0.0

310.0

75.0

190.0

375.0

55.0

500.0

45.0

250.0

10.0

450.0

250.0

250.0

250.0

0.0

0.0

30.0

60.0

1200.0

800.0

1SO.O

30.0

280.0

180.0

100.0

150.0

350.0

84.0

75.6

21.0

36.3

0.0

0.0

86.8

21.0

53.2

105.1

1S.4

140.1

12.6

70,0 2.8

126.1

60.5

60.5

60.5

0.0

0.0

7.3

14.5

290.2

193.5

42.0 8.4

78.4

50.4

28.0

42.0

98.1

Load

(kVAr)

30.2

27.2

7.6

16.1 0.0

0.0

31.3 7.6

19.2

37.8 5.5

50.4 4.S

25.2 1.0

45.4

26.9

26.9

26.9 0.0

0.0

3.2

6-5

129.1

86.1

15.1

3.0

28.2

18.1

10.1

15. 1

35.3

Current

(Arap)

8.4

7.6

2.1

3.8

0.0

0.0

8.7

2.1

5.3

10.5 1.5

13.9 1.2

6.9

0.3

12.3 6.3

6.3

6.3

0.0

0.0

0.8

1.5

30.0

20.0 4.1

0.8

7.7

5.0

2.8

4.2

9.8

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum. Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kv)

74.8 5.9

7.5

28.4

18,0 0.0

2.6

3.2

84.6

77.4

77.8

81.3

81.6

83.3

23.83.4

4.2

8.4

4.9

8.4

14.6

15. 1

5.8

14.2

19.7

90.6

90.9

86.5 1.7

2.7

4.1

7.5

2929.8

75.6

96.7

983.0

340.3

0.0

86.8

107.9

3347.4

3039.5

3059.1

3201.3

3217.5

3288.8

692.2

126.1

60.5

120.9

60.5

120.9

181.4

188.8

203.3

493.5

687.1

3610.3

3622.6

3430.6

50.4

78.4

120.5

218.5

1253.2

27.2

34.8

440.7

122.6

0.0

31.3

38.8

1441.6

1301.0

1315.6

1370.5

1382.9

1410.8

249.3

45.4

26.9

53.8

26.9

53.8

80.7

84.0

90.5

219.6

305.8

1565.6

1576.9

1480.1

18,1

28.2

43.4

78.7

299.2

7.6

9.7

102.1

35.1

0.0

8.7

10.8

338.5

309.6

311.2

325.0

326.3

333.2

69.1

12.3 6.3

12.5 6.3

12.5

18.8

19.5

21.0

51.1

71.1

362.6

363.4

346.2

5.0

7.8

12.0

21.8

2.25

2.41

2.36

3.13

1.02

2.32

2.32

2.31

1.16

1.99

1.78

1.67

1.48

1.42

2.29

0,40

3.03

3.01

3.02

3.00

3.00

2.95

2.93

2.90

2.88

0.38

0.21

0.93

2.34

2.33

2.33

2.32

2.30

2.47

2.42

3.23

1.03

2.37

2.37

2.37

1.17

2.04

1.81

1.69

1.51

1.44

2.34

0.40

3.13

3.11

3.11

3.09

3.09

3.04

3.02

2.99

2.97

0.38

0.21

0.94

2.39

2.39

2.38

2.38

6.15

6.14

6.14

6.09

6.24

6.14

6,14

6.14

6.22

6.16

6.18

6.19

6.20

6.20

6.15

6.26

6.10

6.10

6.10

6.10

6.10

6.10

6.11

6.11

6.11

6.27

6.28

6.23

6.14

6.14

6.14

6.14

GR

AN

AD

Ol

GR

AN

AD

Ol

GR

AN

2G

RA

N5

Sourc

e

Lo

ad

GR

AN

4G

RA

N2

GR

AN

3G

RA

N2

GR

AN

4G

AS

PA

R8

GA

SP

AR

7G

AS

PA

R6

GA

SPA

RS

GA

SPA

R 4

GA

SPA

RS

GA

SP

AR

1AG

AS

PA

RÍS

GA

S P

AR

Í 4G

AS

PA

RÍ 1

GA

S P

AR

Í 1G

AS

PA

RÍ 1

GA

SPA

RG

ASP

AR

1AS

EIS

SG

AS

PA

R4

GA

SP

AR

2C

OL

IME

S 1

CO

CH

A6

CO

CH

AS

CO

CH

A4

CO

CH

A3

CO

CH

Al

CO

CH

Al

BA

RR

A

16B

MA

RC

H7

AE

AS

C

UR

Bl

QU

ER

I1H

IED

RA

Sl

GR

AN

6

GR

AN

3G

RA

N5

GR

AN

2G

RA

Nl

CO

LIM

ES 1

GA

SP

AR

9G

AS

PA

RS

GA

SPA

RS

GA

SP

AR

4G

AS

PA

R3

GA

SP

AR

2G

AS

PA

R7

GA

S P

AR

Í 6G

AS P

AR

Í 5G

AS

PA

RÍ 4

GA

SP

AR

13G

AS

PA

RÍ 2

GA

SP

AR

1AG

AS

PA

R11

GA

S PA

R 6

AB

ASC

GA

SPA

RC

OL

IME

S 2

CO

CH

A7

CO

CH

A6

CO

CH

AS

CO

CH

A.4

CO

CH

A3

CO

CH

A2

HIE

DR

2G

RA

N4

CO

CH

Al

87

.05

8.0

26

.043.

0

Len

cj tu

(m)

48

.07

8.0

97

.08

9.0

189.

02

0.0

48

-0112.0

50

.07

0.0

61.0

34

.08

0.0

64

.01

22

.07

6.0

72

.02

.5110.0

16

4.0

40

.06

2.0

98

.03

3.0

32

.01

0.0

50

.04

2.0

114.0

50

.01

00

.05

3.0

CU

6A

A2

66

CU

2

/0CU

4

C on

dú c t o

r

AA

4/0

CU

4.A

A4

/0C

U

2/0

CU

2

/0C

U {

3)2

/0C

U(S

)2/0

AA

4/0

AA

4/0

AA

4/0

AA

.4/0

CU (

3)1

/0C

U(S

)2C

U(S

)2C

U{

S)2

CU

(S)4

CU

(3

)4C

U (

S) 1/0

CU

(S)2

CU

2

/0A

A2

/0A

A.4

/0C

U

2/0

AA

2/0

AA

2/Q

AA

2/0

AA

2/0

AA

2/0

AA

1/0

CU

(S)7

00

MC

MA

A4

/0A

A2

/0

75

.08

75

.01

60

.03

0.0

Co

nn

ete

d(k

VA

)

10

0.0

15.0

0.0

1100.0

50

0.0

150.

01

75

.04

5.0

0.0

30

0.0

20

0.0

75

.07

5.0

45

0,0

75

.02

50

.02

75

.00

.02

75

.00

.04

5.0

54

5,0

30

.06

0.0

25

0.0

30

.07

5.0

350.0

20

0.0

12

50

.015.0

0.0

21.0

24

5.1

38

.77

.3

Load In

Lo

ad

(kW

)

24

.23

.60

.02

66

.01

20

.93

6.3

42

.310.9

0.0

72

.54

8.4

18.1

18.1

10

8.8

18.1

60

.56

6.5

0,0

66

.50

.01

0.9

131.8

7.3

14

.56

0.5

7.3

18.1

84

.64

8.4

35

0.2

3.6

0.0

7.6

88

.217

.23

.2

Secció

nL

oad

(kV

Ar)

10.8 1.6

0.0

118.

45

3.8

16.1

18

.84

.80

.03

2.3

21.5

8.1

8.1

48

.48.1

26

.92

9.6

0.0

29

.60

.04

.85

8.6

3.2

6.5

26

.93

.28.1

37.7

21.5

12

6.0

1.6

0.0

2.1

24

.54

.00

.8

Cu

rren

t{A

mp)

2.5

0.4

0.0

27

,512.5

3.8

4.4

1.1

0.0

7.6

5.0

1.9

1.9

11.4 1.9

6.3

6.9

0.0

6.9

0.0

1.1

13.7

0.7

1.5

6.3

0.8

1.9

8.8

5.0

34

.20

.40

.0

9.1

10

.42

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0,4

117.7

35

3.0

72

5.9

42

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32

3.3

7.3

3

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11.8

2

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71

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24

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2.1

3.9

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6.8

7.8

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4.6

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7.0

76

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20

15

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12

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44

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3

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1

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1

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—A

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V

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) (k

V)

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66

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76

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66

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66

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66

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66

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66

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36

.07

Fee

der

:

[AL

IM

16D

]D

ate

: 0

5/0

3/0

1T

ime

: 1

1:5

7:1

0

Parame ters :

Power Factor

0.94

General Information

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Los s

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

— ._._

Nodes

Source

L

TuliS

Tul i 6

TUÜ3

TuliS

T orón 6

ToronS

Toron4

ToronS

T orón 2

Toron

Rosa.9

Rosa9

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Rosa7

Rosa7

Rosa6

RosaS

RoaalO

Palme9

Palme?

PalmeS

PalmeS

Palme 4

Palme 4

Palme3

Palme2

Barra 16D

; 1705.652800 (ItW)

572.116500 ÍWAr)

15.549100 (kW)

1.481900 (%}

1.504100 {%)

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1.808004 (km)

oad

Tuli9

TuliS

Tuli6

TU1Í5

Toron7

Toron6

ToronS

Toron4

ToronS

Toron2

TuliS

RosalO

Rosa9

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RosaS

Rosa7

Rosal

Rosal2

MadroS

PaltneS

Toron

Palme7

Gardel

PalmeS

Palmeé

PalmeS

Palme 2

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(m)

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60.0

33.0

30.0

36.0

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48.0

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48.0

10.0

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10.0

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33.0

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55.0

AA

2/0

AA

2A

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A 2

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

AA

2/0

AA

2

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2A

A

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2

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2A

A 2

AA

2A

A 2

CU

3/0

CU

3/0

AA

3/0

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

CU

3/0

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(kV

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5.0

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75

.015

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5.0

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75

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30

.037

.52

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0.0

20

0.0

0.0

165.

04

5.0

Load

(Jtwi

30

.03

0.0

0.0

30

.060

.11

0.0

30

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10

.04

0.0

0.0

80.1 0.0

40

.03

0.0 0.0

12.0

12.0

15.0

80.1

18.0

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12

.080

.10

.066

.118

.0

Lo

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VA

r}

10.1

10.1 0.0

10.1

20.1

3.4

10.1 6.0

3.4

13.4

0.0

26

.90

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.1 0.0

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4.0

5.0

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6.9

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26

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2.2

6.0

Cu

rren

t(A

mp)

3.0

3.0

0.0

3.0

5.9

1.0

2.9

1.8

1.0

3.9

0.0

7.9

0.0

3.9

3.0

0.0

1.2

1.2

1.5

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7.8

1.2

7.8

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6.4

1.7

Co

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A

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1.4

2.4

2.9

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12

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16.7

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.017.9

6.3

20

.92

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6.4

14.2

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167.

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1.48

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471

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281.

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261.

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(kV

)

1.50

1.50

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8

6.2

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8

OrguiS

Orquil

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NogalO

Carde 9

Inca 4

Margal

Margal

Magnol

_— —

*.

Nodes — ™—

Source

Load

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Madro2

LaureS

Laure4

LaureS

Laurel

Laurel

Inca9

Toron7

Inca7

Inca24

Inca24

Inca20

Inca20

Incal9

Incal7

Incal7

Incal4

Incal3

IncalS

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Garde6

GardeS

GardeS

Garde4

Carde 4

Carde 4

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Garde2

Gardel2

Gardel2

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Gardel

MadroS

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Nogall

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Margal

MargaS

Marga2

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Laure4

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LaureS

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Incal9

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IncalS

Incal6

Incal4

GardelO

Laurel

Crisanl

GardeS

Rosa6

RosaS

GardeS

Magnol

Garde4

GardelS

Gardell

Garde9

Garde2

Fresasl

10.0

382.0

40.0

62.0

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10.0

164.0

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(W)

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36.0

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AA

2A

A 2

AA

4

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281

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0A

A3/

0

10.0

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5

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112.

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5.0

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(kV

A)

(kW

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100.

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60.0

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24

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18

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20

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30

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0.0

24-0

1.3

6.7

5.0

10.1

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6.0

15.1

15.1

Loa

d(k

VA

r)

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8.1

10.1

10.1

15.1

8.1

8.1

0.0

0.0

10.1 6.7

6.7

6.0

6.0

0.0

0,0

13

.46

.015.1

6.0

6.7

20.1

10.1 0.0

6.7

4.0

0.0

10.1

0.0

10.1

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0.0

0.0

8.1

0.4

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1.5

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1.0

0.0

1.8

4.4

4.4

Cu

rren

t{A

mp}

4.9

2.4

3.0

3.0

4.4

2.4

2.4

0.0

0.0

2.9

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2.0

1.8

1.8

0.0

0.0

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1.8

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0.0

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0.0

2.9

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0.0

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3.5

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24

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15

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4.4

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1.41

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1.42

1.36

1.37

1.37

1.19

Con

duct

or

Loa

d L

oad

Cu

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t A

ccum

(%)

(kW

) (k

VA

r)

(Am

p)

Dro

p(%

)

3.9

1.9

2.4 4.7

6.1

2.9

7,5

3.2

10.2 9.2

1.6

2.2

3.5

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Parame ters :

Power Factor

0.95


Load in Feeder

2426,850700 (kW)

Load in Peeder

797.66690Q (kVAr)

Power Loas

48.335800 (kW)

Max Voltage Drop

3.883300 (%)

Max Regulation

4.040200 (%)


Total Length

5.887106 (km)

Max Length

2.85S106 (km)

Source

Load

ViñeS

Vine 4

Viñe3

Vine 2

Viñe2

Solarl

Solarl

Solarl

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Seis6e

Seis6e

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Reta 4

Reta4

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Reta2

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ViñeS

Vine 4

Viñe3

Vinel

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Solar3

Solar2

SeislOe

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Seis6e

SeisSe

Seis4e

SeisSe

Seisl2e

Solarl

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RetaS

Reta7

Reta 6

RetaS

Reta4

Reta3

(m)

51,0

144.0

177.0

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44.0

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110.0

134.0

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113.0

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CU 2

CU 2

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 6

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 3/0

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

CU 8

Conneted Load

Load

Current

(kVA}

(kW)

(kVAr)

(Amp)

75.0

75.0

100.0

75.0

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Load

Current Accum

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(%)

(kW)

(kVAr)

{Amp)

Drop(%) Reg(%) (kV)

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4.0

9.0

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0.5

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0.4

0.3

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Charu4

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Charu2

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RetaS

Barra 16e

Arel

Aroa3

Ama3

Ama2

Amal

Amal

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Esto 4

Esto3

Esto2

CharuS

Charu4

Charu2

Charul

Cane2

Pablol

Seisle

Are2

Galol

Canel

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Ama3

Estol

Ama 2

35.0

60.0

132.0

31.0

43.0

20.0

23.0

27.0

100.

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180,0

61.0

150.0

49.0

63.0

29.0

10.0

28.0

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CU 4

CU 4

CU 4

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

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CU 6

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CU 4

CU 6

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CU 4

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30.0

75.0

10.0

45.0

25.0 0.0

125.0

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30.0 G.O

45.0

45.0

45.0

112.5

0.0

150.0

25.0

35.4

14.2

35.4 4.7

21.2

11.8 0.0

59,0

• 14.2

14.2 0-0

21.2

21.2

21.2

53.1 0.0

70.8

11.8

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11.6 1.6

7.0

3.9

0.0

19.4 4.7

4.7

0.0

7.0

7.0

7.0

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3,5

1.4

3.5

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2.1

1.2

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5.8

1.4

1.4

0.0

2.1

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2.9

3.2

1.6

2.5

4.5

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21.9

58.1 1.6

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43.8 7.3

44.4

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14.2

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54.3

21.2

33.1

59.0

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14.2

141.7

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21.2

809.4

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53.1

899.2

125.1

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4.7

16.3

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10.9

19.4

19.4 4.7

46.6

865.9

7.0

266.7

11.6

17.5

297.0

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301.2

78.9 1.4

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5.4

2.1

3.2

5.8

5.8

1.4

14.2

241.1

2.1

81.03.5

5.3

89.9

12.5

91.1

3.51

3.24

3.24

3,22

1.66

1.65

1.66

1.66

3.30

3.80

0.39

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3.29

3.30

3.29

3.22

3.25

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3.35

3.35

3.33

1.69

1.68

1-66

1.69

3.41

3.95

0.39

2.55

3.59

3.40

3.41

3.40

3.32

3.36

6.07

6.09

6.09

6.09

6.19

6.19

6.19

6.19

6.08

6.05

6.27

6.13

6.07

6.08

6.08

6.08

6.09

6.09

1*'

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[ALI

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M3

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LM

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LV

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LV

EN

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LV

EN

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LV

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LV

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LV

EN

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20

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336

AA

336

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4CU

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4C

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50

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5.0

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0.0

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64

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76.1

38

.02

2.8

57.0

50

.73

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38

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.02

5.4

0.0

0.0

57.0

76.1

38.0

25

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VA

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25

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17.2

12.9

0.0

12.9

0.0

8.6

0.0

0.0

19

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12.9

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8.9

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0.0

199.

7

Cu

rren

t(A

mp)

9.9

3.7

1.2

5.6

0.0

2.2

2.3

0.0

56.2 6.1

1.5

0.0

7.6

3.8

2.3

5.7

5.0

3.8

0.0

3,8

0.0

2.5

0.0

0.0

5.7

7.6

3.8

25.5 6.4

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1.7

54

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5.4

56

.44

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8.8

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62,1

65.1

6.4

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25

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W)

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22

36

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2123.3

26

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133.1

171.2

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5.0

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6.3

84

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16

38

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22

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3.3

761.

77

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23

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4.9

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6.5

19.4

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144.

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23

4.9

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25

3.7

25

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26

0.5

24

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188.

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211.1

19

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216.

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1.8

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5.3

23

7.8

211.1

26

0.5

5.7

13.4

17,2

42

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69

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3.2

115.3

115.3

1.2

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0.16

1,55

3.02

3.2

83.

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12.

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1.74

1.75

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52.

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51.7

31.8

11.7

31.

642

.59

0.16

3.52

3.5

13

.47

3.4

73

.46

3.3

73.

353.

283

.62

age

:um Voltage

f(*)

Í*V)

1.22

0.95

0.87

0.47

0.1-6

1.57

3.11

3.39

3.91

3.00

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2.78

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1.78

1.78

2.30

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1.76

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2.66

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3.60

3.60

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3.39

3.76

6.21

6.23

6.24

6.26

6.28

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6.10

6.08

6.05

6.20

6.12

6.12

6.11

6.18

6.18

6.15

6.15

6.17

6.18

6.18

6.18

6,19

6,13

6.28

6.07

6.07

6.07

6. 07

6.07

6.08

6.08

6,08

6.06

Feeder : [ALIM OL 23 A]

Date

: 05/29/01

Time

: 09:56:33


Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

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1976.000000 íkVAr)

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1.803000 {%)

1.836100 {%)

161.898300 (A)

5.698000 (km)

5.698000 (km)

Source

Nodes Load

Length

Conductor

Load In Section

Load Thru Section

Voltage

Conneted Load

Load


Load

Current Accum

Accum Voltage

(T£VA)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

(%)

(kW}

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kV)

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2AV

EL

OY

23-1

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BARRA23ALIM2

2CAPRAMOS23

2MORLAN23

2LIZARZABUR23

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2GÜANGUIL23

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74.0

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AA266

AA336

AA336

AA336

AA336

AA336

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

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0.0

0.0

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0.0

0.0

69.2

33.5

26.1

33.0

0.0

0.0

20.4

25.7

32.2

40.5

40.5

40.5

2551

3789

4752

5973

6000

6027

.8 .0 .2 .1 .2 .3

830.9

1251.9

1574.5

1989.4

2051.5

2113.3

69.2

102,7

128.9

161.9

161.9

161.9

1.80

1.65

1.64

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1.66

1.55

0.82

0.10

22.39

22.42

22.43

22.45

22.61

22.78

(*• Feeder : [ALIM Oí, 23 B]

Date

: 05/29/01

Time

; 10:03:35


Load in Feeder

Load in Feeder

Power Lo s 5

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

5626.060000 (kW)

1974.250000 (kVAr)

18.135600 (kWj

0.649200 {%)

0.653400 (%}

151.746900 (A)

3.233000 (km)

2.678000 (km)

Source

Load

23ELOYALFARO

23HIGUERAS

23URRUTIA3

23ELOYALFARO

23GASPAR1

23GASPAR2

23URRUTIA3

23GASPAR1

23URRUTIA2

23URRUTIA3

23URRUTIA

23URRUTIA2

23TOMAS1

23TOMAS2

23URRUTIA

23TOMAS1

23GUANGUIL3

23URRUTIA

2 3GÍÍANGUIL2

23 GUANGUIL3

23GUANGUILT1

23GUANGUIL2

23RARRA1

23GUANGUILT1

(m)

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857.0

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47.0

43.0

40. .0

33.0

132.0

130.0

129.0

346.0

Connetec

(kVA)

AA266

AA336

AA266

AA266

AA336

AA336

CU 6

CU 6

AA266

AA336

AA336

AA336

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0,0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

Load

(kw)

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1473.3

1426.3

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0.0

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0.0

23.2

30.9

26.2

Load

(kVAr)

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523.4

480.1

26.3

0.0

10.5

17.1

7.9

0.0

7.9

10.5

8.9

Current

(Amp)

66.7

39.8

38.2

2.1

0.0

0.8

1.3

0.6

0.0

0.6

0.8

0.7

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

(%}

(kW)

(kVAr}

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kV)

19.6

26.6

11.2

11.9

36.7

36.9

1.0

1.5

44.0

37.6

37,8

37.9

2464.8

3940.9

1426.3

1503.6

5449. 8

5481.2

SO. 2

73.3

5555.0

5560,1

5612.4

5640.2

881.7

1410.4

480.1

506.6

1928.9

1940.6

17.1

25.0

1966.6

1978.0

1991.9

2004,3

66.7

106.5

38.2

40,3

146.8

147.6

1.3

2.0

149.6

150.2

151.0

151.7

0.65

0.48

0.33

0.31

0.28

0.26

0.25

0.25

0.25

0.20

0.16

0.12

0.65

0.48

0.33

0.31

0.28

0.27

0.25

0.25

0.25

0.20

0.16

0.12

22.65

22.69

22.73

22.73

22.74

22.74

22.74

22.74

22.74

22.75

22.76

22.77

Feeder : [ALIM OL 23 G]

Date

: OS/29/01

Time

: 17:22:21


Load in Feeder

: 5395,670000 (kW)

Load in Feeder

: 1456.300000 {kVAí

Power Loss

: 37.919800 (kW)

Hax Voltage Drop ; 1.316900 (%)

Max Regulation

r 1,334500 (%)

Current in Feeder: 142.872100 (A)

Total Length

: 11,208000 (km)

Max Length

: 7.222000 (km}

Source

Load

Portu31ce

Portu31ce

Portullce

Por tul Ice

Cozar9del

Gozar? del

Cozar7del

Cozar7del

Cozar6del

Cozar2del

Cozar2del

Cozarldel

Cozarldel

Cozarldel

Arollce

Arollce

AroOlce

Portullce

Alfallce

Catalice

Por tu 4 le e

Portu31ce

Por tu 2 Ice

Cozar9-10del

Cozar9del

CozarSdel

Cozarlldel

Cozar7del

Cozar4del

CozarSdel

CozarSdel

CozarSdel

Cozar2del

Cozarldel

Alfallce

Arollce

Eloy4del

Portullce

:)

Length

c

(m)

152.0

123.0

41.0

65.0

237.0

340.0

98.0

360.0

466,0

312.0

203.0

432.0

46.0

158.0

953.0

642.0

156.0

241.0

6183.0

Conductor

Load In Section

Load Thru Section

Voltage

Conneted Load

Load


Load

Current Accum

Accum Voltage

(kVA)

(kW)

(kVAr}

(Amp)

{%)

(kW)

(kVAr)

(Arnp)

Drop{%) Reg(%)

(kV)

CU

6"AA266

AA266

CU 8

AA 2

AA 2

CU 6

CU 4

CU 4

AA281

AA281

AA281

AA281

AA281

AA3/0

AA336

AA336

AA336

AA266

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0,0

37

.01159.9

46

.02

1.0

18

,018.0

10

.01223.2

0.0

46

.07

20

.05

,01

0.0

0.0

0.0

14

9.0 0.0

11

09

.68

23

.0

13

.03

64

.01

6.0

7.0

6.0

6.0

4.0

39

9.0

0.0

18.0

26

1.0

2.0

4.0

0.0

0.0

38

.0 0.0

34

9.4

-31.1

1.0

31.2

1.2

0.6

0.5

0.5

0.3

32.7

0.0

1.3

19.4

0.1

0.3

0.0

0.0

3.9

0.0

29

.921.1

0.8

9.2

9.8

0.4

0.4

0.8

0.2

19.3

20

.00

.45

.71

0.0

0.1

6,1

22

.52

2.0

35.7 7.5

24

.7

37

.01159.9

12

43

.02

1.0

18.0

36

.01

0.0

1223.2

12

70

.24

6.0

72

0.0

12

76

.51

0.0

76

6.0

20

52

.93

37

3.6

54

32

.01109.6

3196.7

13,0

364.0

393.1

7.0

6.0

12.0

4.0

39

9.0

41

5.5

18.0

26

1.0

41

8.2 4

27

9,1

70

2.0

80

5.5

1516.3

34

9.4

718.7

O

1.0

31.2

33.4

0.6

0.5

1.0

0.3

32

.73

4.0

1.3

19

.43

4.1

0.3

20

.75

5.1

88

.0

14

2.9

29

.98

4.1

1.3

11.3

11.3

11.3

00

.37

0.3

70

.37

0,4

50

.37

0.2

30

.24

0.2

60

.22

0.2

30

.22

0.1

50

.04

1.3

21.3

0

1.3

21.3

31.3

21.3

20

.37

0.3

70

.37

0.4

60

,37

0.2

30

.24

0.2

60

.22

0.2

30

.22

0.1

50

.04

1.3

31.3

2

22

.50

22

.50

22

.50

22

.50

22

.71

22

.72

22

.72

22

.70

22

.72

22

.75

22

.75

22

.74

22

.75

22

.75

22

.75

22

.77

22

.79

22

.50

22

.50

Feeder : [TEO 1]

Date

: 05/02/01

Time

: 14:10:11


Load in Feeder

1192.154900 (kW)

Load in Feeder

399.877100

(kVAr)

Power Loss

6.809900

(kW)

Kax Voltage Drop

1.067900

(%)

Max Regulation

1.079400

(%}


Total Length

5.342064 (km)

Max Length

2.008000 (km)

Source

Load

Toron9

Toronll

Toron22

Toron21

Toron20

ToronlS

ToronlS

ToronlS

Toron9

Toronl4

Toronl2

Toronl4

Toronl2

Palrael2

NogaS

Noga7

Noga6

Noga4

Noga4

Noga2

MadroS

Madro9

Madro8

Madroll

MVEL1356

KVEL135S

Guabos 10

Guabos2

Cardos 1

Noga9

Madro7

Madre2

Guabos 10

Guabos 9

Guabos 8

Guabos?

ToronlO

Toron9

Toron23

Toron22

Toron21

Toron20

Toronl9

ToronS

ToronlS

ToronlS

Toronll

Toronl2

ToronlS

Palmell

Noga9

NogaS

Noga7

Noga6

NogaS

Noga4

Madroll

Madro8

Madro?

Madrol2

GuaboslO

MVEL1356

Lizarl

Inca6

Inca27

Inca23

Incal9

IncalO

Guabo s 9

Guabos 8

Guabos!

Guabos 6

(m)

196.0

40.0

38.0

36.0

34.0

42.0

98.0

125.0

18.0

50.0

40.0

40.0

20.0

80.0

16.0

205.0

66.0

78.0

73.0

201.0

90.0

40.0

50.0

48.0

40.0

-1.0

115.0

49.0

117.0

52.0

32.0

93.0

40.0

26.0

34.1

122.0

AA 4

AA1/0

AAl/0

AA1/0

AA1/0

AAl/0

AA 4

AA 4

AA 4

AA 2

AAl/0

AAl/0

AA 2

AA2/0

AA 4

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA. 2

AA4/0

AA4/0

AA3/0

AA4/0

AA 2

AA 4

AA 2

AA 2

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

Conneted load

Load

(kVA)

(kWJ (kVAr)

10.0

0.0

75.0

30,0

125.0

50.0

75.0

37.5

0.0

15.0

45.0

0.0

37.5

60.0

75.0

75.0

75.0

145.0

45.0 0.0

45.0

37.5

25.0

37.5

50.0

0-0

50.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

45.0

30.0

37.5

60.0

4.0

0.0

30.0

12.0

50. Q

20.0

30.0

15.0

0.0

6.0

18.0

0.0

15,0

24.0

30.0

30.0

30.0

58.1

18.0

0.0

18.0

15.0

10.0

15.0

20.0

0.0

20.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

18.0

12.0

15.0

24.0

1.3

0.0

10.1

4.0

16.8

6.7

10.1 5.0

0.0

2,0

6.0

0.0

5.0

8.1

10.1

10.1

10.1

19.5 6.0

0,0

6.0

5.0

3.4

5.0

6.7

0.0

6.7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

6.0

4.0

5.0

8.1

Current

(Amp)

0.4

0.0

2.9

1.2

4.9

2.0

2.9

1.5

0.0

0.6

1.8

0.0

1.5

2.3

2.9

2.9

2.9

5,7

1.8

0,0

1.8

1.5

1.0

1.5

1.9

0.0

2.1

0,0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.7

1.2

1.5

2.3

Conductor Load

Load

Current Accum

Accura Vol tage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(S)

(kV)

0.4

24,3 1.7

2.3

5.1

S.2

15.4

31.5

46.9 0.5

25.3

26.2 1.2

1.1

3.3

4.7

7.0

11.6

6.8

18.4

2.6

2.0

0.8

1.2

40.0

40.0

20.6

41.4

2.5

20.9

14.8 8.0

4.3

3.7

3.3

2.8

4.0

437.3

30.0

42.0

92.1

112.1

142.2

290.5

433.2

6.0

455.4

470.6

15.0

24.0

30,0

60.1

90.1

148.2

87.1

235.3

33.0

25.0

10.0

15.0

119B.5

1199.0

484.6

1156.6

30.0

181.3

178.2

97.1

129.1

111.1

99.1

84.1

1.3

146.7

10.1

14.1

30.9

37-6

47.7

97.5

145.3

2.0

152.9

158.0

5.0

8.1

10.1

20.1

30,2

49.7

29.2

79.0

11.1 8.4

3.4

5.0

406.8

407.4

163.0

394.0

10.1

60.8

59.8

32.6

43.3

37.3

33.3

28.2

0.4

42.6

2.9

4.1

9.0

10.9

13.9

28.3

42.2 0.6

44.3

45.8 l.S

2.3

2.9

5.9

8.8

14.5

8.5

.23.0

3.2

2.4

1.0

1.5

116.0

116.0

50.5

119.9

3.1

18.8

18.5

10.1

12. S

10.7 9.6

8.1

0.74

0-74

0.84

0.84

0,84

0.83

0.82

0.91

0.77

0.65

0.71

0.68

0.68

1.06

1.07

1.07

1.03

1,02

1.01

0.99

1.03

1.02

1.02

1.03

0.05

0.00

4,11

3.50

3.71

3.67

3.61

3.55

0.05

0.06

0.06

0.07

0.75

0.75

0.85

0.85

0.84

0.84

0.83

0.92

0.78

0.65

0.71

0.68

0,68

1.07

1.08

1.08

1.05

1.03

1.02

1.00

1.04

1.03

1.03

1.04

0.05

0.00

4.29

3.63

3.85

3.81

3.74

3.68

0.05

0.06

0.06

0,07

6.25

6.25

6.25

6.25

6,25

6.25

6.25

6,24

6.25

6,26

6.26

6.26

6.26

6.23

6.23

6.23

6.23

6.24

6.24

6.24

6.24

6.24

6.24

6.24

6.30

6.30

5.85

5.89

5.87

S.88

5.88

5.88

6.30

6.30

6.30

6.30

•

woa

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Gua

bos 6

Gua

bos 5

Gua

bos 4

Gua

bos 1

9G

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Gua

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Gua

bos 1

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Gua

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Gu

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Gua

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ucs

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iasS

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ar4

Cuc

ar 4

Cuc

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Cuc

ar 3

Cuc

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3C

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SM

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SM

adre

SM

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Gua

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Gua

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Gua

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Gua

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(m)

68

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45

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58

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44

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8.0

10.0

16.0

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12

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54

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16.0

60

.011

0.0

132.

09

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38.0

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19

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27

.05

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02

43

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15.0

42

.0114.0

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2

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AA

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AA

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AA

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4

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2

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2

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2

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2A

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2

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2

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2

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AA

2

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2

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2

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VA

J

25

.05

0.0

75

.01

0.0

75

.01

0.0

0.0

150.0

45

.04

5,0

30.0

60

.037

.545

.03

7.5

0.0

0.0

0.0

37.5

60

.050

.05

0.0

50

.00

.00

.05

0,0

30

0.0

37.5

25

.03

7.5

15

.05

0.0

50.0

15,0

37.5

37.5

37.5

joaa

J.n

&

et;»

,a.u

nL

oad

load

(kW

) (k

VA

r)

10

.02

0.0

30.0

4.0

30,0

4.0

0.0

60

.118

.018.0

12

.02

4.0

15.0

18.0

15.0

0.0

0.0

0.0

15.0

24

.02

0.0

20

.02

0.0

0.0

0.0

20.0

120.1

15.0

10

.015.0

6.0

20

.02

0.0 6.0

15

.015.0

15.0

3.4

6,7

10.1

1.3

10.1

1.3

0.0

20.1 6.0

6.0

4.0

8.1

5.0 6.0

5.0

0.0

0.0

0.0

5.0

8.1

6.7

6.7

6.7

0.0

0.0

6.7

40

.3 5.0

3.4

5.0

2.0

6.7

6.7

2.0

5.0

5.0

5.0

Cu

rren

t(A

mp)

1.0

1.9

2.9

0.4

2.9

0.4

0.0

5.8

1.7

1.7

1.2

2.3

1.5

1.8

1.5

0,0

0.0

0.0

1.5

2.3

1.9

1.9

1.9

0.0

0.0

2.0

11.7 1.5

1.0

1.5

0.6

2.0

2.0

0.6

1.5

1.5

1.5

jjoa

a T

nru

se

cció

n

vu

itag

eC

on

du

cto

r L

oad

Loa

d C

urr

ent

Acc

um

Acc

um

Vo

ltag

e(%

) (k

W)

(JíV

Ar)

(Am

p)

Dro

p{%

) R

eg(%

) (k

V)

2.0

1.7

1.0

27.0

7.0

27.1

30

.132.1

32.7

33

.333

,73

4.5

35

.01

5.0

0.5

22

.69

.826

.32

6.8 2.6

1.6

1.6

1.6

3.1

4.7

1.6

13.9

3.1

5.4

19

.621

.5 1.6

3.1

3.6

17,4

16.3

1.2

60

.15

0.0

30.0

80

5.1

90

.18

09

.38

99

.79

59

.997

8.1

99

6.5

10

09

.61033.7

10

48

.9'

26

8.7

15.0

47

6.7

29

3.4

78

5.5

80

0.5

24

.02

0.0

20

.020

.04

0.0

60

.12

0.0

178.

23

9.0

69.1

25

0.6

27

5.4

20

.04

0.0

46.1

22

3.3

20

8.3

15

.0

20

.116

.810

.127

1.5

30.2

27

3.2

30

3.8

324.

13

30

.53

37

.03

42

.63

50

.83

56

.090

.25

.0160.1

98.8

26

4.3

26

9.3

8.1

6.7

6.7

6.7

13.4

20

.16

.759

.813.1

23

.28

4.1

92

.46

.713

.41

5.4

74,9

69. S

5.0

5.8

4.8

2.9

78.2 8.7

78

.687

.49

3.2

94

.996

.79

7.8

100.

2101.6

26

.21.5

46

.42

8.5

76

.47

7.8

2.3

1.9

1.9

1,9

3.9

5.8

2.0

17.4

3.8 6.7

24

.426

.92

.03

.94

.521

.820

.31.5

0.08

0.08

0,0

80

.46

0.4

00

.43

0.38

0.37

0.3

30

.29

0.14

0.13

0.11

0.85

0.56

0.6

50.

570,

56O

.S6

0.58

0.42

0.4

20

.41

0.4

20.

411.

041.0

21.

061

.04

0.87

0.9

40

.99

0.98

0.9

60

.95

0.98

0.9

8

0.08

0.0

80.

080

.46

0.4

00

.43

0.38

0.3

70

.33

0.29

0.1

40.1

30.1

10

.86

0.56

0.6

50.

580.

560

.56

O.S

80

.42

0.4

20.

410

.42

0.4

11.

051.

031.0

71.0

50

.88

0.9

51

.00

0.9

90

.97

0.9

60.

980.

99

6.3

06.

306.

306.

276.

276.

276.

2.8

6.28

6.2

86

.28

6.2

96

.29

6.2

96

.25

6.2

66

.26

6.2

66

.26

6.2

66

.26

6.2

76.

276.

276

.27

6.2

76.

236.

246

.23

6.23

6.2

56.

246.

246

.24

6.24

6.2

46

.24

6.2

4

Feeder : [TPO 2]

Date

: 05/02/01

Time

: 14i34;44

General Information

Load in Feeder

Load in. Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation.

Current in Peeder

Total Length

Max Length

Source

L

SumaiS

Sumáis

5umai4

SuraaiS

Seis8d

Seis6d

SeÍ34d

SeisSd

SeisSd

Seis2d

Sachun2

Sachun

Sachun2

Fritzl

PASAJ2

MVEL1356

MVBL135S

MORL9

MORL8

MORL8

MORL7

MORL6

MORL5

MORL4

MORL3

MORL12

MORL11

MORL10

MORL12

Sumai2

Lizar2

Lizar2

Lizar2

Fritz3

Seis3d

Fritz3

: 945.279000 (kW)

319.228800 (kVAr)

2.968800 (kW)

0.626100 (%)

0.630100 (%)

91.764800 (A)

3.207000 (km)

1.219000 (km)

oad

Suma i 6

Sumai4

Sumai3

Sumai2

Seis9d

Seis7d

SeisSd

Seis4d

Seis2d

Seisld

Sachun3

SumaiS

Sachun

Sachun2

PASAJl

MORL8

MVEL1356

MORL10

MORL9

MORL7

MORL6

MORL5

MORL4

MORL3

MORL2

MORL13

MORL12

MORLll

CALISl

Lizar2

Suma i 1

Lisar3

Lizarl

Seis8d

Fritz3

Fritz2

Length

(m)

118.0

113.0

94.0

118.0

99.0

24.0

126,0

43.0

125.0

79.0

27,0

115.0

110.0

20.0

104.0

40.0

1.0

170.0

58.0

74.0

70.0

138.0

150,0

27.0

58.0

70.0

40.0

190.0

76.0

71.0

115.0

62.0

70.0

100.0

26.0

23.0

Conductor

Load In Section

Conneted load

Load

Current

(kVA)

(kW)

(kVAr]

{Amp)

Load Thru Section

Voltage

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

(%)

(kW) (kVAr)

(Amp)

Drop(%J

Reg(%)

{kV}

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

AA4/0

AA4/0

CU 6

CU 6

AA4/0

AA.4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

AA 2

AA3/0

AA3/0

AA3/0

CU 4

CU 4

CU 4

45.0

75.0

75.0

75.0

75.0

30.0

30.0

4S.O

45.0

125.0

100.0

45.0

45.0 0.0

25.0

0.0

0.0

112.5

75.0

75.0

75.0

50.0

75.0

112.5

45.0

100.0

0.0

45.0 0.0

0.0

75.0

75.0

50.0

50.0 0,0

25.0

18.0

30.0

30.0

30.0

30.0

12.0

12.0

18.0

18.0

50.0

40.0

18.0

18.0 0.0

12.7 0.0

0.0

57.1

38.0

38.0

38.0

25,4

38.0

57.1

22.8

50.7 0.0

22. 8

0.0

0.0

30.0

30.0

20.0

20.0

0.0

10,0

6.0

10.1

10.1

10.1

10.1 4.0

4.0

6.0

6.0

16

.813.4 6.0

6.0

0.0

4.3

0.0

0.0

19

.41

2.9

12

.912.9 8.6

12

,91

9.4

7.8

17.2

0.0

7.8

0,0

0.0

10.1

10.1

6.7

6.7

0.0

3.4

1.8

2.9

2.9

2.9

2.9

1.2

1.2

1.7

1.7

4-9

3.9

1.8

. 1.

70

.01.2

0.0

0.0

5.5

3.7

3.7

3.7

2.5

3.7

5.5

2,4

4.9

0.0

2.2

0.0

0.0

2.9

2.9

1.9

1.9

0.0

1.0

1.0

9.7

8.0

8.6

1.7

0.7

0.7

1.7

3.9

2.9

2.3

11.8

12.8

15.1

1.0

31.6

31.6

17

.22

0.0

22

.721.5

20

.23

.21.9

61.6

3.8

11.2

12.9

7-4 6.2

1.2

1.2

0.8

2.9

22

.01

6.7

18.0

170.

31

40

.2110.1

30

.01

2.0

12

.03

0.0

68

.15

0.0

40

.02

06

.42

24

.52

64

.712.7

94

8.0

94

8.2

22

8.5

26

6.9

68

0.7

64

2.4

60

4.0

95.1

57.1

16

89

.350

.714

8.4

171.

39

7.6

80

.13

0.0

30

.02

0.0

50.1

384.

929

2.8

6.0

57

.147

,03

6.9

10.1

4.0

4.0

10.1

22

.816.8

13

.46

9.3

75

.48

8.9 4.3

321.3

321.7

77.7

90

.82

30

.12

16

.82

03

.43

2.3

19

.45

88

.217.2

50

,55

8.2

33

.22

6.9

10.1

10.1

6.7

16,8

12

9.2

98

.3

1.8

16.5

13.6

10

.72

.91,2

1.2

2.9

6.6

4.9

3.9

20

.021.8

25

.71.2

91.8

91.8

22

,22

5.9

65

.96

2.2

58

.5 9.2

5.5

178.6

4.9

14

.416.6

9.5

7.8

2.9

2.9

1.9

4.9

37

.32

8.4

0.5

00

.54

O.S

70

.61

0,3

50

.33

0.3

10

.31

0.3

30

.34

0.38

0.4

90.

440

.37

0.4

30.

040

.00

0.24

0.1

00

.09

0.1

40

.22

0.2

30

.24

5. 7

50

.40

0.39

0.3

60

.41

0.6

20

.63

0.6

20

.62

0.3

40

,33

0.3

5

0.5

00

.54

0.5

80

.61

0.35

0.3

30

.31

0,3

10.

330

.34

0.3

80

.50

0.44

0.3

80

.43

0.0

40

.00

0.24

0.1

00

.09

0.1

40

.22

0.2

30.

246.1

00

.40

0.3

90

.36

0.42

0.6

30

.63

0.6

30

.63

0.3

40

.33

0.3

5

6.2

76

.27

6.2

66

.26

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86

.27

6.2

76

.28

6.27

6.30

6.3

06

.28

6.2

96

.29

6.2

96

.29

6.2

96

.29

5.7

96.

276.

286.

286.

276

.26

6.2

66

.26

6.2

66

.28

6.2

86

.28

Source

Load

Fritz2

FritzS

MORL5

CALI 32

CALIS1

CALIS3

CALIS 1

Fritzl

Seisfid

SeisSd

CALIS3

CALIS 2

PASAJ2

PASAJ3

(m)

21.0

24.0

70.0

24.0

24.0

38.0

120.0

Conneted Load

Load

(kVA)

(kW)

(kVAr)

CU cu AACUCUCU cu

4 4 2 6 6 6 6

45.0

75.0

0.0

25.0

37,5

45.0

60.0

18.0

30.0 0.0

12.7

19.0

22.8

30.4

6.0

10.1 0.0

4.3

6.5

7.8

10,3

current

(Amp)

1.7

2.9

0.0

1.2

1.8

2.2

3.0

jjoaa Tnru sección

vu-LL^ge

Conductor Load

load

Cucrent Accum

Accum Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

{Amp}

Drop(%) Reg(%)

(kV)

16.1 2.4

37.5

3.6

5.1

2.7

2.3

282.7

42.0

483.1

48.2

67.2

35.5

30.4

94.9

14.1

162.2

16.4

22.9

12.1

10.3

27.4 4.1

46.8

4.7

6.5

3.5

3.0

0.36

0.33

0.30

0.42

0.42

0.43

0.43

0.36

0.33

0.31

0.43

0.42

0.43

0.43

6.28

6.28

6.28

6.27

6.27

6.27

6.27

Feeder : [TPO 3]

Date

: 05/02/01

Time

: 14:43:07

General Information,:

Load in Feeder

1212.185000 (kW)

Load in Feeder

412.251100 {kVAr)

Power Loss

3.150200 (kW)

Max Voltage Drop

0.358500 (%)

Max Regulation

0,359800 (%)


Total Length

0.763000 (km)

Max Length

0.399500 (tan)

Source

Load

RAMOS2A

INDUL2

RAMOS2A

INDUL

RAMOS 2

RAMOS 2A

RAMOS 1

RAMOS 2

RAMOS 1

RAMOS 1A

RAMOS 1 A

LANAF2

RAMOS 1A

LANAP1

MVEL135 6

MORL8

MVEL1355

MVEL1356

MORL8

RAMOS 1

INDUL2

INDUL3

Lencj tri

ím)

80.0

88,0

2.5

42.0 2.5

193.0

86.0

40.0 1.0

163.0

65.0

CU

(S)2

CU

(S)2

CU

(S)2

AA

.4/0

CU

(S}2

CU

(S)2

CU

(3

)2A

A4

/0A

A4/

0A

A4

/0C

U(S

)2

Co

nn

eted

L

oad

(kV

A)

63

0.0

60

.00

.00

.00

.05

00

.08

00

.00

.00

.00

.04

00

.0

(kW

)

319.

53

0.4

0.0

0.0

0.0

25

3.6

40

5.8

0.0

0.0

0.0

20

2.9

Loa

d(k

VA

r)

108.

710.3

0.0

0.0

0.0

86

.2138.0 0.0

0.0

0.0

69

.0

Cu

rren

t(A

mp)

31.0

3.0

0.0

0.0

0.0

24

.63

9.4

0.0

0.0

0.0

19.7

Co

nd

uct

or

Loa

d(%

)

26

.01.5

27

.518.5

32

.81

2.6

20

.24

0.6

40.6

40.6

10.1

Load

C

urr

en

t A

ccum

A

ccui

a V

olt

ag

e( k

W)

{ kV

Ar )

(A

mp)

D

rop

(% )

52

2.4

30

,45

53

,25

53

.26

59

.72

53

.64

05

.81214.9

1215.3

1213.1

20

2,9

177.

710.3

188.

218

8.2

22

4.4

86

.2138.0

41

5.4

41

6.0

41

2.7

69

.0

50

.73

.05

3.7

53

.76

4.0

24

.63

9.4

117.7

117.7

117.7

19.7

0.3

40

.28

0.2

80

.27

0.2

50

.33

0.3

10

.05

0.0

00

.25

0.3

6

Reg

(%)

(kV

)

0.3

40

.28

0.2

80

.27

0.2

50

.33

0.3

10

.05

0.0

00

.25

0.3

6

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86.

286

.28

6.3

06

.30

6.2

86

.28

Feeder : [TPO 4]

Date

: 05/02/01

Time

: 22:55:55


Loa

d in

F

eed

erL

oad

in

Feed

erP

ower

L

osa

Max

Vo

ltag

e D

rop

Max

R

eg

ula

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nC

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nt

in

Feed

erT

ota

l L

ength

Max

L

eng

th

Sour

ce

Raf

alP

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lM

VE

L13

56M

VE

L13

55Is

aac9

Isaac9

IsaacS

Isaac4

Isaacl

Isaac2

Isaacl3

Isaacl2

Isaacll

IsaaclO

Isaací

Gal

o21

Gal

o2

0G

alo

21

Gal

o2

0G

alol

7G

alol

6G

alo

lSG

alol3

Gal

olS

Gal

ol9

Gal

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Galo

llG

alol2

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a2C

asa2

Cas

alB

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o9

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tho

SB

eeth

o7B

eeth

o6

Bee

tho

S

12

05

.16

29

00

(k

W)

396.1

17900

(k

VA

r)1

0.1

04

20

0

{kW

)1

.58

76

00

(%

)1

.61

32

00

(%

)1

17

.29

72

00

(A

)2.4

51590

(k

m)

1.4

18

59

0 (

km

)

Loa

d

Raf

a2P

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Gal

o2

1M

VE

L13

56C

asa

lIs

aaclO

Isaac9

IsaacS

Isaa

c4Is

aac3

Bee

tho

SIs

aacl3

Isaacl2

Isaacll

Isaac2

Gal

o2

2P

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lG

alo

20

Gal

oí 9

Gal

olS

Gal

ol7

Gal

ol6

Gal

olS

Gal

ol4

Galo

l2G

alo

l3Is

aací

Galo

llC

asaS

Cas

a4C

asa2

Rafa

lB

eeth

o9

Bee

tho

SB

eeth

o7B

eeth

o6

(ro)

55

.010

2.0

40

.01

,08

0.0

41

.02

0.0

28

.04

7.0

20

.04

9.6

12

0.0

40

.08

2.0

51.0

50

.06

8.0

50

.07

7.0

52

.03

7.0

10

4.0

113.0

103.0

50

.04

2.0

76

.01

04

.05

6.0

37

.03

2.0

130.

01

4.0

153.0

117.

01

24

.0

Conductor

Load In Section

Conneted Load

Load

Current

(kVA}

(kW) {kVAr}

(Amp)

Load Thru Section

Voltage

Conductor Load

Load

Current Accura

Accum Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp) Drop(%) Reg(%) (kV)

CU 6

CU 2

AA4/0

AA4/0

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

CU 2

AA 2

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

AA 2

CU 4

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 4

75.0

195.0

45.0

0.0

90.0

45.0 0.0

0.0

25.0

45.0

0.0

45.0

150.0

150.0

225.0

0.0

330.0

0.0

50.0

60.0

105.0

25.0

75.0

45.0

0.0

0.0

0.0

0.0

200.0

25.0

0.0

75.0

112.5

45.0

75,0

75.0

35.4

92,1

21.2 0.0

42.5

21.2 0.0

. 0.0

11.8

21.2 0.0

21.2

70.8

70.8

106.2

0.0

155.8

0.0

23.6

28.3

49,6

11.8

35.4

21.2 0.0

0.0

0.0

0.0

94,4

11.8 0.0

35.4

53.1

21.2

35-4

35,4

11.6

30

,3 7.0

0.0

14

.07

.00

.00

.03

.97

.00

.07

.02

3.3

23

.33

4.9

0.0

51.2

0.0

7.8

9.3

16.3

3.9

11,6

7.0

0.0

0.0

0.0

0.0

31.0

3.9

0,0

11.6

17.5 7.0

11.6

11.6

3.5

8.9

2.1

0.0

4.1

2.1

0.0

0.0

1.1

2.1

0.0

2.1

6.9

6.9

10.3

0.0

15.1

0.0

2.3

2.7

4.8

1.1

3.4

2.1

0.0

0.0

0.0

0.0

9.2

1.2

0.0

3.5

5.2

2.1

3.5

3.5

2.7

3.9

40

.44

0.4

8.5

27

.53

6.0

36

.03

6.7

1.2

16.9

18.1

22

.22

6.3 7.3

62

.510

.49

2.2

73

.01.6

4.4

5.1

2.0

1.2

71.2

11.4

44

.059

.8 5.4

0,7

6.1

5.4

9.4

11.0

13.7

12.4

35

.49

2.1

1214.8

1215.3

148.

74

79

.46

28

.46

28

.66

40

.721

.22

94

.431

5.7

33

6.8

45

7.8

127.

57

30

.02

47

.91191.9

94

2.3

28

.37

7.9

89

.73

5.4

21

.29

17

.61

46

.4,

76

8.7

76

9.7

94

.411

.810

6.2

70

.81

24

.014

5.2

180.

821

6.3

11.6

30

.340

1.1

401.

74

8.9

157.8

20

6.9

20

7.0

211.0

7.0

96

.8103.8

127.3

150.6

41.9

24

5.0

81.5

39

3.2

310.

99

.32

5.6

29

.511

.6 7.0

30

2.6

48

.12

53

.12

53

,731.0

3.9

34

.92

3.3

40

.74

7.7

59

.471

.1

3.5

8.9

117.

311

7.3

14.5

46

.761

.26

1.2

62

.42

.12

8.8

30

.837

.84

4.7

12.4

78

.22

4.0

115.2

91.3 2.7

7.6

8.7

3.4

2.1

89

.01

4.2

74

.87

4.8

9.2

1.2

10.4 6.9

12.1

14

.217

.721

.2

1.59

0.2

4O

.OS

0.0

01.

031.

051.

000

.97

0.9

20

.86

1.3

11.

271.1

81.1

40

.86

O.O

S0

.23

0.2

00.

380.

550

.55

0.5

40

.52

0.5

20

.50

0.5

10

.85

0.7

01.0

51

.04

1.0

31.

581.5

51.

541.

461.

38

1.61

0.24

0.05

0.00

1.04

1.06

1.01

0.98

0.93

0.87

1.33

1.29

1.19

1.15

0.87

0.05

0.23

0.20

0.38

0.55

0.55

0.54

0.53

0.52

0,50

0.52

0.85

0.71

1.06

1.05

1.05

1.61

1.57 56 48

1. 1. 1.39

6.20

6.28

6.30

6.30

6.24

6.23

6.24

6.24

6.24

6.25

6.22

6.22

6.23

6.23

6.25

6.30

6.29

6-29

6.28

6.27

6.27

6.27

6.27

6.27

6.27

6.27

6.25

6.26

6.23

6.23

6.23

6.20

6.20

6.20

6.21

6.21

___— — ______ fjoQ.es — —

— —

— —

— —

SoUrce

Load

BeethoS

BeethoS

BeethoS

Beetho2

BeethoS

Beetho4

Beetho2

Beethol

.üengun

tm)

26.0

so.o

40.0

20.0

Conneted Load

Load

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

(kVA)

0.0

75.0

45.0

45.0

(kW)

{kVAr}

0.0

35.4

21.2

21.2

0.0

11.6 7.0

7.0

Current

(Amp)

0.0

3.5

2.1

2.1

ijoaa xnru sección

- vuxcage

Conductor Load

Load

Current

Accura

Accum Vol tage

(%}

(kW)

(kVAr)

{Amp}

Drop(%)

4.5

2.0

2.4

1.2

77.9

35.4

42.5

21.2

25.6

11.6

14.0 7.0

7.6 1.31

3.5

1.32

4.2

1.32

2.1 1.32

Reg{%)

(kV)

1.33

1.34

1.34

1.34

6.22

6.22

6.22

6.22

ti» Feeder : [TPO 5]

Date

: 05/02/01

Time

: 22:46:24


Load in Feeder

1287 .-789400 (kW)

Load in Feeder

423.276200 {kVAr)

Power Loss

11.045600 (kW)

Max Voltage Drop

1.634600 (%)

Max Regulation

1.661700 (%}


Total Length

3.493000 (km)

Max Length

1.570000 (km)

Source

Load

Rafa9

RafaS

Rafa7

Rafa 6

Rafa 6

Rafa4

Rafa 4

Rafa 11

RafalO

MVEL1356

MVEL13S5

Galo38

Galo37

Galo36

Galo34

Galo30

GaloBl

Galo31

Galo30

Galo30

Galo28

Galo28

Galo27

Galo26

Galo25

Galo25

Galo24

Galo23

Gal o22

Galo22

Galo22

Dioge2

AlgaS

Davil

Buata2

Bus tal

RafalO

Rafa9

Rafa 6

Guarí

Rafa4

RafaS

Rafa3

Rafal2

Rafall

Galo22

MVEL135 6

Galo3 9

Galo38

Galo37

Galo35

Galo34

Galo33

Galo32

Galo36

Galo31

Galo30

Galo29

Galo28

Galo27

Bus tal

Galo26

Galo25

Galo24

RafaS

Rafa?

Galo23

DiogeS

Dioge2

Davi2

Alga2

Busta2

(m)

44.0

35.0

69.0

118.0

75.0

44.0

30.0

55.0

8.0

40.0

1.0

8.0

72.0

117.0

30.0

45.0

100.0

14.0

67-0

70.0

40.0

145.0

48.0

40.0

102.0

26.0

154.0

41.0

44.0

11.0

428.0

65.0

62.0

6.0

178.0

19.0

Conneted Load

Load

(kVA)

(kW)

(kVAr)

CU 2

CU 2

CU 2

CU 6

CU 6

AA 2

CU 6

CU 2

CU 2

AA4/0

AA4/0

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

AA 2

AA 2

AA 2

CU 2

AA 2

AA 2

AA 2

CU 2

CU 2

AA 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU 6

CU 2

45,0

45.0

0.0

112.5

0.0

75.0

475.0

0.0

100.0

0.0

0.0

30.0

75.0

112.5

50.0

45.0

45.0

10.0

300.0

37,5 0.0

45.0 0.0

100.0

0.0

25.0

0.0

75.0

195.0

75.0

50.0

0.0

45.0

45.0 0.0

45.0

21.2

21.2 0.0

53.1 0.0

35.4

224.3

0.0

47.2 0.0

0.0

14.2

35.4

53.1

23.6

21.2

21.2

4.7

141.6

17.7 0.0

21.2 0.0

47.2 0.0

11.8

0.0

35.4

92,1

35.4

23.6

0.0

21.2

21.2 0.0

21.2

7.0

7.0

0.0

17.5

0.0

11.6

73.7

0.0

15.5 0.0

0.0

4.7

11.6

17.5 7.8

7.0

7,0

1.6

46.6 5.8

0.0

7.0

0.0

15.5 0.0

3.9

0.0

11.6

30,3

11.6 7.8

Q'.O

7.0

7,0

0.0

7.0

Current

(Arap)

2.1

2.1

0.0

5.1

0.0

3.4

21.7 0.0

4.6

0.0

0.0

1.4

3.5

5.2

2.3

2.1

2.1

0.5

13.9

1.7

0.0

2.1

0.0

4.6

0.0

1.2

0.0

3.4

8.9

3.4

2.3

0.0

2.1

2.1

0.0

2,1

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop{%) Reg(%)

(kV)

2.9

3.8

13.1 4.0

19.52:1

16.8 0.0

2.0

43.2

43.2

1.1

3.8

7.8

1.8

3.4

1.6

0.4

18.5

3.3

25.3

1.7

27.7

31.4

12.2

32.3

54.7

57.5

7.6

14.6

59.3 0.0

1.6

1.6

20.1

12.2

68.5

89.7

313.1

53.1

259.7

35.4

224.3

0.0

47.2

1298.3

1298.8

14.2

49.6

102.7

23,6

44.9

21.2 4.7

244.4

43.7

333.1

21.2

354.5

401.9

286.4

413.8

700.5

737.7

181.8

348.6

761.9

0.0

21.2

21.2

264.7

286.4

22.5

29.5

102.9

17.5

85.4

11.6

73.7 0.0

15.5

428.5

429.2

4.7

16.3

33.8

7.8

14.7 7.0

1.6

80.3

14.4

109.5

7.0

116.5

132.1

94.2

136.1

230.4

243.0

59.8

114.6

251.0

0.0

7.0

7.0

87.0

94.2

6.6

8.7

30.2

5.1

25.1

3.4

21.7 0.0

4.6

125.4

125,4

1.4

4.9

10.1 2.3

4.4

2.1

0.5

23.9 4.3

32.6

2.1

34.7

39.3

28.0

40.4

68.4

71.9

17.5

33.6

74.2

0.0

2.1

2.1

25.9

28.0

0.08

0.07

0.10

0.12

0.17

0.17

0,19

0.08

0.08

0.05

0.00

1.51

1.51

1.50

1.40

1.40

1.41

1.41

1.46

1.41

1.39

1.35

1.34

1.30

1.28

1.26

1.23

0.96

0.07

0.06

0.88

1.55

1.55

1.57

1.47

1.29

0.08

0.07

0.10

0.12

0.17

0.17

0.19

0.08

0.08

0.05

0.00

1.54

1.54

1.52

1.42

1.42

1.43

1.43

1.48

1.43

1.41

1.37

1.36

1.32

1.30

1.28

1.25

0.97

0.07

0.06

0.89

1.57

1.57

1.60

1.49

1.31

6.30

6.30

6.29

6.29

6.29

6.29

6.29

6.30

6.30

6.30

6.30

6.20

6.20

6.21

6.21

6.21

6.21

6.21

6.21

6.21

6.21

6.21

6.22

6.22

6.22

6.22

6.22

6.24

6.30

6.30

6.24

6-20

6,20

6.20

6.21

6.22

Source

Nodes Load

Length

Alga9

Alga9

AlgaS

Alga8

Alga7

Alga7

Alga6

Alga 6

AlgaS

AlgaS

Alga3

Alga3

Alga2

AlgalO

AlgalO

Alga2

Romel

AlgalO

Midel

Alga9

ñguil

Alga8

Da vil

Alga7

Diogel

Alga6

AlgaS

Algaé

AlgaS

Ugarl

Algall

Al gal

38.0

46.0

119.0

68.0

80.0

102.0

38.0

57.0

70.0

66.0

58.0

35.0

57.0

153.0

33.0

22.0

Conneted

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU 6

CU 4

CU

4.CU 6

CU 6

CU 6

(WA}

45.0

0.0

45.0 0.0

45.0 0.0

4S-0

0.0

45.0 0.0

0.0

75.0

0.0

45.0

50.0

75.0

Load

Load

(kw)

íkVAr)

21.2

0.0

21.2

0.0

21.2

0.0

21.2

0.0

21.2

0,0

0.0

35.4

0.0

21.2

23.6

35.4

7.0

0.0

7.0

0.0

7.0

0.0

7.0

0.0

7.0

0.0

0.0

11.6 0.0

7.0

7.8

11.6

Current

(Amp}

2.1

0.0

2.1

0.0

2.1

0.0

2.1

0.0

2.1

0.0

0.0

3.5

0.0

2.1

2.3

3.5

±íOaa Tnru oecc:

Conductor Load

Load

ion Current Accum

(%}

(kW) (kVAr)

(í

1.6

2.6

1.6

3.8

1.6

5.0

3.2

6.3

1.6

8.7

14.7 2.0

13.2

1.6

1.8

2.7

21 44 21 66 21 87 42108 21

151

193 35 229 21 23 35

.2 .9 .2 .1 .2 .4 .5 .6 .2 .1 .7 .4 .2 .2 .6 .4

7 14 7 21 7 28 14 35 7 49 63 11 757 7 11

.0 .7 .0 .7 .0 .7 .0 .7 .0 .7 .7 .6 .3 .0 .8 .6

ünp}

Drop{%)

2.1

4.4

2.1

6.5

2.1

8.6

4.2

10.6

2.1

14.8

19.0

3.5

22.4

2.1

2.3

3.5

1.62

1.62

1.62

1,62

1.59

1.61

1.57

1.58

1.55

1.57

1.54

1.50

1.50

1.63

1.63

1.47

Voltage

—Accura Voltage

Reg(%) (kV)

1.65

1.65 64 64 62 63 60 61

1.S7

1.S9

1,57

1.53

1.S2

1.66

1.65

1.49

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6.20

6,20

6,21

6.21

6,20

6.20

6.21

Fee

der

:

[TP

O 6

]D

ate

:

03

/20

/00

Tim

e :

14¡2

1:1

1

Gen

eral

In

form

atio

n:Load in Feeder

1393.351100 (kW)

Load in Feeder

474.199700 (kVAr)

Power Loss

11.485000 (kw)

Max Voltage Drop

1.548300 (%)

Max Regulation

1.572700 (%)


Total Length

4.185500 {km}

Max Length

1.417500 (km)

Source

Load

(m)

AVELOYl

SERRAN02

SERRAN01

SARMI1

PUERTA1

PUERTA1A

PORTE 5 A

PORTES

PORTE 4

PORTE 3

PORTE2

PORTE1

PORTE2

MVEL1239

MVEL1240

MUNGA5

MUNGA4

MUNGA3

MUNGA2

MUNGAl

MUNGA4

MONGAS

MUNGA4

MUNGA6

MONCAY03

MONCAYOl

MONCAY01

HONCAY02

GRANADE5

GRANADE4

GRANADE2

GRANADE1

GRANADE1

GOREM04

GOREM03

GOREM02A

GOREM02

SERRANOS

SERRAN02

5ARMI2

PUERTA2

PUERTA1

AVELOYl

PORTE5A

PORTES

PORTE 4

PORTES

PORTE2

MONCAYOl

GAS&ARDVI2

MVEL1239

MUNGA6

MUNGA5

MUNGA4

MUNGA3

MUNGA2

SARMI1

PORTE 1

NORIEGA

GRANADE1

MONCAY04

MONCAY03

MONCAY02

ABAS CAL

GRANADEV6

GRANAOS 5

GRANADE3

GRANADE4

GRANADE2

COREMOS

GOREM04

GOREM03

112.0

169.0

34,0

33.0

85.0 2.5

241.0

2.5

33.0

25.0

42.0

73.0

115.0

40,0

1,0

53.0

111.0

26.0

68.0

31.0

94.0

126.0

97.0

76.0

75.0

77.0

70.0

26.0

45.0

86.0

45.0

14,0

81.0

65.0

40.0

59.0

AA 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 6

CU{S}4

CU (3)4

CU(S}4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

AA4/0

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

AA 2

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU(S)2

CU(S)2

CU (5)2

Conneted Load

Load

íkVA)

(kW)

(kVAr)

150.0

75.0

50.0

37.5

120.0

0.0

45.0 0.0

0.0

30.0

75.0 0.0

125.0

0.0

0.0

150.0

75,0

0.0

75.0

60,0

75.0

50,0

75.0

45.0

45.0

75.0

50.0

150.0

125.0

50.0

200.0

50.0

50.0

75.0

100.0

160.0

46.3

23.2

15.4

11.6

37.1 0.0

13.9

0.0

0.0

9.3

23.2 0.0

38.6

0.0

0.0

46.3

23.2

0.0

23.2

18.5

23.2

15.4

23.2

13.9

13.9

23,2

15,4

46.3

38.6

15.4

61.8

15.4

15.4

23,2

30.9

49.4

15.8 7.9

5.3

3.9

12.6

0.0

4.7

0.0

0.0

3.2

7.9

0.0

13.1

0.0

0.0

15.8

7.9

0.0

7.9

6.3

7.9

5.3

7.9

4.7

4.7

7.9

5.3

15.8

13.1 5.3

21.0

5.3

5.3

7.9

10.5

16.8

Current

ÍAmp)

4.6

2.2

1.5

1.1

3.6

0.0

1.4

0.0

0.0

0.9

2.3

0.0

3.8

0.0

0.0

4.5

2.3

0,0

2.3

1.8

2.3

1.5

2.3

1.4

1.4

2.3

1.5

4.5

3.8

1.5

6.0

1.5

1.5

2.3

3.0

4.9

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

(%)

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kV)

25. 0

1.3

2.2

0.7

2.8

2.4

27.6

27.6

24.3

24.9

26.2

34.1

7.9

108.8

46.9

11.9

48.2

51.5

52.8

53.9 2.0

35.0

1,3

12.5 0.8

2.1

3.6

2.7

2.2

3.1

3.5

4.0

4.4

1.2

2.7

5.2

* 228.5

23.2

38.6

11.6

37.1

37.1

421.1

422.1

422.1

431.5

454.8

592.5

137.4

1402.9

1404.8

207.0

839.8

899.5

923.2

943.1

34.7

608.5

23.2

160.6

13.9

37.1

61.8

46.3

38.6

54.0

61.8

69.5

77,2

23.2

54.0

103.4

77.8 7.9

13.1 3.9

12.6

12.6

143.4

143.7

143.7

146.9

154.8

201.8

46.8

479.2

480.1

70.4

236.3

307.0

315.1

322.2

11.8

207.3

7.9

54.7

4.7

12.6

21.0

15.8

13.1

18.4

21.0

23.6

26.3 7.9

18.4

35.2

22.5 2.2

3.7

1.1

3.6

3.6

41.4

41.4

41.4

42.3

44.5

58.0

13.5

136.1

136.1

20.2

81.9

87.6

89.8

91.63.4

59.5

2.3

15.7 1.4

3.6

6.0

4.5

3.8

5.3

6.0

6.8

7.5

2.3

5.3

10.2

1.52

0.35

0.34

0.55

1.49

1.48

1.42

1.19

1.18

1.15

1.12

1.07

1.11

0.14

0.00

0.80

0.77

0.54

0.48

0.33

0.55

0.97

0.55

0.83

1.12

1.12

1.12

1.13

0.85

0.85

0.86

0.84

0.85

1.54

1.53

1.53

1.54

0.35

0.34

0.55

1.51

1.50

1.44

1,20

1.20

1.16

1.14

1.09

1.13

0.14

0.00

0,81

0.78

0.55

0.49

0.33

0.55

0.98

0.55

0.84

1.14

1.13

1.14

1.14

0.86

0.85

0.86

0.84

0.86

1.56

1.56

1.55

6,20

6.28

6.28

6.27

6.21

6.21

6,21

6.23

6.23

6.23

6.23

6.23

6.23

6.29

6.30

6.25

6.25

6.27

6.27

6.28

6.27

6.24

6.27

6.25

6.23

6.23

6.23

6.23

6.25

6.25

6,25

6.25

6.25

6.20

6.20

6.20

Source

GOREM02

GOREM02

GASPARDVI5A

GASPARDVI5

GASPARDVI4

GASPARDVI3

GASPARDVI2

GA

SPA

RD

VI6

GASPARDVI2

GOREM01

BERMU5

BERMU4

BERMU4

BERMU3

BERMU2

AVSEIS6

AVSEISS

AVSEIS4

AVSEIS3

AVSEIS

AVSEISV2

AVSEIS

AVELOY3

AVELOY3

AVELOY2

AVELOYl

AVELOY2

AVSSIS6

ad

GOREM02A

GOREM01

GASPARDVI6

GASPARDVI5A

GASPARDVTS

GASPARDVI4

GASPARDVI3

AVSEIS 3

MUNGA1

BERMU4

BERMU6

BERMU5

BERMU3

BERMU2

BERMU1

AVSEIS7

AVSEIS 6

AVSEISS

AVSEISV2

AVSEIS 4

AVSEIS

AVSEIS1A

AVELOY5

AVELOY4

AVELOY3

AVELOY2

PUERTA1A

SERRAN01

jjengtn

(m) 2.S

7.0

224.0

2.5

25.0

26.0

20.0

30.0

45.0

74.0

47.0

52.0

29.0

12.0

25.0

32.0

146.0

47.0

115,0

36,0

44.0 2.5

170.0

101.0

208.0

175.0

73.0

42.0

conauccor

CU(S}2

CU 6

CU (3)1/0

CU(S)2

AA266

AA266

AA266

CU(S)1/0

AA 2

CU 6

AA 2

AA 2

CU 6

CU 6

CU 6

CU 1/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

AAl/0

CU{SJ2

CU{S)2

CU(S)2

CU{S}2

CU(S}2

CU{S)4

CU 4

Conneted

(kVA)

0.0

45.0

150.0

0,0

300.0

50.0

100.0

75.0

112.5

0.0

30.0

37.5

37.5

45,0

60.0

75.0 0,0

45.0

350.0

25,0

0.0

0.0

75.0

75.0

195.0

112,5

0.0

75.0

joaa

J.n sección

Load

Load

(kWJ

(kVAr)

0.0

13.9

46.3 0.0

92.6

15.4

30.9

23.2

34.7 0.0

9.3

11.6

11.6

13.9

18.5

23.2

0.0

13.9

108.1

7.7

0.0

0.0

23.2

23.2

60.2

34.7 0.0

23.2

0.0

4.7

15.8 0.0

31.5 5.3

10.5 7.9

11.8 0.0

3.2

3.9

3.9

4.7

6.3

7.9

0.0

4.7

36.8 2.6

0.0

0.0

7,9

7.9

20.5

11.8 0.0

7.9

Current

(Amp)

0.0

1.4

4.5

0.0

9.0

1.5

3.0

2.2

3.4

0.0

0.9

1.1

1.1

1.4

1.8

2.2

0,0

1.3

10.5

0.7

0.0

0.0

2-3

2.3

5.9

3.4

0.0

2.2

Load Thru Section

voxtage

Conductor Load

Load

Current Accum

Accum Voltage

(%}

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop{%) Reg{%)

(kV)

5.2

6.0

10.6

14.1

10.8

11.2

12.1

8.9

76.0 4.9

0.7

1.6

3.4

2.5

1.4

0.7

4.7

5.5

11.9 5.9

5.9

0.0

1.2

1.2

5.4

9.0

2.4

3.5

103.5

78.8

284.2

284.4

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392.5

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978.5

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20.8

44.0

32.4

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23.2

84.9

98.8

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106.6

0.0

23.2

23.2

106.5

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61.8

35.2

26.8

96.8

96,9

128.4

133.7

144.3

81.0

334.4

22.1

3.2

7.1

15.0

11.0

6.3

7.9

28.9

33.6

73.1

36.3

36.3 0.0

7,9

7.9

36.3

60.7

12.6

21.0

10.2 7.7

27.6

27.6

36.6

38.1

41.1

23.1

95.0

6.4

0.9

2.0

4.3

3.2

1.8

2.2

8.2

9.6

20.8

10.3

10.3 0.0

2.3

2.3

10. S

17.53.6

6.0

1.52

1.52

0.23

0.17

0.17

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1.54

1.54

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1.55

1.55

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0.33

0.31

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0.29

0.29

1.51

1.51

1.51

1.47

1.48

0.33

1.54

1.55

0.23

0.17

0.17

0.16

0.15

0.24

0.26

1.56

1.57

1.57

1,57

1.57

1.57

0.33

0.33

0.31

0.28

0.30

0.29

0.29

1.54

1.53

1.53

1.50

1.50

0.33

6.20

6.20

6.29

6.29

6.29

6.29

6.29

6.28

6.28

6.20

6.20

6.20

6.20

6,20

6.20

6.28

6.28

6.28

6.28

6.28

6.28

6.28

6.20

6.20

6.21

6.21

6,21

6.28

'*,

Feeder : [TPO 7]

Date

: 03/20/00

Time

: 1-5:06:35

General Information

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

current in Feeder

Total Length

Max Length

. 1441.372600 (kW)

518.757700 (kVAr)

8,906600 (kW)

1.116300 (%}

1.128900 (%)

141.293800 (A)

2.046500 (km)

0.925000 (km)

Source

•

Load

MOTIL04

NARAN9

HARÁN 8

NARAN7

í) ARAN 6

NARAN5

U ARAN 4

NARAN3

NARAN2

NARAN11

NARAN10

NARAN1

MVEL1239

MVEL1240

MOTILO 8

MOTIL07

MOTILO 6

MOTIL05

MOTIL03

MOTIL02

MOTIL02

MOTILO1

ILLANES6

ILLANES5

ILLANES4

ILLANES2

ILLANES3

ILLANES5

GRANAD07

GRANAD07

GRANAD07

CALLED2

CALLED2

CALLEO 1

CALLEES

CALLEB4

ILLANES2

BERMUR2

ILLANES4

NARAN10

NARAN9

NARAN8

NARAN7

N ARAN 6

NARAN5

K ARAN 4

NARAN3

NARAN12

NARAN11

NARAN2

GRANAD07

MVEL1239

MOTILO 9

MOTILO 8

MOTIL07

MOTILO 6

MOTILO 4

MQTIL05

MOTIL03

KOTIL02

ILLANES7

ILLANES6

ILLANES3

ILLANBS5

ILLANES2

CALLED1

MOTIL01

GRANADO 6

NARAN1

CA1LEB4

CALLED4

CALLED2

CALLES 6

CALLEB5

BERMUR2

BERMUR2A

Length.

(»)

90.0

29.0

33.0

60.0

43.0

70.0

47.0

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70.0

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22.0

40.0

1.0

90.0

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31.0

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30.0

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36.0

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12.0

74.0

74.0

38.0

87.0

49.0

136.02.5

lau

cco

r

AA

2

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

3/0

AA

2

AA

4/0

AA

2

AA

, 2

AA

2

AA

. 2

AA

2

AA

2

AA

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A

2A

A 2

AA

2

AA

4/0

AA

3/0

AA

2

AA

2

AA

2

AA

2

AA

2

AA

2

CU

(S)2

Con

nete

d(k

VA

)

30

0.0

25

.06

0.0

135.0

25

0.0

75

.090

.05

0.0

60

.00

.02

75

.04

5.0

127.

50

.02

60

.01

50

.04

12

.5S

O.O

99

5.0

112.

5310.0

75

.010

5.0

112.5

75.0

0.0

0.0

SO.O

75.0

180.

03

00

.050

.022

5.0

50.0

125.

075

.045

.0 0.0

Loa

d(T

cW)

84

.07

.016

.837

.87

0,0

21

.025

.214

.016

.80

.07

7.0

12.6

35.7

0.0

72.8

42.0

115.

614

.027

8.7

31.5

86

.82

1.0

29

.431

.521

.00

.00

.014

.02

1.0

50.4

84.0

14.0

63

.01

4.0

35

.021

.012

,6 0.0

Loa

d(k

VA

r)

30

.22

.56

.013,6

25.2

7.6

9.1

5.0

6.0

0.0

27

.74

.51

2.9

0,0

26

.215.1

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10

0.3

11.3

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10

.611.3 7.6

0.0

0.0

5.0

7.6

18.1

30.2

5.0

22.7 5.0

12

.67

.64

.5 0.0

Cu

rren

t(A

n?5)

8.3

0.7

1.6

3.7

6.8

2.1

2.5

1.4

1.6

0.0

7.5

1.2

3.5

0.0

7.1

4.1

11.3

1.4

27

.43

.18

.52

.12

.93.1

2.1

0.0

0.0

1.4

2.1

5.2

8.2

1.4

6.2

1.4

3.4

2.1

1.2 0.0

jjoa

a xn

ru s

ecci

ón

—

Con

duct

or L

oad

load

C

urr

ent

Acc

um{%

) (k

W)

(kV

Ar)

(A

rap)

D

rop(

%]

26.7 3.4

4.0

5.5

8.3

9.2

10.2

10.7

11.4

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9.0

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19.1

48.7

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4.8

20

.117

.518

.512

.780

.498

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5.5

5.0

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1.0 0.0

33

9.9

84

.010

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72

08

.72

29

.82

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69

.02

85

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77

.02

98

.614

48.2

1450

.37

2.8

114.

923

0.5

24

4.5

618.

927

6.1

70

7.2

1005

.829

.460

.92

55

.82

22

.12

34

.8161.1

1027

.727

33.2

382.

77

0.0

63.0

147.

13

5.0

56

.01

2.6 0.0

122.

430

.33

6.3

49

.97

5.1

82.7

91.8

96

.9103.1

57

9.7

27.7

107.

75

22

.45

23

.426

.24

1.3

83

.088

.022

2.8

99

.42

54

.83

62

.51

0.6

21

.99

2.1

79

.984

.558

.03

70

.510

07.0

137.

925

.222

.75

2.9

12.6

20.2

4.5 0.0

33.4

8.2

9.9

13.5

20,4

22

.42

4.9

26

.32

7.9

170.

77

.52

9.1

141.3

141.3

7.1

11.2

22.6

23.9

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27.0

69.3

98.4

2.9

6.0

25.2

21.9

23

.115.9

10

0.5

28

6.5

37

.36

.96

.214

.53

.45

.51.2 0.0

0.98

0.2

90

.29

0.2

80.

270.

260

.24

0.2

30.1

90

.06

0.29

0.1

60.

150.

000.

560.

540.

520

.50

0.9

00.

480.

670.

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060.

991.

061

.02

1.07

0.36

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1.1

01.1

01.

091.

121.1

11

.02

1.0

2

i-ay

ecu

m

Vol

*g(

%)

(x

0.9

90

.29

0.2

90

.28

0.2

70

.26

0.2

40

.23

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060.

290.

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.00

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550

.52

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00

.91

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01

.07

1.0

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90.

375.

030

.16

1.11

1.11

1.1

01,

131.

121.

031.

03

tag

eV 6.

246.

286

,28

6.28

6.28

6.28

6.2

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296.

296.

306

.28

6.29

6.29

6.3

06.

266.

276.

276.

276.

246.

276.

266.

276.

236.

236.

246.

236.

246.

236.

285

.90

6.29

6.23

6.23

6.23

6.23

6.23

6.24

.6.

24

Feeder : [TPO 8]

Date

: 03/20/00

Time

: 13:49:35


Load in Feeder

Load in Feeder

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Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

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4.241300 (kW)

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0.535600 {%)

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4.085000 (km)

1.319000 (tan)

Source

Load

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ORIEN3

ORIEN1

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WARAN13

NARAN13

NARAN12

NARAN14

NARAN12

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MVEL1240

MEMBRILL

MEMBRILL1

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MALVAS 3

MALVAS 2

MALVAS 1

MALVAS 5

MALVAS 5

MALVAS3

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HIGUERA2

HIGUERA3A

EL03

EL01

AZUCE 3

AZUCEN5A

AZUCEN5

ASUCEN4

AZUCEN3

AZUCEN3

AZUCEN2

AZUCEK1

AZUCE2

AREB1

ORIEN5

ORÍ EN 4

ORIEN3

HIGUERA2

NARAN14

NARAN12

MEMBRILL1

AZUCEN1

AZUCE 2

NARAN13

MVEL1239

MEMBRILL3

MEMBRILL

MALVAS 5

MALVA4

MALVAS 3

MAL VAS 2

DUMA2

DUMAl

AREB1

HIGUERA3A

HIGUERAS

EL01

EL05

EL02

ORIEN1

ELO3

AZUCEN5A

AZUCEN5

MAL VAS 1

AZUCEN4

AZUCEN3

AZUCEN2

AZUCE 3

AREB2

tm)

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408.0

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110.0

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2.5

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73.0

81.0

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73.0

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA2/0

AA3/0

AA 2

AA2/0

AA 2

AA1/0

AA4/0

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

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AA 2

CU (3)1/0

CU (S) 1/0

CU 2

AA2/0

CU (S) 1/0

CU (S) 1/0

AA2/0

AA 2

AA2/0

AA2/0

AA2/0

AA 2

AA 2

Conneted

(kVA)

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0.0

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75.0

0.0

0.0

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0.0

225.0

90.0

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75.0

200.0

187.5

boaa

.Ln section

Load

Load

(kW)

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0.0

0.0

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63.0

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14.0

21.0 0.0

0.0

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(kVAr)

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S.O

0,0

0.0

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20.2

18.9

Current

(Amp)

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0.0

6.2

2.5

1.4

3.0

2.1

5.5

5.1

jjoaa Tnru

Conductor Load

(*)

5.0

5.9

6,5

24.0

46.0

15.0

14.9

30.9

14,4

74.9

45.2 5.1

10.0

8.8

10.5

22.8

23.9

2.0

1.1

5.8

9.5

19.7 9.5

1.7

6.0

5.5

5.5

5.5

10.0

25.9

10.7

27.9

28.9

13.3 4.1

üeccion

vo.LT:age

Load

Current Accum

Accum

Voltage

(kW)

(kVAr)

(Arap)

Drop(S)

64.3

74.8

83.3

307.0

966.4

376.4

191.2

648.1

185.0

1343.4

1343.9

65.1

128.2

112.6

133.6

291.1

305.2

25.2

14.0

73.5

252.3

252.3

252.2

44.7

140.1

114.8

146.1

146.2

209.2

330.5

223.9

585.5

606.9

170.9

52.5

23.3

27.2

30.2

110.6

349.8

135.8

68.8

235.0

66.9

486.2

486.6

23.4

46.1

40.9

48.5

105.4

110.5

9.1

5.1

26.5

90.9

90.9

90.8

16.2

50.4

41.6

53.0

53.1

75.8

119.7

81.1

212.0

219.9

61.8

18.9

6.3

7.3

8.1

30.0

94.3

36.7

18.6

63.3

18.0

131.0

131.0

6.4

12.5

11,0

13.1

28.5

29.9 2.5

1.4

7.2

24.7

24.7

24.7 4.4

13.7

11.2

14.3

14.3

20.5

32.3

21.9

57.3

59.3

16.7 5.1

0.37

0.35

0.27

0.33

0.11

0.06

0.10

0.15

0.10

0.05

0.00

0.14

0.12

0.53

0.50

0.48

0.43

0.53

0.53

0.50

0.37

0.37

0.42

0.42

0.46

0.18

0.40

0.36

0.36

0.40

0.35

0.32

0.25

0.16

0.51

Reg(%) íkV)

0.37

0.35

0.27

0.33

0.11

0.06

0.10

0.15

0.10

0.05

0-00

0.14

0.12

0.53

0.51

0.48

0.44

0.54

0.54

0.50

0.37

0.37

0-42

0-42

0.47

0.18

0.40

0.37

0.36

0.40

0.35

0.32

0.25

0,16

0.51

6.28

6.28

6.28

6. 28

6.29

6.30

6.29

6.29

6.29

6.30

6.30

6.29

6.29

6.27

6.27

6.27

6.27

6,27

6.27

6.27

6.28

6.28

6.27

6.27

6.27

6.29

6.27

6.28

6.28

6.27

6.28

6.28

6.28

6.29

6.27

Feeder : [TPO 9]

Date

: 03/20/00

Time

: 13:38:04


Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

_— __

.-_ .__

Nodí

Source

RILLASS

RILLAS4

RILLAS6

RILLAS6

PICA4

PICA3

PICA2

PICA1

PICA1

ALON1

MVEL1239

MVBL1240

GORRI2

GORRI1

GOLON5

GOLON4

GOLON3

GOLON2

GOLON1

GOLON1

CALLEX3

CALLEX2

CALLEX1

CALLEW1

CALLEW2

CALLER3

CALLER2

CALLER1

CALLER4

CALLEQ3

CALLEQ2

CALLEQ1

CALLEQ4

AMAPOl

ALON3

ALON2

ALON1

ALON4

ALÓN 4

1074.413700 (kWJ

387.816100 (kVAr)

10.437800 (kWÍ

1.665000 (%)

1.693200 {%)

105.808800 (A)

4.447487 (km)

2.013000 (km)

Load

RILLAS6

RILLAS5

GOLON1

CALLEQ1

PICAS

PICA4

PICA3

PICA2

GORRI1

NARAN13

ALQNl

MVSL1239

GORHI3

GORRI2

GOLON6

GOLON5

GOLON4

GOLON3

GOLON2

PICA1

CALLEX4

CALLEX3

CALLEX2

CALLEW2

CALLEX1

CALLER4

CALLER3

CALLER2

CALLEW1

CALLEO. 4

CALLEQ3

CALLEQ2

CALLER1

AMAP02

ALON4

ALON3

ALON2

RILLAS4

AMAPOl

Lengtn.

(m)

125.0

119.0

120.0

135.0

172.0

251.0

195.0

155.0

166.0

61.0

20.0

1.0

36.0

223.0

78.5

152.0

120.0

71.0

104,0

148.0

83.0

146.0

126.0

50,0

188.0

109,0

106.0

84.0

59.0

118.0

107.0

37.0

96.0

215.0

81.0

68.0

48.0

107.0

228.0

Conductor

Load In Section

Load Thru Section

Voltage

Coimeted Load

Load


Load

Current Accum

Accum Voltage

(kVA)

UW)

(kVAr)

(Amp)

(%}

(kW)

(kVAr)

(Amp)

Drop(%) Reg(%)

(kV)

AAl/0

AA1/G

AA1/0

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA1/0

AA1/0

AA4/0

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AA 2

AAl/0

AA1/0

AAl/0

AAl/0

AA 2

50

.016

0.0

14

0.0

37

.55

0.0

75

.05

0.0

50

.0135.0

0.0

25

.00

.017

0.0

50

.03

25

.04

5.0

100.

07

5.0

25

.05

0.0

20

0 ,

,02

5.0

50

.07

5.0

75

. 015

0.0

12

5.0

20

0.0

30

.01

50

.07

5.0

137.

57

5.0

20

0.0

0.0

25

,011

2.5

47

5.0

45

.0

14

.044

.83

9.2

10.5

14

.02

1.0

14

.01

4.0

37

.80

.07

.00

.04

7.5

14

.09

1.0

12.6

28

.021

.0 7,0

14

.05

5.9

7.0

14

.021

.02

1,0

41.9

35

.05

5.9

8.4

42.0

21.0

38

.521

.05

6.0

0.0

7.0

31.5

133.1

12

.6

5.0

16.1

14.1 3.8

5.1

7.6

5.1

5.0

13.6

0.0

2.5

0.0

17.3 5.1

32

.8 4.5

10.1 7.6

2.5

5.0

20

.32

.55

.17

.67

.615

.212.7

20

.3 3.0

15-1

7.6

13.9

7.6

20

.2 0.0

2.5

11.3

47

.94

.5

1.4

4.4

3.9

1.0

1.4

2.1

1.4

1.4

3.7

0.0

0.7

0.0

4.7

1.4

9.0

1.2

2.8

2.1

0.7

1.4

5.5

0-7

1.4

2.1

2.1

4.2

3.5

5.5

0.8

4.1

2.1

3.8

2.1

5.5

0.0

0.7 3.1

13,0 1.2

44

.14

6.6

21,1

31.1 1,1

2.8

3.9

5,0

7.8

43

.16

0.5

36.5 3.8

4.9

7.2

8.2

10.4

12

.01

2.6

13.9

4.4

5.0

6.1

9.4

7.8

13.4

16.2

20

.610,1

25

.62

7,2

30

.32

2.3

4.4

57

.95

8.3

60

.15

4.1

5,4

78

5.0

831.

03

75

.63

94

,61

4.0

35

.04

8.9

63.0

99

.47

07

.71

08

4.5

1084.8

47

.561

.591.0

103.

713

1.7

15

2.8

159.

81

76

.45

5.9

62

.97

6.9

118.9

97

.916

9.3

20

4.4

26

0.4

12

7.3

32

3.8

34

5,1

38

3.9

281.

55

6.0

10

35

.61

04

4.0

10

76

.69

65

.46

8.7

284.1

301.1

135.6

143.0

5.1

12.7

17.8

22.8

36.0

256.1

394.9

395.1

17.3

22.3

32.8

37,3

47.4

55.0

57.5

63.8

20.3

22.8

27.9

43.2

35.5

61.5

74.2

94.6

46.2

117.4

125.1

139.1

102.2

20.2

375.9

379.5

391.7

350.0

24,7

77

.281

.63

7.0

38

.91

.43

.44

.86

.29

.87

5.5

105.

810

5.8 4.7

6.1

9.0

10

.213.0

15.0

15.7

17.4

5.5 6.2

7.6

11,8 9.7

16.8

20

.22

5.8

12

.63

2.0

34

.03

7.8

27

.85

.5101.4

102.1

105.

19

4.7

6.7

0.9

20.

751.0

01.

061.

15 1.14

1.12

1.09

1.11 6.9

60.

040

.00

1.1

51.

151,

171.1

51.

111.0

71.

041

.07

1.6

71

.65

1.6

31.

561.6

01

.52

1.47

1.42

1.54

1.2

91.1

91.

101.

360

.47

0.4

00

.25

0.1

30

.58

0.4

4

0.9

30

.76

1.01

1.0

71.

161.1

51.1

31.1

11.1

27

.48

0.0

40

.00

1.16

1.16

1.19

1.1

71.

131.

081.

061.

081.

691

.68

1.6

61.

581.6

31.

541.5

01

.44

1.56

1.31

1.21

1.11

1.38

0,4

70.

400

.25

0.1

30

.58

0.44

6.24

6.2

56

.24

6.2

36

.23

6.2

36

.23

6.2

36

.23

5.7

66.

306

.30

6.2

36.

236

.23

6.2

36

.23

6.2

36

.23

6.2

36

.20

6.2

06

.20

6.2

06

.20

6.2

06.

216.

216.

206

.22

6.2

26

.23

6.2

16

.27

6.2

76

.28

6.2

96

.26

6.2

7

Feeder : [TPO 10J

Date

: 05/29/01

Time

: 16:30:46

General Information

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

____

— __—— _

Hodes

Source

L

Eloy6dl

Seis4dl

SeisSdl

Seis2adl

Seis2dl

Seisldl

Eloy6dl

EloySdl

Eloy 5 di

Eloy4dl

Eloy3dl

Eloy2dl

Eloy7dl

Eloyldl

EloyOdl

BossanolOdl

Bossano9dl

Bossaxio7dl

Bossano6dl

BossanoVdl

Bosmeldl

. 810.219900 (kW)

-35.312800 (kVAr)

2.557200 íkW)

0.374900 {%}

0.376300 {%}

74.657100 (A)

1,794460 (km)

1.209000 (km)

oad

BossanolOdl

Seis5dl

Seis4dl

Seis3dl

Seis2adl

Seis2dl

Eloy? di

Bosmeldl

Eloy6dl

EloySdl

Eloy4dl

Eloy3dl

Seisldl

Eloy2dl

Eloyldl

BossanoSdl

Bossano7dl

BossanoSdl

Bossano5dl

Bossano6dl

Bosme2dl

Lengtn.

(m)

42.0

203.0

42.0

41.0

41,0

83.0

43.0

43.0

42.0

31.0

271.0

124.0

43.0

241.0

50.0

94.0

220.0

94.0

64.0

23.5

162.0

Conneted

CU{S)2

Aft266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA4/0

AR266

AA266

AA266

AA266

AA266

AA336

AA336

CÜÍSJ2

CU{S)2

CU{S)2

AA1/0

AA3/0

AA4/0

(kVA)

225.0

150.0

25.0

10.0

0.0

300.0

75.0

75.0 0.0

100.0

370.0

100.0

200.0

75.0

30.0

180,0

90.0

390.0

100.0

75.0

650.0

Load

(kWÍ 59.4

39.6 6.6

2.6

0.0

79.2

19.8

19.8 0.0

26.4

97.6

26,4

52.8

19.8 7.9

47.5

23.8

102.9

26.4

19,8

171.5

Load

Current

CkVAr)

19,4

12.92.2

0.9

-300,0

25.9 6,5

6.5

0,0

8.6

31.9 8.6

17.2 6.5

2.6

15.57.8

33.6

8.6

6,5

56.0

ÍAmp)

5.7

4.2

0,6

0.3

27.6

7.7

1.9

1.9

0.0

2.6

9.5

2,6

5.1

1.9

0.8

4.6

2.3

10.0 2.6

1.9

16.6

Conductor Load

Load

Current Accum

(%)

(kW)

(kVAr)

(Anip)

Drop(%)

13.9

32.3 0.2

0,3

8.0

7.7

8,0

6.4

12.7

18.0

20,5

21.2 7.9

18.5

18.7

11.0 8.6

5.1

1.5

1.8

5.7

279.9

1035.0

6.6

9.2

9.2

88.4

161,1

191,4

441,1

658.9

756,6

783.8

141.3

804.1

812.6

220.5

172.9

102.9

26>4

46.2

171.5

91.5

342.5

2.2

3.0

-297.0

-271.1

-247,3

62.6

-155.7

-84.4

-52.4

-42.3

-253.8

-35.1

-31.1

72.1

56.5

33.6 8.6

15.1

56.0

27.1

109.8

0.6

0.9

27.3

26.2

27.2

18.5

43.0

61.1

69.8

72.2

26.7

73.9

74.7

21.4

16.8

10.0 2.6

4.5

16.6

0.27

4.92

0.21

0.21

0.21

0,22

0.24

0.25

0.25

0.24

0.24

0.14

0.24

0.09

0.02

0.30

0.36

0.37

0.36

0.36

0.28

Accum Voltage

Rag(%) {

0.27

5.18

0.21

0.21

0.21

0.22

0.24

0.25

0.25

0.25

0.24

0.14

0.24

0.09

0.02

0.30

0.36

0.38

0<37

0.36

0.28

kV) 6.27

5.73

6.28

6.28

6.28

6,28

6.27

6.27

6.27

6.27

6.28

6,28

6.28

6.28

6.29

6.27

6.27

6.27

6.27

6.27

6.27

Feeder ! [TPO 11]

Date

; 05/29/01

Time

; 16:02:26

General Informationí

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

— „ —

. —

____

____ Nodí

Source

SaurezSel

SeislSel

SeislSel

Saurez4el

Saurez3el

Saurez3el

Saurez3el

Guanguil2

Salazarl

Quiteñolel

Montu7el

MontuS

MontuS

Montu4el

Montulel

Montulel

Monitor2el

Monitor2el

Marti4dl

MartiSdl

Marti2dl

Marti3dl

Martildl

Martildl

MartiOlde

Guanguill

Guanguilldl

Guanguil2

Guanguil2dl

Martildl

Contre2dl

Contreldl

Arosemena2

Arosemena 4

Salazar2

Alfaro2

1084.713800 (kW)

345.656900 (kVAr)

9.382200 (kW)

1.846100 (%)

1.880800 (%)

105.426300 (A)

5.163000 (km)

2.638000 {km}

Load

Montulel

Saurez3el

Seisl7el

SaurezSel

Saurez4el

Saurez2el

Saurezlel

Salazarl

Salazar2

Montu7el

MontuS

Montu6el

Montu4el

Montu3el

Monitor2el

Montu2el

Moni t orle 1

Quitefíolel

MartiSdl

Contreldl

Marti3dl

Marti4dl

SeislSel

Marti2dl

Marfcildl

Arosemena2

Guanguil2dl

Guanguill

Guanguil2

Eloy2dl

Guanguilldl

Contre2dl

Arosemena4

Arosemena3

Alfaro2

Alemán? el

Length

(m)

124.0

232.0

199.0

208,0

152.0

27.0

20.0

138.0

186.0

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35.0

30.0

100.0

11.0

175.0

108.0

30.0

185.0

90.0

174.0

330.0

70,0

10.0

160.0

30.0

190.0

201.0

300.0

200.0

91,1

275.0

238.0

135.0

20.0

186.0

100.0

>ui

iuuu

toir

CU

(S}4

CU

(S)2

/0C

U(S

)2/0

CU (

3)4

CU

(S)2

CU

(S)2

CU

(S)2

CU

CS

J6C

U(S

)6C

U(S

)4C

U(S

)4C

U(S

)4C

U(S

)4C

U (

3)4

CU

(S)4

CU

(S)4

CU

(S)4

CU

{S)4

CU

(S)4

CU

(S)4

CU

(S)2

CU

{S)2

CU

2/

0C

U(S

)2C

U

2/0

CU

(S)6

CU

(S)2

CU

(S)6

CU

6C

UÍS

J2C

U(S

)4C

Ü(S

)4C

U(S

)6C

U(S

)6C

U(S

)6CU

4

Co

nn

eted

íkV

A)

16

2.5

45

.02

25

.07

5.0

10

0.0

75

.01

60

.07

5.0

75

.07

5.0

75

.05

0.0

100.

0135.0

12

0.0

10

0.0

45

.01

00

.07

5.0

75

.05

0.0

112.5

10

0.0

75

.01

00

.04

5.0

75

.04

5.0

75

.07

5.0

30

0.0

75

.07

5.0

0.0

30

.011

2.5

oau

j.íi ;

Loa

d(k

W)

58

.61

6.2

81.2

27

.13

6.1

27

.15

7.7

27.1

27

.12

7.1

27

.118.0

36

.14

8.7

43

.33

6.1

16.2

36.1

19

.81

9.6

13.2

29

.73

6.1

19

.82

6.4

16

.219.8

16

.22

7.1

19

.87

9.2

19.8

27

.10

.010.8

40

.6

ÍBU

t-lU

ll

Lo

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VA

r)

18.5

5.1

25

.78

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8.6

18.3 8.6

8.6

8.6

8.6

5,7

11.4

15

.413.7

11.4

5.1

11.4

6,5

6.5

4.3

9.7

11.4

6.5

8.6

5.1

6.5

5.1

8.6 6.5

25

.96

.58

.60

.03

.412.8

Cur

rent

ÍAm

p)

5.7

1.6

7.8

2.6

3.5

2.6

5.6

2.6

2,7

2.6

2.6

1.8

3.5

4.7

4.2

3.5

1.6

3.5

1.9

1.9

1.3

2.9

3.5

1.9

2.5

1.6

1.9

1.6

2.6

1.9

7.7

1.9

2.6

0.0

1.1

4.0

——

—— -

u

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) {k

VA

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) R

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) (k

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6.5

19

.42

4.2

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.41.3

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18,1

15.7

10.2

8,4

1,2

5.5

3.2

16.3

2.3

1.0

12.5

29

.22

7.9

24

.62

3.9

14

.72

5.6

29

.33

.915.5

5.3

22

.013.3

25

.42

6.6

2.4

27

.413.3 4.8

34

7.9

513.5

55

0.6

37

5.4

41

2.1

27

.15

7.7

20

3.4

176.1

15

7.0

129.9

18.0

84

.84

8.7

25

2.9

36.1

16

,2193.2

45

2.2

43

1.7

49

5.8

48

2-3

550.1

516.7

1093.8

43

.33

10

.75

9.6

29

0.3

24

8.1

39

0.2

411.0

27

.12

91

.91

48

.98

3.9

110.0

16

2.5

17

4.9

118.

7130.3

8.6

18.3

64

.35

5,7

49

.741.1

5.7

26

.81

5.4

80

.011.4

5.1

61.1

14

4.6

13

7.9

158.8

15

4.4

17

4.6

165.8

34

9.3

13.7

98

.418.8

91.8

81.1

124.

413

1.1

8.6

92

.14

7.1

26

.5

33

.74

9.5

58.1

36

.33

9.8

2.6

5.6

19

.917.3

15.2

12.6

1.8

8.2

4.7

24

.53

.51.6

18.7

43

,84

1.9

48

.04

6,7

53

.04

9.9

10

5.4

4.2

30

.35

.82

8.4

25

,93

8.0

40

.02

,63

0.2

14

.68

.2

0.5

20.1

50

.22

0.4

20

.24

0.1

50.1

51.5

81

.70

0.7

80

.79

0.7

90

.80

0.8

10

.62

0.5

30

.62

0.7

00

,54

0.7

10

.40

0.4

50

.03

0.1

50

.03

1.5

81

.28

1.5

51

.48

0.0

91.1

80

.93

1.59

2.5

91.8

01.8

2

0.5

20.1

50

.22

0,4

20

.24

0.1

50

.15

1.6

11.7

30

.78

0.7

90

.79

0.8

10

.81

0.6

20

.53

0.6

20

.70

0.5

40

.72

0.4

00

.45

0.0

30.1

50

.03

1.6

01

.29

1.5

71.

510

.09

1.2

00

.94

1.6

22

.66

1.8

31.8

5

6.2

66

.28

6.2

86

.26

6.2

76

.28

6.2

86

.19

6.1

86

.24

6.24

6.2

46

.24

6.2

46

.25

6.2

66

.25

6.2

56

.26

6.2

56

.27

6.2

66

.29

6.2

86

.29

6.1

96

.21

6.1

96.

206

.28

6.2

26

,23

6.1

95

.86

6.1

86.1

8

woaes

Source

Load

Alfaro2

Alemán? el

AlemanSel

Alfarol

Alemán 6a 1

AlemanSel

(m)

242.0

130.0

130.0

¡auc

cor

OJ(

S}6

CU

4CU

4

Co

nn

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150.

07

5.0

45

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Loa

d L

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(kW

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VA

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54

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17.1

27 . 1

8

.61

6.2

5.1

Cu

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5.3

2.7

1.6

Co

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Loa

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Cu

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V

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VA

r)

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Dro

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) R

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) Ck

V)

4.8

5

4.1

17

.12

.5

43

.3

13

.70

.9

16.2

5

.1

5.3

4.2

1.6

1.8

51.8

31.

84

1.88

1.87

1.8

7

6.17

6.17

6.17

<*'

Feeder ; [TPO 12]

Date

: 05/29/01

Time

; 11:22:31

General Information

Load in Feeder

Load in Feeder

Power Loss

Max Voltage Drop

Max Regulation

Current in Feeder

Total Length

Max Length

: 1144.962500 (kW)

362.141200 (kVAr)

2.262500 (kW)

0.567400 (%)

0.570700 (%)

110.489300 (A)

2.407000 (km)

1.225000 (km)

___*..»

Nodes

Source

Load

Seis9el

SeisSel

SeisSel

SeisVel

SeisVel

Seis6el

Seis7el

SeisSel

SeisSel

SeisSel

Seis3el

Seisl5-16el

SeislSel

Seisl4el

Seisl3el

Seisl2el

Seisllel

SeislOel

Seis2el

Sánchez leí

Sanchezlel

PortuOle

AlemanSel

Aleraan9el

AlemanSel

Aleman4el

AlemanSel

Alemanlel

Aleman2el

AlemanlOel

SeislOel

Seis9el

SeisSael

Portugal?

SeisSel

SeisSel

Seis6el

Alemanlel

Seis4el

SeisSel

Seis2el

Seisl7el

Seisl5-16el

Seisl5el

Seisl4el

Seisl3el

Seisl2el

Seisllel

Seislel

Sanchez3el

Sanche z2 el

Seis7el

Alemán 9el

AlemanlOel

Sanchezlel

AlemanSel

Aleraan4el

Aleman2el

AlemanSel

Alemanllel

Length

(m)

27.0

92.0

110.0

123.0

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98.0

59.0

19.0

195.0

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33.0

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39.0

36.0

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26.0

30.0

105.0

178.0

66.0

368.0

44.0

26.0

33.0

70.0

Conductor

CU 1/0

CU 1/0

CUÍS)2

AA266

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 4

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CUÍS)2/0

CU(S)2/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 1/0

CU 4

CU 4

CU 1/0

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

CU 4

Load In Section

Conneted

(kVA)

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0.0

165.0

75.0

250.0

630.0

75.0

45.0

0.0

30.0

112.5

225.0

200.0

100.0

75.0

300.0

25.0

75.0

37.5

60.0

37.5

0.0

300.0

30.0

60.0

0.0

0.0

120.0

75.0

100.0

Load

(kW)

16.2

0.0

59.5

27.1

90.2

227.4

27.1

16.2

0.0

10.8

40.6

81.2

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27.1

108.3

9.0

27.1

13.5

21.7

13.5

0.0

108.3

10.8

21.7 0.0

0.0

43.3

27.1

36.1

Load

(kVAr)

5.1

0,0

18.8

8.6

28.5

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8,6

5,1

0.0

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22.8

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8.6

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6,6

4.3

6.8

4.3

0.0

34.2

3.4

6.8

0.0

0.0

13.7 8.6

11.4

Current

(AmpJ

1.6

0.0

5.7

2.8

8.7

21.9

2.6

1.6

0.0

1.0

3.9

7.8

7.0

3.5

2.6

10.4 0.9

2.6

1.3

2.1

1.3

0.0

10.5

1.0

2.1

0.0

0.0

4.2

2.6

3.5

Load Thru Section

Conductor Load

(%)

(kW)

Load

(kVAr)

11.7

11.7

2.9

52.5

16.4

18.4

19.3

17.0

11.3

2.0

1.7

2.6

4.9

5.9

6.7

10.1

10.4

11.2

0.4

1.2

0.8

35.6 2.7

3.2

12.1

12.1

16,1

13,6

2.1

Current

(Amp)

Accura

Drop{%)

Vo

ltag

e

Acc

um

Vol

tage

Reg

{%)

(kV

)

37

7.3

37

7.4

59

,51

70

2.2

52

7.3

591.

96

19

.22

99

.23

64

.36

5.0

54

.18

1.2

153.

41

89

.52

16

.63

24

.93

33

.93

61

.013.5

21.7

13.5

11

46

.9155.2

46

.95

6.8

212.1

21

2.5

28

3.0

23

9.6

36

.1

119.5

119.6

18.8

54

4.1

167.1

18

7.6

19

6.5

94

.8115.4

20

.517.1

25

.7

59 68

.51

02

.810

5.7

11

4.3

4.3

6.8

4.3

36

4.0

49

.114.8

18

.06

7.1

67

.38

9.6

75

.911.4

36

.43

6.4

5.7

17

8.5

50

.85

7.1

59

.72

8.9

35

.2 6.3

5.2

7.8

14

.818.3

20

.931.3

32

.23

4.8

1.3

2.1

1.3

110.5

15.0

4.5

5.5

20

.52

0.5

27

.32

3.1

3.5

0.1

30.1

10

.08

3.7

30

.07

0.1

50

.08

0.2

50

.23

0.2

40

.24

0.2

20.2

10

.19

0.1

90

.18

0.1

60.1

50

.24

0.5

20

.51

0.0

40

.54

0.5

60

.51

0.5

00

.31

0.2

70

.28

0.5

7

0.1

30,1

10

.08

3.8

80

.07

0.1

50

.08

0.2

50

.23

0.2

40

.24

0.2

20

.21

0.2

00

.19

0.1

80

.16

0.1

50

.24

0.5

20

.51

0.0

40

.54

0.5

60

.51

0.5

00

.31

0.2

70

.29

0.5

7

6.2

86

.28

6.2

85

.79

6.2

96

.28

6.2

86

.27

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

86

.28

6.2

76

.26

6.2

66

.29

6.2

66

.25

6.2

66

.26

6.2

76

.27

6.2

76

.25

Feeder : [TPO 13]

Date

: 05/29/01

Time

: 10:34:52


Load in Feeder

1186.959200 (kH)

Load in Feeder

307.762700

(kVAr)

Power Loss

20.086000 (kH)

Max Voltage Drop

2.047800 (%)

Max

Regulation

2.090600 (*)

Current in Feeder 116.702900

(A)

Total Length

3.763975 (km)

Max Length

1.545000

(km)

Source

Load

CarboSdl

CarbolOdl

CarboSdl

Carbo6dl

Carbo7dl

Carbo3dl

Carbo3dl

CarboSdl

CarbolOdl

CarbolOdl

Carboldl

Carbo2dl

CarboOlde

Calvache9dl

Calvache9dl

CaivacheSdl

Calvache6dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calvache4dl

Calvache2dl

CalvachelSdl

Calvachel4dl

Calvachel2dl

Calvachelldl

CalvachelOdl

Calvacheldl

Brieda3dl

Brieda2dl

Briedaldl

Bossano4dl

Bossano3dl

Bossano2dl

Bossanoldl

BosmelOdl

Carbo9dl

CarboSdl

Carbo7dl

CarboSdl

CarboGdl

CarboSdl

Carbo4dl

Carbo2dl

Carfaol2dl

Carbolldl

Briedaldl

Carboldl

CarbolOdl

Calvachel4dl

CalvachelOdl

Calvache9dl

• Calvache7dl

CaivacheBdi

Calvache6dl

Calvache4dl

CalvacheSdl

CalvacheSdl

Calvachel6dl

CalvachelSdl

Calvachel3dl

Calvachel2dl

Calvachelldl

Calvache2dl

Brieda5dl

Brieda3dl

BriedaZdl

BossanoSdl

Bossano4dl

BoasanoSdl

Bossano2dl

Boame9dl

Source

Load

Bosme9dl

BosmeSdl

Bosme6dl

Bosme7dl

BoameSdl

BosmeSdl

Boame4dl

BoanteBdl

Bo3me7dl

Bossanoldl

Bosrae4dl

Bosme6dl

BosmeSdl

BosmeSdl

(mj

214.0

242.0

18.0

113.0

30.0

172.0

123.0

56.0

212.0

127.0

17.0

129.0

31.0

212.0

57.0

28.0

98.0

37.0

57.0

90.0

32.0

57.0

107.0

31.0

83.0

155.0

46.0

10.0

54.0

19.0

130.0

70.0

47.0

17.0

19.0

32.0

<m)

7.0

16.0

66.0

39.0

72.0

48.0

95.0

AA2/0

CU 6

AA2/0

AA2/0

AA2/0

CU A

AA 2

AA2/0

CU 6

CU 4

AA4/0

AA2/0

AA3/0

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 4

AA 2

AA 2

AA 2

AAl/0

AA1/0

AAl/0

AA1/0

AA4/0

AA4/0

AA4/0

AAl/0

AA4/0

AAl/0

AAl/0

AA4/0

Conneted Load

Load

(kVA)

(kWJ

(kVAr)

75.0 0.0

30.0 0.0

112.5

90,0

250.0

45.0

45.0

30.0

30.0

45.0 0.0

10.0

45.0 0.0

45.0

45.0

15.0

25.0 0.0

30.0

10.0

10.0

75.0

75.0

45.0

25,0

75.0 0.0

75.0

100.0

350.0

690.0

55.0

37.5

Conneted

tkVA)

45.0

75.0

30.0

200.0

490.0

75.0 0.0

19.8

6.5

0.0

0.0

7.9

2.6

0.0

0.0

29.7

9.7

23.8

7.9

66.0

21. €

11.9

3.9

11.9

3.9

7.9

2.6

7.9

2.6

11.9

3.9

0.0

0.0

2.6

0.9

11.9

3.9

0.0

0.0

11.9

3.9

11.9

3.9

4.0

1.3

6.6

2.2

0.0

0.0

7.9

2.6

2.6

0.9

2,6

0.9

19.8

6.5

19.8

6.5

11.9

3.9

6.6

2.2

19.8

6.5

0.0

0.0

19.8

6.5

26.4

8.6

92.4

30.2

182.1

59.5

14.5

4.7

9.9

3.2

Load

Load

(kW)

íkVAr)

11.9

3.9

19.8

6.5

7.9

2.6

52.8

17.2

129.3

42.2

19.8

6.5

0.0

0.0

Current

(Atnpí

1.9

0.0

0.8

0.0

2.9

2.3

6.5

1.2

1.1

0.8

0.8

1.2

0.0

0.3

1.2

0.0

1.2

1.2

0.4

0.6

0.0

0.8

0.3

0.3

1.9

1.9

1.2

0.6

1.9

0.0

1.9

2.6

9.1

18.0 1.4

1.0

Current

(Amp)

1.2

1.9

0.8

5.2

12.7 1.9

0.0

Conductor Load

(%}

tkW)

0.9

19.6

89.0

1174.2

55.1

1154.1

53.3

1114.3

54.7

1145.7

1.4

23.8

5.2

66.0

49.0

1023.8

0.9

11.9

0.4

7.9

7.2

214.1

48.4

1010.3

47.6

1206.6

0.9

7.9

6.9

63.4

7.8

71.3

1.3

11.9

9.1

83.2

1.7

15.8

11.5

105.6

10.8

99.0

12.4

113.6

0-3

2.6

0.6

5.3

2.2

19.8

4.3

39.6

5.6

51.5

13.1

120.2

1.6

19.8

14.6

186.3

16.2

206.1

2.8

46.2

5.2

92.4

15.5

274.5

16.3

289.0

18.4

541.0

Conductor Load

(%)

UW)

18.0

531.1

17.6

519.2

16.7

297.0

16.9

499.3

24.0

426.4

1.1

19.8

15.2

446.4

Load

Current

Accura

(kVAír)

(Amp)

Dropíí.)

6.5

388.1

381.3

367.0

378.3

7.8

21.6

337.0

3.9

2.6

70.0

331.6

399.0

2.6

20.7

23.3 3.9

27.2 5.2

34.5

32.3

37.1 0.9

1.7

6.5

12,9

16.8

39.3 6.5

60.9

67-3

15.1

30.2

89.7

94.4

1.9

114.8

112.9

109.2

112.1

2.3

6.5

100.4

1,1

0.8

21.0

99.2

116.7

0.8

6.2

7.0

1.2

8.2

1.6

10.4 9.7

11.2 0.3

0.5

1.9

3.9

5.1

11.8 1.9

18.3

20.2 4.9

9.1

27.1

28.5

177.2

53.2

1.12

1.11

1.14

1.37

1.19

1.38

1.39

1.46

0.05

0.05

1.65

1.64

0.04

1.88

1.88

1.87

1.86

1.86

1.85

1.84

1.85

1.80

1.88

1.88

1.92

1.92

1.89

1.78

1.73

1.73

1.72

0.36

2.05

2.04

2.03

1.86

Load

Current Accum

(kVAr)

{Amp}

Drop(%)

173.9

170.0

97.0

163.4

139.3

6.5

146.0

52.3

51.1

29.3

49.2

42.0 1.9

44.0

1.86

1.87

2.02

1.89

1.99

1.94

1.94

Accum Voltage

Reg (%)

íkV)

1.13

6.22

1.13

6.22

1.16

6.22

1.39

6.20

1.21

6.21

1.40

6.20

1.41

6.20

1.48

6.20

0.05

6.29

0.05

6.29

1.68

6.19

1.67

6.19

0.04

6.29

1.91

6.17

1.92

6.17

1.91

6.17

1.89

6.17

1.90

6.17

1.89

6.17

1.87

6.17

1.68

6.17

1.63

6.18

1.91

6.17

1.91

6.17

1.96

6.17

1.95

6.17

1.93

6.17

1.81

6.18

1.76

6.18

1.76

6.18

1.75

6.18

0.37

6.27

2.09

6.16

2.08

6.16

2.07

6.16

1.90

6.17

Accura

Voltage

Reg(%J

(kV)

1.90

6.17

1.91

6.17

2.06

6.16

1.93

6.17

2.03

6.16

1.98

6.17

1.97

6.17

Bosme21dl

Calvacheldl

93.0

Brieda3dl

BoameZldl

63.0

BosmeZldl

BoameZOdl

47.0

Bosrae3dl

Bosma2dl

90.0

BosmeZOdl

Bo3raaI9dl

42.0

Bosrael7dl

BosmelBdl

26.0

Carfaoldl

Bosmendl

42.0

Bosrael7dl

Bosmel6dl

49.0

Boaraeiedl

BosmelSdl

25.0

BosaelSdl

Bosioel3dl

11.0

Bosrael3dl

Bosmel2dl

43.0

Bosmel2dl

Boamelldl

55.O

Bosmelldl

BosmelOdl

23.0

AA

2

AA

2/0

CU

6

AA

4/0

CU

6M

3/0

AA

2/0

M3

/0A

A3/

0A

A3/

QA

A3/

0A

A4/

0M

4/0

25

.00

,012

0,0

65

0.0

30

,02

00

,00

,07

5,0

30

7.5

50

.01

20

.01

5.0

15

0.0

6.6

0.0

31

. 11

71

.57

.95

2.8

0.0

19

.88

1.2

13

.23

1.7

4.0

39

.6

2.2

0.0

10

.35

6.0

2.6

17.2

0.0 6,5

26

.54

.31

0.3

1.3

12

.9

0.6

0.0

3.1

16

.60

.85

.20

.01

.98

.01

.33

.10

.43

.9

10

.08

.03

.04

5.2

0.6

2.1

37

.62

9.3

28

.52

5.3

24

.81

9.8

19

.7

12

6.8

16

6.4

39

.61

23

5.6

7.9

52

.87

84

.0731. 0

71

1.0

62

9.8

61

6.5

58

4.7

58

0.6

41

.45

4. 4

12

.94

05

.72

.61

7.2

25

7.4

23

9.8

23

3.2

20

6.7

20

2.2

19

1.6

190.

2

12

.51

6.4

3.9

13

1.0

0.8

5.2

77

.07

1.9

69

.96

1.9

60

.65

7.5

57

.1

1.77

1.74

1.7

50.

281.

751.

691.

691.

731.

761.

161.

801.

831.

84

1.8

01.

771.

780.

281.

781.

721.

721.

761.

791.

801.

831.

861.

88

6.18

6.18

6.18

6.27

6.1

86

.18

6.1

86

.18

6.1

86

.18

6.1

86.

176

.17

ANEXO 5

ESTIMACIÓN DEL TIEMPO EMPLEADOPARA EL PROYECTO

Secciones de los primarios 01 D y 01 E que se incorporan al sistema de 23 kV.

NombrePortu3-Cata1

Portu3-Poríu4

Portul-Portu3

Porta! -PortuS

Cozar9-Cozar10

Cozar7-Cozar9

Cozar7-Cozar8

Cozar7-Cozar11

Cozar6-Cozar7

Cozar2-Cozar4

Cozar2-Cozar3

Cozarl -Gozare

Cozarl-CozarS

Cozarl-Cozar2

Aro1-Cozarl

Aro1- Alfal

AroO-Arol

Portu1-Eloy4

Alfa1-Portu1

Total

Longitud (m)1521234165

23734098

36046631220343246158953642156241183

5208

ConductorCU 6

AA266AA266

CU 8AA2AA2CU 6CU 4CU 4

AA281AA281AA281AA281AA281AA3/0AA336AA336AA336AA266

Carga45kVA

1 ,25 MVASOkVA25kVA25kVA25kVA15kVA15kVA

050 kVA1 MVA10kVA15kVA

00

150kVA0

1 ,25 MVA1 MVA

ObservacionesTranformafor trifásicoTranformafor PrimarioTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico

Tranformafor trifásicoTranformafor PrimarioTranformafor trifásicoTranformafor trifásico

Tranformafor trifásico

Tranformafor PrimarioTranformafor Primario

Secciones de los primarios 01 B y 1 6 B que se incorporan al sistema de 23 k V.

NombreEloyalfaro-Higueras

UrrutíaS-Eloyalraro

Gaspar! -Gaspar2

UrrutíaS-Gasparl

Urrutía2-Umjtia3

Urrutía-Urrutia2

Tomas1-Tomas2

Urrutía-Tomasi

GuanguiltíS-Urrutia

GuanguiItí2-GuanguilH3

GuanguilÜ1-<3uangui!tí2

Barra1-Guanguilt1

Total

Longitud (m)994857161321474340331321301293463233

ConductorAA266AA336AA266AA266AA336AA336

Cu6Cu6

AA266AA336AA336AA337

Carga2,75 MVA1,5 MVA1,5 MVA200 kVA

0100kVA75kVA75kVA

075kVA50kVA45kVA

ObservacionesTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor trifásico

Tranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico

Tranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico

Secciones de los primarios 16D,16Ey16G que se incorporan al sistema de 23 k V.

NombreM orla n2-Capramos2

Lfzarza bu r2-M orí a n2

Guabos2-LIzarzabur2

Aveeloy2-<3uabos2

Gua n g ui!2-Aveeloy2

Barra23Ali m2-Gu a ngull2

Total

Longitud (m)87774386

20402033286

5696

ConductorAA266AA336AA336AA336AA336AA336

Carga3MVA

1.5MVA1 MVA

1.5MVA00

ObservacionesTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor Primario

Costo de Materiales

Conductores reutilizadosPrimario

01 D, 01 E01 B, 16 B160, 16 E, 16G

TOTAL

Longitud (m)520832335696

14137

ObservaciónReutilización del conductorReutilización del conductorReutiíizacíón del conductor

Conductores nuevosTipo

AA266AA366AA4/0AA6AA4AA2

Cantidad (m)6564168213962105702229

Precio Unitario1,311,811,870,320,330,51Total

Precio Total85993044674167188

113741177

Transformadores primariosCapacidad MVA

11,251,5

Accesorios

Cantidad34613

Precio Unitario1122514600160001562Total

Precio Totaf33675584009600020306208381

Transformadores de distribución monofásicosCapacidad kVA

101525

Cantidad123

Precio Unitario8309301100Total

Precio Total830186033005990

Transformadores de distribución trifásicosCapacidad kVA

455075100125250

Cantidad233111

Precio. Unitario245025502950345041004525

Total

Precio Total49007650885034504100452533475

Estructuras tipoTipoRVA1RVA2

Cantidad23632

Precio Unitario85

239


RVA3RVA4RNA1RNA2RNA3RNA4

1454162014

368

33321496188220135

46671157715303760

1888Total 47755

Tensores y anclajesTipoG1

Cantidad88

Precio Unitario13,8

Total


Montajes tipoTipo

MVT1MVT4MNF2

Cantidad61111

Precio Unitario2589496

Total

Precio Total152

9831105211035

PostesTipo

11.5longi, 675 KgCantidad

263Precio Unitario

95Total


Costos de los materiales 374014]

Cálculo del tiempo

Cálculo del tiempoÍtem

1DescripciónSuspensión de servicio

Días/primario0,33

# de prim nuevos3

Total días1,0

2DescripciónMontaje de transformador primario

Días5

# de trafos14

Total días70

3DescripciónMontaje de transformador monofásico

Días0,5

# de trafos6

Total días3,0

4DescripciónMontaje de transformadores trifásicos

Días1

# de írafos11

Total días11

5DescripciónMontaje de seccionamiento trifásico

Días1

# de seccio11

Total días11

6DescripciónDesmontaje de transformador monofásico

Días1

# de trafos3

Total días3

7DescripciónDesmontaje de transformador trifásico

Días1

# de trafos26

Total días26

8DescripciónEnsamblaje de una estructura

Días0,33

# de estructuras368

Total días121

9DescripciónRetiro de estructuras

Días0,5

# de estructuras29

Total días15

10DescripciónRegulado de conductores por poste

Postes/día8

# de postes368

Total días46

Total de días 307

escuela politécnica nacionalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/12018/1/t1794.pdf$ declaraciÓn q...

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