escuela politÉcnica nacional · el presente trabajo establece la proyección de la demanda al año...
TRANSCRIPT
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESTUDIO DE LA DEMANDA ACTUAL Y FUTURA DEL AREA DE COBERTURA DE LA SUBESTACION 57 POMASQUI DEL DISTRITO
METROPOLITANO DE QUITO POR MICROÁREAS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
JEFFERSON IVAN JIMENEZ RODRIGUEZ [email protected]
DIRECTOR: Doctor Fabián Ernesto Pérez Yauli [email protected]
CODIRECTOR: Ing. Rosanna Ximena Loor Toro, MSc. [email protected]
Quito, Agosto 2016
II
DECLARACIÓN
Yo Jefferson Iván Jiménez Rodríguez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
___________________________
Jefferson Iván Jiménez Rodríguez
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Jefferson Iván Jiménez
Rodríguez, bajo mi supervisión.
________________________ ________________________
Dr.- Ing. Fabián Pérez Ing. Rosanna Loor, MSc.
DIRECTOR DEL PROYECTO CODIRECTOR DEL PROYECTO
IV
DEDICATORIA
A mi padre, que gracias a su esfuerzo diario y sus enseñanzas de vida supo
transmitirme los valores, el carácter y la perseverancia para la consumación de mis
objetivos, en mi convicción de seguir adelante.
A mi madre, quien a pesar de las adversidades y vicisitudes de la vida supo
reponerse y ser un soporte fundamental en mi existencia, brindándome su amor, el
ejemplo de superación y motivación que guía mi camino.
A mis hermanos, por su apoyo fraterno e incondicional.
A Paola, por escribir junto a mí este capítulo de mi vida
Jefferson
V
AGRADECIMIENTO
Quiero expresar mi más sincero agradecimiento a la Ing. Rosanna Loor por su
inconmensurable tiempo, esfuerzo y dedicación para la culminación de este proyecto,
sin su motivación esto no sería posible.
Un agradecimiento especial al Dr. Fabián Pérez, director de tesis quien con su apoyo
desinteresado e incondicional me brindó la oportunidad de realizar la tesis.
Al Ing. Ricardo Dávila, quién con su paciencia y tiempo supo compartir sus
conocimientos e información trascendental para este trabajo.
De igual manera, extiendo mi agradecimiento a los Ingenieros de la Empresa
Eléctrica Quito S.A., en especial a quienes conforman el Departamento de
Planificación por su ayuda y motivación constante.
A la Escuela Politécnica Nacional y todos los profesores que durante mi vida
universitaria me brindaron su sabiduría y conocimiento.
No me queda más que agradecer a todos mis amigos que formaron y que son parte
de mi vida, gracias por las experiencias y momentos vividos, por su ánimo, apoyo y
compañía.
VI
CONTENIDO
DECLARACIÓN .......................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN ....................................................................................................... III
DEDICATORIA .......................................................................................................... IV
AGRADECIMIENTO ................................................................................................... V
CONTENIDO .............................................................................................................. VI
RESUMEN .................................................................................................................. X
PRESENTACIÓN ...................................................................................................... XII
CAPÍTULO I ................................................................................................................ 1
1. ANTECEDENTES ............................................................................................ 1
1.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................... 2
1.2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 2
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................... 2
1.3 ALCANCE ...................................................................................................... 3
CAPÍTULO II ............................................................................................................... 4
2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 4
2.1 SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN ............................................ 4
2.1.1 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN ...................................................... 5
2.1.2 RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA ...................................................... 6
2.1.3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN ......................................................... 6
2.1.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA ................................................ 6
2.1.5 ACOMETIDA ........................................................................................... 6
2.2 DEFINICIONES GENERALES ....................................................................... 7
2.2.1 DEMANDA ............................................................................................... 7
2.2.2 DEMANDA MÁXIMA ................................................................................ 7
2.2.3 DEMANDA COINCIDENTE O DIVERSIFICADA ..................................... 7
2.2.4 DEMANDA MÁXIMA NO COINCIDENTE ................................................ 7
2.2.5 DENSIDAD DE CARGA .......................................................................... 7
2.2.6 CAPACIDAD INSTALADA ....................................................................... 8
VII
2.2.7 CARGA INSTALADA ............................................................................... 8
2.2.8 FACTOR DE DEMANDA ......................................................................... 8
2.2.9 FACTOR DE COINCIDENCIA ................................................................. 8
2.2.10 FACTOR DE DIVERSIDAD ..................................................................... 8
2.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ................................................................. 9
2.3.1 FACTORES ............................................................................................. 9
2.3.1.1 Factores geográficos .......................................................................... 10
2.3.1.2 Uso del suelo ...................................................................................... 10
2.3.1.3 Planes de desarrollo municipales ....................................................... 10
2.3.1.4 Planes de desarrollo industriales ........................................................ 10
2.3.1.5 Planes de desarrollo comunitarios ..................................................... 11
2.3.1.6 Fuentes de energía alternativa ........................................................... 11
2.3.1.7 Densidad de carga ............................................................................. 11
2.3.1.8 Incremento de la población ................................................................ 11
2.3.1.9 Datos históricos .................................................................................. 11
2.3.2 HORIZONTES DE TIEMPO PARA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA . 12
2.3.2.1 Corto plazo ......................................................................................... 12
2.3.2.2 Mediano plazo .................................................................................... 12
2.3.2.3 Largo Plazo ........................................................................................ 12
2.4 MÉTODOS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................ 12
2.4.1 MÉTODOS ESTADÍSTICOS UTILIZANDO REGRESIÓN ..................... 13
2.4.1.1 Modelo lineal simple ........................................................................... 13
2.4.1.2 Modelo exponencial ........................................................................... 14
2.4.1.3 Modelo potencial ................................................................................ 15
2.4.1.4 Modelo polinomial .............................................................................. 16
2.4.1.5 Modelo logarítmico ............................................................................. 17
2.4.1.6 Métodos de regresión múltiple ........................................................... 17
2.4.2 MÉTODO USANDO REDES NEURONALES ARTIFICIALES ............... 18
2.4.3 MÉTODO USANDO MICROÁREAS ...................................................... 21
2.5 HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES .................................................... 23
2.5.1 ARCGIS-ARCMAP ................................................................................ 24
2.5.2 CYME - CYMDIST ................................................................................. 26
VIII
CAPITULO III ............................................................................................................ 29
3. MODELACIÓN Y PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................... 29
3.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE COBERTURA DE LA S/E POMASQUI .. 29
3.1.1 USUARIOS ............................................................................................ 31
3.1.2 AUTOGENERADORES ......................................................................... 32
3.2 ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA S/E 57 POMASQUI ........... 33
3.2.1 DEMANDA MÁXIMA DE LA SUBESTACIÓN ........................................ 33
3.2.2 NIVEL DE VOLTAJE ............................................................................. 33
3.2.3 CARGABILIDAD DE LOS PRIMARIOS ................................................. 34
3.2.4 DEMANDAS NO COINCIDENTES ........................................................ 35
3.2.5 DEMANDAS COINCIDENTES CON EL SISTEMA DE LA EEQ ........... 36
3.2.6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ........................................ 36
3.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ............................................................... 38
3.3.1 ELABORACIÓN DE MICROÁREAS ...................................................... 38
3.3.1.1 Punto de origen .................................................................................. 38
3.3.1.2 Nomenclatura ..................................................................................... 40
3.3.1.3 Asignación de equipos usando CYMDIST .......................................... 41
3.3.2 CURVA LOGÍSTICA .............................................................................. 42
3.3.3 DEMANDA ACTUAL POR MICROÁREA .............................................. 43
3.3.3.1 Distribución de carga .......................................................................... 45
3.3.3.2 Simulación y resultados ...................................................................... 47
3.3.4 PLAN DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO ....................................... 47
3.3.4.1 Área total de construcción habilitada .................................................. 48
3.3.4.2 Análisis de microáreas saturadas ....................................................... 52
3.3.5 INCIDENCIA DEL PLAN DE COCCIÓN EFICIENTE (PEC) ................. 52
3.3.6 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR MICROÁREA ......................... 55
3.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2018 ...................................................... 56
3.4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA MAYOR A LA DEMANDA
SATURADA ........................................................................................................ 59
CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 67
4. SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................ 67
4.1 SIMULACIÓN AÑO 2018 ............................................................................. 67
IX
4.2 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS PARA EL AÑO 2018 ...... 69
4.2.1 DEMANDA Y CARGABILIDAD DE LA SUBESTACIÓN POMASQUI .... 69
4.2.2 CARGABILIDAD ALIMENTADORES .................................................... 70
4.2.3 FACTOR DE USO ................................................................................. 71
4.2.3.1 FU Situación actual ............................................................................ 72
4.2.3.2 FU 2018 .............................................................................................. 72
4.2.3.3 FU Saturado ....................................................................................... 73
4.2.4 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ........................................ 74
4.3 PROPUESTA A CORTO PLAZO ................................................................. 75
4.4 PROPUESTA A MEDIANO PLAZO ............................................................. 80
CAPÍTULO V ............................................................................................................. 83
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 83
5.1 CONCLUSIONES......................................................................................... 83
5.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 85
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 87
ANEXOS ................................................................................................................... 89
X
RESUMEN El presente proyecto tiene como objetivo realizar el análisis de la demanda actual en
la zona de cobertura de la subestación 57 Pomasqui y, mediante la proyección de la
demanda al año 2018 establecer las condiciones futuras de funcionamiento de la
misma por los incrementos de carga.
Para ello, en primera instancia se realiza la incorporación del reticulado sobre la
superficie que abarca la subestación Pomasqui, considerando microáreas de un
kilómetro cuadrado debido a la gran extensión de la zona de influencia de la
subestación. A continuación, utilizando el programa computacional CYMDIST se
procede a modelar la red de distribución de la subestación Pomasqui, incluyendo la
demanda máxima medida.
De esta manera, se obtienen los reportes de las condiciones de carga en los siete
alimentadores que componen la subestación, la cargabilidad de los transformadores
de la subestación y de los transformadores de distribución, y la demanda total por
microárea.
Utilizando el Plan de Uso y Ocupación del Suelo (PUOS) del Plan Metropolitano de
Ordenamiento Territorial (PMOT) se determinan los coeficientes de ocupación del
suelo (COS) y se calcula el área neta habilitada por cada microárea, lo cual junto a la
demanda por microárea permite obtener factores de saturación de las zonas donde se
prevé que no va existir un incremento considerable de demanda. Esta metodología de
asignación es ampliamente utilizada por la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) y la
información obtenida se utiliza para cuantificar la proyección de la demanda saturada.
Tomando como base que el crecimiento de la demanda eléctrica sigue el
comportamiento de la curva logística y considerando los resultados de la proyección
de la demanda saturada, se establece un procedimiento que permite estimar la
demanda para el año 2018.
Con los resultados de la demanda proyectada al año 2018, se realizan estudios de
flujos de potencia usando la herramienta computacional CYMDIST y, de los reportes
XI
generados por el programa, se realiza un diagnóstico de la situación futura de la
subestación.
Finalmente, para mitigar los inconvenientes relacionados al incremento tendencial de
la demanda, se plantean propuestas a corto y mediano plazo que ayuden a asegurar
la continuidad y calidad del servicio dentro de la zona de estudio.
XII
PRESENTACIÓN
El presente trabajo establece la proyección de la demanda al año 2018, con el fin de
analizar las condiciones de operación que debe soportar la subestación 57 Pomasqui.
Además, plantea posibles medidas que aseguren la continuidad del servicio enfocadas
en la gestión de la distribución y subtransmisión eléctrica.
Este proyecto de titulación se encuentra dividido de la siguiente forma:
En el primer capítulo se plantea una introducción general, seguido del objetivo general
y objetivos específicos a alcanzar durante el desarrollo del trabajo, además de incluir
el alcance del proyecto.
El segundo capítulo describe el marco teórico referente a los sistemas eléctricos de
distribución, la terminología básica usada, la metodología empleada para la proyección
de la demanda y las herramientas computacionales que facilitaron el desarrollo del
trabajo.
En la primera parte del tercer capítulo se realiza una descripción de la zona de
cobertura de la subestación 57 Pomasqui, donde se evalúan los resultados de la
información obtenida para la situación actual utilizando el programa computacional
CYMDIST. La segunda parte de este capítulo detalla el procedimiento utilizado para
realizar la proyección de la demanda por microáreas en base a los factores de
saturación. La última parte del tercer capítulo se centra en el proceso matemático que
estima la demanda al año 2018, tomando como guía que la tendencia de la demanda
está descrita a través de la curva logística.
El cuarto capítulo se enfoca en los análisis de los resultados alcanzados mediante la
simulación en CYMDIST de los datos de demanda al año 2018, además de plantear
una propuesta a corto plazo y otra a mediano plazo para reducir las posibles
afectaciones que sufrirán los equipos de distribución, resultado del incremento de la
demanda.
XIII
En el quinto capítulo se resumen las conclusiones y recomendaciones del proyecto.
Adicionalmente, se incluyen los anexos necesarios en los que se encuentran tablas y
gráficos completos referentes a la proyección de la demanda.
1
CAPÍTULO I
ANTECEDENTES
1.1 INTRODUCCIÓN
Acorde a datos obtenidos del último censo realizado en el 2010 por parte del Instituto
Nacional de Estadísticas y Censos (INEC), Quito registra 2’239.191 habitantes y se
proyecta que para el año 2020 esta cifra alcance los 2´781.641. Esto indica un
importante crecimiento poblacional que se extiende tanto al norte como al sur de la
ciudad, y dependiendo de la zona, este crecimiento poblacional se traduce en el
incremento, en mayor o menor medida, de la demanda de energía eléctrica. Un sector
influenciado por el desarrollo urbanístico es la zona de Pomasqui.
En la actualidad, la S/E 57 Pomasqui registra una cargabilidad cercana al 80% y acorde
a estudios realizados por el Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica
Quito, al 2018 llegará a operar al límite de su capacidad instalada, provocando serios
problemas por energía no suministrada si los transformadores de la subestación
salieran de servicio por sobrecarga.
Con el fin de cumplir con la cobertura del servicio eléctrico a toda la población
demandante y prever escenarios de posible falla de los equipos de distribución, es
necesario realizar un estudio en base a zonas de potencial desarrollo tomando en
cuenta las directrices establecidas en el Plan Metropolitano de Ordenamiento
Territorial (PMOT). Mediante el método de análisis por microáreas y con ayuda del
programa computacional CYMDIST se analizará la situación actual y se proyectará el
escenario futuro 2018 que deberá tolerar la red.
En base a los resultados obtenidos se pueden justificar diferentes alternativas técnicas
para cubrir las necesidades de la carga, los respaldos de los alimentadores primarios,
las reservas de las subestaciones, así como la implementación de una nueva
subestación en la zona.
2
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la carga actual de la zona de cobertura de la subestación 57 Pomasqui y
realizar la proyección de la demanda por microáreas al año 2018.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar las condiciones actuales de demanda utilizando el programa
computacional CYMDIST, tomando como base la potencia instalada en kVA de
los transformadores de distribución del año 2015.
Verificar que los niveles de carga en los alimentadores primarios dentro de la
zona de cobertura de la subestación 57 Pomasqui se encuentren dentro de los
niveles permisibles establecidos en la Empresa Eléctrica Quito.
Proyectar la demanda del área de cobertura de la subestación 57 Pomasqui
estableciendo una división por microáreas y realizando la simulación de la red
de medio voltaje mediante el programa computacional CYMDIST. La proyección
de la demanda al año 2018 se la realizará en base a las ordenanzas municipales
respecto al plan metropolitano de ordenamiento territorial
Analizar los datos obtenidos para clasificar las microáreas de mayor crecimiento
tendencial y plantear posibles soluciones que permitan una operación normal
de la red al año 2018, en el que la Empresa Eléctrica Quito ha pronosticado que
el crecimiento de la demanda por el programa de cocción eficiente (PEC)
aumentará considerablemente.
3
1.3 ALCANCE
Emplear el método de proyección de la demanda por microáreas, utilizando la potencia
instalada en kVA de los transformadores de distribución en el área de cobertura de la
subestación 57 Pomasqui y posteriormente, la simulación de la red mediante el
programa computacional CYMDIST. Primero, se analizará la información de la
situación actual y se determinará la corriente promedio, la corriente máxima del
conductor de la red troncal y el nivel de carga de los primarios existentes en la
subestación.
A continuación, se dividirá el sector en microáreas y se establecerán zonas de
demanda saturadas donde la carga es elevada y no existe posibilidad de expansión
constructiva.
Con esta información, se procederá a proyectar la demanda de las microáreas no
saturadas al año 2018, para el escenario de demanda máxima coincidente del sistema
de la Empresa Eléctrica Quito.
Los resultados pronosticados se los clasificarán acorde al área de servicio de las
subestaciones y/o primarios que cubren la zona estudiada, se comparará la potencia
instalada con la demanda proyectada y se establecerán posibles propuestas técnicas
que permitan un funcionamiento normal del sistema.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 SISTEMAS ELÉCTRICOS DE DISTRIBUCIÓN
El sistema eléctrico de potencia se encuentra conformado por las etapas de
generación, transmisión, subtransmisión y distribución, todas ellas enlazadas con el fin
de llevar la energía eléctrica desde los puntos de generación hasta las cargas o centros
de consumo, tomando en cuenta criterios de calidad respecto a niveles admisibles de
voltaje, pérdidas de energía, frecuencia única del sistema y continuidad del servicio.
[1][2]
La etapa de distribución de energía es la que permite enlazar al sistema eléctrico con
el consumidor final. Respecto a las etapas previas, la distribución presenta un mayor
índice de pérdidas en la transmisión de energía debido a los niveles de voltaje a los
que opera, sumado a ello la gran cantidad de elementos que integran el sistema de
distribución y que también provocan pérdidas eléctricas. [2]
Debido a su continua expansión y la extensa infraestructura que abarca, se necesita
un flujo de capital que asegure anualmente la cobertura del servicio a todos los
abonados, incluyendo los nuevos usuarios, a través de proyectos de inversión fijados
por las empresas distribuidoras locales, en donde se incluye el mantenimiento de sus
redes y equipos. Así, los diseños implementados en el sistema de distribución deben
ser simples y estandarizados, de tal modo que los costos de expansión, como los de
operación y mantenimiento sean lo más bajo posibles. [1]
El sistema de distribución inicia desde la subestación de distribución, donde la energía
suministrada por el sistema llega al transformador de potencia mediante las líneas de
transmisión o subtransmisión. Se reduce el voltaje y se conecta la red primaria de
distribución que alimenta directamente a sectores industriales, fábricas, poblaciones
pequeñas y sectores rurales. La red primaria se amplía hasta llegar a los
transformadores de distribución los cuales vuelven a disminuir el voltaje hasta valores
5
adecuados de consumo. A partir de la salida del transformador de distribución se
establece la red secundaria la cual culmina con la respectiva acometida a cada
abonado. [1]
La Figura 2.1 ilustra un sistema eléctrico de potencia, desde el centro de generación
hasta el usuario final.
Figura 2.1. Sistema de generación, transmisión y distribución de energía [2]
2.1.1 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Una subestación de distribución está compuesta, entre otros, por equipos de
protección, control y maniobra, pero el componente principal es el transformador de
potencia, el cual se conecta con las líneas de transmisión o subtransmisión y da inicio
a la red de distribución primaria. [2]
En el caso del sistema de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) las líneas operan con
voltajes de 138 kV y 46 kV (alto voltaje) para posteriormente reducirlo a niveles de 22,8
kV, 13,2 kV y 6,3 kV (medio voltaje).
6
2.1.2 RED DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA
La red de distribución primaria se encarga de suministrar potencia desde las barras de
medio voltaje en la salida de la subestación de distribución hasta el transformador de
distribución, este recorrido se realiza atravesando tanto sectores urbanos como
rurales. El sistema primario está conformado por una extensa red de conductores,
estructuras de soporte (postes), aisladores, equipos de protección y seccionamiento,
todos ellos regulados a voltajes de operación que varían dependiendo de la empresa
eléctrica distribuidora. [2]
2.1.3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
Está conformado por un transformador de distribución que, del lado de alto voltaje se
conecta a la red de distribución primaria y del lado de bajo voltaje da inicio a la red
secundaria. El transformador permite reducir el nivel de voltaje a valores como por
ejemplo 127/220 V o 120/210 V que se pueden destinar a los centros de carga
conectados a la red. Acorde a las características constructivas del transformador, su
nivel de potencia, el tipo de aislamiento y el voltaje en los terminales, éste puede ir
empotrado sobre los postes de distribución o dentro de cámaras de transformación
tanto al nivel del suelo como subterráneas.[3][4]
2.1.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA
Permite realizar la interconexión desde el lado de bajo voltaje del centro de
transformación hasta el usuario final a nivel de voltaje de servicio. Dentro de esta red
se encuentran instalados los dispositivos de alumbrado público, destinados a la
iluminación de las vías y espacios recreacionales. [4]
2.1.5 ACOMETIDA
Es la conexión que se realiza desde la red secundaria hasta el medidor o contador de
energía que posee cada abonado. El tipo de abonado dependerá del servicio que ha
solicitado éste con la empresa eléctrica local, en base al convenio suscrito con la
misma se pactará las condiciones y la tarifa del servicio. [4]
7
2.2 DEFINICIONES GENERALES
Para entender algunos términos que se tratarán en los siguientes capítulos, se lista los
conceptos más importantes utilizados en la planificación de sistemas de distribución.
2.2.1 DEMANDA
La demanda de un sistema o instalación eléctrica es la potencia promedio que
consume una carga durante un intervalo de tiempo especificado (intervalo de
demanda), usualmente 15, 20, o 30 minutos. La demanda puede ser dada en kilovatios
(kW), kilovars (kvar), kilovoltamperios (kVA) o kiloamperios (kA). [2][3]
2.2.2 DEMANDA MÁXIMA
Es la mayor demanda que se presenta en un sistema en un periodo de tiempo
establecido, también es conocida como demanda pico. En el escenario de demanda
máxima se presenta la mayor caída de voltaje en el sistema y las mayores pérdidas
de potencia y energía. [2]
2.2.3 DEMANDA COINCIDENTE O DIVERSIFICADA
Es la demanda de un grupo compuesto de algunas cargas no relacionadas en un
determinado periodo de tiempo. De igual manera, la demanda máxima coincidente o
diversificada es la suma máxima de las contribuciones individuales en el momento que
se dé el pico de demanda. Por lo general, es menor que la suma de las demandas
máximas individuales. [2]
2.2.4 DEMANDA MÁXIMA NO COINCIDENTE
Se refiere a la suma de demandas de un grupo de cargas donde no existen
restricciones sobre el intervalo de tiempo en el cual cada demanda es analizada. [2]
2.2.5 DENSIDAD DE CARGA
Se define como la capacidad (carga) instalada en kVA por unidad de área, utilizando
por lo general la unidad de medida kVA/km². [2]
8
2.2.6 CAPACIDAD INSTALADA
Es la sumatoria de la potencia nominal de los equipos instalados que se encargan de
suministrar la energía eléctrica a las cargas conectadas al sistema. Principalmente
transformadores y generadores. [2] [4]
2.2.7 CARGA INSTALADA
Es la sumatoria de la potencia nominal de los equipos y aparatos que se encuentran
conectados al sistema. [2][4]
2.2.8 FACTOR DE DEMANDA
Es la relación entre la demanda máxima y la carga instalada, por lo general su valor
es menor a uno e indica la simultaneidad en la operación total de la carga conectada.
[2]
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎
𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎≤ 1 (2.1)
2.2.9 FACTOR DE COINCIDENCIA
Se define como la relación de la demanda máxima coincidente de un grupo de
consumidores y la sumatoria de las demandas máximas individuales de cada uno de
ellos, tomados a la vez en el mismo punto. [2] [4]
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒
∑ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙≤ 1 (2.2)
2.2.10 FACTOR DE DIVERSIDAD
El factor de diversidad resulta de dividir la sumatoria de las demandas máximas
individuales para la demanda máxima del grupo de usuarios, llamada demanda
máxima coincidente. Se puede determinar a través del inverso del factor de
coincidencia, por lo que su valor será mayor a uno. [2] [4]
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 =1
𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎≥ 1 (2.3)
9
2.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Para la proyección de la demanda de energía eléctrica, se utiliza un conjunto de
técnicas sistemáticas que permiten determinar la demanda futura del sistema,
demanda que puede expresarse tanto en términos de potencia como en energía. El
análisis correcto de la estimación de la demanda se enfoca en sentar las bases que
permitan tomar la mejor decisión con respecto a los planes de inversión establecidos
por la empresa distribuidora, utilizando de mejor manera los recursos y priorizando las
alternativas más urgentes. [3][5]
2.3.1 FACTORES
La demanda de energía puede variar dependiendo de diversos factores que influyen
directamente en el pronóstico final de la misma. La Figura 2.2 muestra los factores que
influyen en la demanda de energía.
Figura 2.2. Factores que influyen en la demanda de energía [3]
Factores
Geográficos
Uso del suelo
Planes municipales
Planes industriales
Planes comunitarios
Fuentes de energía
alternativa
Densidad de carga
Incremento de la
población
Datos históricos
10
2.3.1.1 Factores geográficos
Dependiendo de la zona geográfica se pueden tener diferentes patrones de consumo
influenciados por la temperatura del lugar, el nivel de humedad, la frecuencia de las
precipitaciones y las características estacionales del clima. Por ejemplo, durante la
temporada veraniega en las ciudades costeras es común que la demanda de energía
se incremente por el uso de ventiladores y equipos de aire acondicionado. [3][5]
2.3.1.2 Uso del suelo
Los planes de ordenamiento territorial permiten un crecimiento planificado de las
ciudades, definiendo estrategias para la administración, uso y ocupación del suelo.
Esto permite definir qué tipo de proyectos urbanísticos se pueden levantar en cada
zona, desde planes netamente industriales, distritos financieros, hasta zonas
residenciales. Todo esto influye en los futuros diseños de las redes de distribución.
[3][5]
2.3.1.3 Planes de desarrollo municipales
Las políticas establecidas por los gobiernos seccionales se enfocan en cubrir las
necesidades sociales, en especial las relacionadas con los servicios básicos (agua
potable, servicio eléctrico, telefonía, conexión a internet). Esto sumado al plan de
ordenamiento y uso del suelo buscan brindar el bienestar necesario a la población,
provocando que con el aumento del consumo de energía se establezcan programas
anuales que permitan soportar la demanda de los nuevos consumidores. [3][5]
2.3.1.4 Planes de desarrollo industriales
El crecimiento de la ciudad junto con el desarrollo económico fomenta la creación de
parques industriales que representan un importante incremento de carga para el
sistema, por lo que es fundamental monitorear el comportamiento de este sector y
analizar la posible expansión de las industrias ya establecidas. De esta manera se
puede desconcentrar las zonas sobrecargadas y optar por la ubicación de nuevas
industrias en puntos seleccionados de la urbe. [3][5]
11
2.3.1.5 Planes de desarrollo comunitarios
El impulso a pequeñas microempresas, creación de negocios turísticos, el
fortalecimiento de infraestructura y la mejora de vías, provoca la dinamización
económica de algunos sectores marginados, acrecentando paulatinamente el
desarrollo de la zona y por ende, su consumo de energía. [3][5]
2.3.1.6 Fuentes de energía alternativa
Algunas empresas distribuidoras del sector eléctrico buscan incrementar la generación
distribuida con base a fuentes de energía renovables, lo cual ayuda a cumplir con la
demanda de los sitios aledaños a la fuente. Incluso, ciertas industrias construyen sus
propias centrales de generación y los excedentes son vendidos a la empresa eléctrica
local. [3][5]
2.3.1.7 Densidad de carga
Como ya se mencionó anteriormente, es la carga instalada en kVA por unidad de área
que por lo general utiliza la unidad de medida kVA/km², lo cual da una idea del nivel
de saturación que existe en una zona específica. [3][5]
2.3.1.8 Incremento de la población
A medida que crece el número de habitantes de una región determinada, el consumo
de energía tiende a ascender para cubrir la demanda de los equipos electrónicos,
electrodomésticos y demás de los nuevos abonados. En consecuencia se requiere
analizar las zonas de mayor crecimiento demográfico con el fin de establecer
alternativas que permitan el funcionamiento normal del sistema. [3][5]
2.3.1.9 Datos históricos
Al obtener la información de los datos históricos de demanda, se pueden establecer
ciertos patrones y tendencias acerca del consumo de los usuarios en determinados
periodos de tiempo. Estos patrones sirven como una referencia preliminar del consumo
de dicho grupo de usuarios y su posible comportamiento en el futuro. [3][5]
12
2.3.2 HORIZONTES DE TIEMPO PARA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Para realizar la proyección de la demanda se puede optar por un horizonte de tiempo
a corto, mediano y largo plazo.
2.3.2.1 Corto plazo
Estimación de la demanda para la hora siguiente con un límite máximo de una semana.
Esta estimación es usada por los operadores encargados del despacho de carga de
las centrales generadoras basándose en registros históricos, específicamente los
consumos diarios relacionados con la curva de demanda. [3][5]
2.3.2.2 Mediano plazo
Es la proyección mensual con un horizonte de tiempo de hasta un año. Esta proyección
se concibe a partir de los históricos de demanda sumado a ello algunas variables tales
como: influencia climática, periodos de estiaje, factores económicos e inclusión de
cargas estacionales. [3][5]
2.3.2.3 Largo Plazo
El análisis tendencial se extiende hasta un período máximo de diez años. Este
pronóstico se lo realiza con el fin de establecer una debida planificación en la
expansión del sistema, como en la edificación de nuevas subestaciones, instalación
de redes de distribución e incluso en la construcción de centros de generación. [3][5]
2.4 MÉTODOS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Para la proyección de demanda en sistemas de distribución se pueden emplear
diferentes métodos basados en estudios estadísticos, análisis de tendencia del
crecimiento poblacional y la diversificación del uso de terrenos e incluso, aplicaciones
desarrolladas con sistemas de inteligencia artificial como redes neuronales artificiales.
Los métodos descritos en las secciones 2.4.1 y 2.4.2, no son utilizados para el
desarrollo del presente trabajo de titulación. Sin embargo, se realiza una breve
descripción de ellos pues son interesantes y tradicionalmente empleados en la
13
proyección de la demanda. El método utilizado en el presente estudio técnico,
corresponde al uso de microáreas explicado en el numeral 2.4.3.
2.4.1 MÉTODOS ESTADÍSTICOS UTILIZANDO REGRESIÓN
El análisis de regresión es importante porque permite establecer la relación cuantitativa
que existe entre una variable y un conjunto de las mismas. Además, se puede realizar
la interpolación entre los valores dados por una función y desarrollar pronósticos de
los datos utilizando como guía la tendencia de la información. [5]
Es así que, existen regresiones simples donde se relaciona una variable dada (variable
independiente) con una variable respuesta (variable dependiente) a través de una
ecuación lineal de primer orden, o tener regresiones donde se tienen varias variables
dependientes e independientes relacionadas entre sí mediante ecuaciones más
complejas. A continuación se muestran algunos ejemplos.
2.4.1.1 Modelo lineal simple
Se basa en encontrar la ecuación de la recta dentro de un grupo de datos dispersos,
relacionados a través de una variable independiente X y una variable dependiente Y.
La expresión del modelo lineal simple está dado por (2.4). [5]
𝑌 = 𝛽0 + 𝛽1𝑋 + 𝜀 (2.4)
Donde:
𝑌: Variable dependiente
𝑋: Variable independiente
𝛽0: Punto en el eje ordenado donde es intersecado por la recta (X=0)
𝛽1: Pendiente de la recta
𝜀 : Componente aleatorio del error
De la ecuación de la recta, los coeficientes 𝛽0 y 𝛽1 se obtienen a través del método de
los mínimos cuadrados, el cual busca reducir la suma de los cuadrados de los errores.
En la Figura 2.3 se muestra un ejemplo del modelo de regresión lineal simple para un
14
grupo de datos dispersos, donde se incluye la ecuación y el coeficiente de
determinación R².
El coeficiente de determinación establece el grado de dispersión de los datos respecto
al modelo, éste coeficiente se encuentra entre 0 y 1. Por lo general, mientras mayor
sea el R2, mejor será el ajuste del modelo a sus datos.
Figura 2.3. Modelo lineal simple [Elaboración propia]
2.4.1.2 Modelo exponencial
En algunas ocasiones los modelos no lineales pueden ser ajustados a modelos
lineales aplicando algunas transformaciones a las variables establecidas. Sin
embargo, se debe prever que la modificación cumpla con la hipótesis sobre la
distribución que siguen los errores. El modelo exponencial se rige por (2.5). [5]
𝑌 = 𝑒𝛽𝑜+𝛽1𝑋+𝜀 (2.5)
Al aplicar el logaritmo natural a ambos lados de la ecuación y reemplazar 𝑙𝑛 𝑌 por z,
se obtiene la ecuación lineal simple (2.6).
𝑧 = 𝛽𝑜 + 𝛽1𝑋 + 𝜀 (2.6)
Donde 𝑧, 𝑋, 𝛽0, 𝛽1 y 𝜀 tienen un significado similar al señalado en (2.4). En la Figura
2.4 se ilustra un ejemplo del modelo de regresión exponencial.
y = 5.3909x - 2.8909R² = 0.9221
0
10
20
30
40
50
60
70
2 3 4 5 8 12 14 18 29 37 45
Eje
Y
Eje X
MODELO LINEAL SIMPLE
Series1
Lineal (Series1)
15
Figura 2.4. Modelo exponencial [Elaboración propia]
2.4.1.3 Modelo potencial
La regresión potencial que se utiliza para la estimación de la demanda eléctrica está
dada por (2.7).
𝑌 = 𝛼𝑋𝜆 (2.7)
Figura 2.5. Modelo potencial [Elaboración propia]
y = 7.2491e0.2014x
R² = 0.9748
0
20
40
60
80
100
120
2 3 4 5 8 12 14 18 29 37 45
Eje
Y
Eje X
MODELO EXPONENCIAL
Series1
Exponencial (Series1)
y = 6.0181x0.8763
R² = 0.9317
0
10
20
30
40
50
60
70
2 3 4 5 8 12 14 18 29 37 45
Eje
Y
Eje X
MODELO POTENCIAL
Series1
Potencial (Series1)
16
La Figura 2.5 muestra la representación gráfica del modelo de regresión potencial. La
linealización se logra aplicando logaritmo natural en ambos lados de (2.7), como se
observa en (2.8). [5]
𝑙𝑛 𝑌 = 𝑙𝑛 𝛼 + 𝜆 𝑙𝑛 𝑋 (2.8)
Reemplazando 𝑙𝑛 𝑌 = 𝑧, 𝑙𝑛 𝑋 = 𝑡, 𝑙𝑛 𝛼 = 𝛽𝑜 y 𝜆 = 𝛽1 se tiene (2.9).
𝑧 = 𝛽𝑜 + 𝛽1𝑡 (2.9)
2.4.1.4 Modelo polinomial
Este modelo permite ajustar de mejor manera la curva de regresión a los datos.
Relaciona la variable dependiente con la independiente mediante una ecuación de
grado 𝑚, descrita en (2.10). [5]
𝑌 = 𝛽0 + 𝛽1𝑋 + 𝛽2𝑋2 + ⋯ + 𝛽𝑚𝑋𝑚 = ∑ 𝛽𝑖𝑋𝑖𝑚
𝑖=0 (2.10)
Para hallar los coeficientes 𝛽𝑚 se puede extender el método de los mínimos cuadrados
acorde al nivel del polinomio que se escoja, dependiendo de ello aumentará la
complejidad matemática del modelo. La Figura 2.6 ilustra un ejemplo del modelo
polinomial. [5]
Figura 2.6. Modelo polinomial [Elaboración propia]
y = -0.0012x4 + 0.0995x3 - 1.0023x2 + 6.4122x + 1.9394R² = 0.9949
0
20
40
60
80
100
120
2 3 4 5 8 12 14 18 29 37 45
Eje
Y
Eje X
MODELO POLINOMIAL
Series1
Polinómica (Series1)
17
2.4.1.5 Modelo logarítmico
Este tipo de regresión es usado cuando la tendencia de los datos indica un rápido
crecimiento para luego estabilizarse. La ecuación que rige al modelo esta expresado
en (2.11). [5]
𝑌 = 𝛼 + 𝛽 𝑙𝑛𝑋 (2.11)
Para linealizar la expresión anterior se utiliza la transformación 𝑡 = 𝑙𝑛 𝑋, así:
𝑌 = 𝛼 + 𝛽 𝑡 (2.12)
El modelo de regresión logarítmico se muestra en la Figura 2.6.
Figura 2.6. Modelo logarítmico [Elaboración propia]
2.4.1.6 Métodos de regresión múltiple
Los métodos de regresión simple utilizan una variable independiente o predictora para
obtener una variable dependiente o respuesta. A pesar de que estos modelos pueden
dar solución a problemas sencillos, muchas veces existen análisis más complejos que
involucran una serie de factores que pueden alterar de sobremanera el resultado final.
El caso de la demanda de energía es un claro ejemplo de esto, ya que el incremento
de la carga se ve influenciada por las características estacionales del clima, los
patrones de consumo de los abonados, los planes de desarrollo zonales, etc. El
modelo de regresión múltiple permite agregar varios de estos factores, ya que
y = 21.217ln(x) - 4.3046R² = 0.7209
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
2 3 4 5 8 12 14 18 29 37 45
Eje
Y
Eje X
MODELO LOGARÍTMICO
Series1
Logarítmica (Series1)
18
relacionan a una variable dependiente con un conjunto de variables independientes
utilizando la siguiente ecuación. [5]
𝑌 = 𝛽0 + 𝛽1𝑋1 + 𝛽2𝑋2 + ⋯ 𝛽𝑛𝑋𝑛 + 𝜀 = 𝛽0 + ∑ 𝛽𝑛𝑋𝑛 + 𝜀𝑛𝑖=1 (2.13)
Donde:
𝑌: Variable dependiente
𝑋1, 𝑋𝑛: Conjunto de variables independientes
𝛽0, 𝛽1, 𝛽𝑛: Coeficientes de la regresión
𝜀: Error que describe los factores omitidos por las variables independientes
2.4.2 MÉTODO USANDO REDES NEURONALES ARTIFICIALES
Este método emula el funcionamiento básico de la neurona biológica. En esencia, se
aplica un conjunto de entradas a la neurona, cada una de las cuales representa una
salida de otra neurona. Éstas entradas se multiplican por su peso o ponderación
correspondiente, análoga al grado de conexión de la sinapsis1. Todas las entradas
ponderadas se suman y se determina el nivel de excitación o activación de la neurona.
[6]
La representación vectorial acerca del funcionamiento básico de una neurona artificial
se indica en la siguiente expresión.
𝑁𝐸𝑇 = �̂� ∗ �̂� (2.14)
Donde la señal de salida 𝑁𝐸𝑇 es el resultado del producto escalar entre el vector de
entrada �̂� y el vector de pesos �̂�. Para efectos prácticos, la señal de salida es
procesada a través de una función de activación F para producir la señal de salida de
la neurona OUT. En la Figura 2.7 se muestra el modelo neuronal artificial junto con la
función de activación. [6]
1 Unión intercelular entre neuronas.
19
Figura 2.7. Modelo neuronal artificial [6]
La función de activación F recibe la información obtenida en 𝑁𝐸𝑇 y la transforma en
un nuevo estado que puede ser continuo ubicado entre -1 y +1 (habitualmente entre 0
y +1) o, un estado discreto de -1 y +1 (habitualmente 0 o +1). [5]
Dependiendo del uso que se quiera dar a este método, se pueden aplicar diferentes
funciones de transferencia (función de activación) que pueden representar en mayor o
menor medida los procesos de la red neuronal artificial. Las funciones de activación
más utilizadas son: [5]
Función escalón: representada por una salida binaria determinista que por lo
general es 0 o 1, como se muestra en la Figura 2.8.
Figura 2.8. Función escalón [Elaboración propia]
Función lineal: entrega directamente el valor procesado por la neurona artificial,
por lo que también es llamada identidad. Esta función se ilustra en la Figura 2.9.
20
Figura 2.9. Función lineal [Elaboración propia]
Función lineal a tramos: considerada como una variante de la función lineal
donde los extremos de la misma se encuentran saturados. Ver Figura 2.10.
Figura 2.10. Función lineal a tramos [Elaboración propia]
Función sigmoidal: definida en un intervalo entre 0 y 1 como límites inferior y
superior, respectivamente, caracterizada por tener una típica forma de “s”. Esta
función se ilustra en la Figura 2.11.
Figura 2.11. Función sigmoidal [Elaboración propia]
Función tangente hiperbólica: similar a la función sigmoidal con la diferencia que
se encuentra definida entre -1 y +1, como se muestra en la Figura 2.12.
21
Figura 2.12. Función tangente hiperbólica [Elaboración propia]
Los métodos que hacen uso de redes neuronales artificiales, a más de acoplarse a
estudios de demanda eléctrica, tienen aplicaciones extendidas en campos tan diversos
como la economía, medicina, telecomunicaciones, robótica, entre otros.
2.4.3 MÉTODO USANDO MICROÁREAS
La microárea es la subdivisión geográfica del área que abarca un sistema de
distribución. La superficie de cada microárea varía dependiendo del grado de
resolución planteado en las predicciones de carga, pero por conveniencia es preferible
utilizar áreas con dimensiones simétricas por ejemplo: 100 m x 100 m, 500 m x 500 m,
1000 m x 1000 m. El conjunto de microáreas forman una cuadrícula que debe cubrir la
totalidad de la red eléctrica existente. [4][5]
El presente proyecto de titulación hace uso del método por microáreas, dado que la
aplicación de éste es de interés en el estudio del crecimiento de la demanda eléctrica
relacionada con el incremento de la población y la actividad comercial a través del uso
del suelo.
Así, este estudio se fundamenta en dos grandes etapas: primero se realiza un
pronóstico espacial del uso del suelo y a continuación la proyección de la demanda
eléctrica.
El uso del suelo por lo general se establece en los planes de ordenamiento territorial
de cada ciudad, planes en los que se definen los principios de desarrollo de ciertas
zonas con el fin de garantizar armonía entre las posibles construcciones que se
puedan dar. Además, garantizan la expansión ordenada de la urbe y la planificación a
22
largo plazo de proyectos que permitan a los ciudadanos contar con todos los servicios
básicos. [5]
Factores espaciales tales como proximidad, entorno y topología del suelo, define el
área disponible para cada clase de usuario (residencial, comercial, industrial, etc.) y el
grado de afinidad que deben tener entre ellos.
Una vez que se cuenta con el pronóstico espacial de la zona (área destinada a cada
usuario) se pueden establecer escenarios de utilización del suelo, es decir,
proyecciones donde la zona se encuentre saturada y no exista posibilidad de
expansión o, estimaciones mínimas que reflejan un bajo crecimiento poblacional y por
ende una pobre explotación de la tierra.
En el caso de la predicción de energía eléctrica, se debe estimar la carga futura
tomando en consideración la información histórica y actual de la demanda, pero con el
fin de determinar la magnitud de la demanda eléctrica en un área específica se
establecen índices de demanda por cada tipo de usuario que se tenga.[5]
El índice de demanda relaciona la demanda eléctrica con la concentración de
construcciones e infraestructura en una superficie definida (por ejemplo una microárea)
[5]. Este índice está dado por la ecuación (2.15).
𝐼𝑘𝑐(𝑡) =
𝐿𝑘𝑐 (𝑡)
𝑎𝑘𝑐 (𝑡)
(2.15)
Donde:
𝐼𝑘𝑐(𝑡): Índice de demanda de la microárea 𝑘, en el año 𝑡, del sector 𝑐. Medido en
[kVA/Ha, kVA/km², kVA/m²].
𝑐: Sectores de consumo (residencial, comercial, industrial, etc.)
𝐿𝑘𝑐 (𝑡) : Demanda eléctrica del sector de consumo 𝑐 (residencial, comercial,
industrial, etc.), al año 𝑡, en la microárea 𝑘. Medido en [kVA]
𝑎𝑘𝑐 (𝑡): Superficie del sector de consumo 𝑐, en la microárea 𝑘, en el año 𝑡.
Expresada en [Ha, km², m²].
23
Si el índice de demanda se lo evalúa para el escenario donde una microárea dada ya
no tiene posibilidad de una expansión constructiva, ya sea esta horizontal o vertical,
se lo considera como un factor de saturación.
Este índice sirve para extrapolar el crecimiento de demanda eléctrica de un sector de
consumo específico en otras microáreas donde el tipo de usuario predominante sea el
mismo. Incluso, esta extrapolación puede ser utilizada en microáreas donde no existen
registros históricos de demanda, asumiendo que tendrán el mismo comportamiento
tendencial de la microárea considerada como saturada. [5]
Además, al crecimiento de demanda eléctrica se debe añadir ciertas particularidades
que pueden suscitarse en la red de estudio, como el crecimiento de la carga por la
implementación masiva de nuevos equipos, la tendencia en el uso local de fuentes de
energía renovables, construcción de grandes proyectos urbanísticos o de movilidad,
etc. El procedimiento detallado de la proyección de la demanda por el método de
microáreas se lo detalla en el Capítulo 3.
2.5 HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES
En el análisis de los sistemas eléctricos de distribución, es importante utilizar
herramientas informáticas que permitan la modelación de sus respectivos
componentes, efectuar simulaciones de flujos de potencia y contingencias que
indiquen el comportamiento del sistema de distribución lo más cercano posible a la
realidad. Además, el sector de distribución presenta una dinámica que se refleja en su
continua expansión y adhesión de nuevos usuarios residenciales, comerciales e
industriales, por lo que es importante actualizar periódicamente la base de datos que
se disponga y detectar posibles inconvenientes relacionados a incrementos de carga.
Inclusive, en algunas herramientas computacionales se cuenta con ciertas
aplicaciones que estiman la situación futura de la red existente mediante la
introducción de coeficientes relacionados principalmente con el incremento de la
demanda eléctrica. En el mercado tecnológico, es posible encontrar varias de estas
24
aplicaciones que facilitan las tareas de seguimiento, manejo y desarrollo de proyectos
relacionados a la red eléctrica.
A continuación, se detallan los programas computacionales que serán de utilidad para
el desarrollo del presente proyecto.
2.5.1 ARCGIS-ARCMAP
El paquete computacional ArcGIS es un conjunto de programas que permiten la
recopilación, edición, diseño y análisis de datos que se encuentran georreferenciados.
Muy utilizados dentro del campo de los Sistemas de Información Geográfica (SIG-GIS),
este producto es desarrollado por la empresa Environmental Systems Research
Institute (ESRI) con sede en California, Estados Unidos de América [7]. La ventana de
trabajo de ArcGIS se muestra en la Figura 2.13.
Los sistemas de información geográfica abarcan diferentes herramientas que incluyen
desde equipos computacionales (hardware y software) hasta personal calificado que
permite la recolección, manejo, estudio y presentación de la información de cierta zona
geográfica con el fin de conformar una base de datos espacial, tomando en cuenta que
es imprescindible contar con un sistema de referencia espacial. [7]
Figura 2.13. Ventana de trabajo ArcGIS-ArcMap
25
La información de la base de datos espacial se puede almacenar en formato tipo
imagen (también llamado raster) o en formato vectorial. El formato raster se encarga
de capturar la información utilizando fotografías digitales, videos, capturas de
imágenes a través de satélites e incluso escaneando el terreno con el fin de crear un
modelo que represente con fidelidad las irregularidades del suelo. [7]
El formato vectorial (shape) es un conjunto de tres archivos que se encuentran
almacenados en directorios especificados por el mismo programa, uno guarda datos
relevantes en una tabla de atributos, otro almacena la distribución geométrica de la
información espacial y el último se encarga de recolectar el índice de los datos
espaciales. [7]
Estas características permiten que este formato sea de fácil visualización, un rápido
despliegue de la información debido al tamaño del archivo y una edición sencilla
resultado de la interfaz amigable que presenta. En la Figura 2.14 se muestra la
arquitectura básica del sistema ArcGIS.
Figura 2.14. Arquitectura básica ArcGIS [7]
26
Para el análisis de la red de distribución planteada en este proyecto, se prevé usar las
herramientas computacionales ArcMap, ArcCatalog y ArcToolbox.
ArcMap permite representar la información espacial a través de tres objetos: puntos,
líneas y polígonos. Éstos en conjunto dan paso a la creación de mapas personalizados
y de tramos de distribución con sus respectivos elementos, que pueden incluir
simbología propia de la red, colores para identificar ramales acorde a sus niveles de
voltaje, establecer relaciones espaciales, entre otras opciones. Además, a cada
elemento se le puede agregar información referente a sus características y funciones,
incluido modificar la base de datos del sistema mediante el manejo de la tabla de
atributos. [7]
ArcCatalog facilita el acceso a la información geográfica, creando conexiones al
directorio propio del programa o añadiendo carpetas que el usuario desee manipular,
en los cuales se guardarán los archivos que se creen con la herramienta ArcMap.
Inclusive se pueden compartir bases de datos que se encuentren en otros servidores,
especialmente si se está trabajando en una red compartida de trabajo. [7]
ArcToolbox es un conjunto de herramientas que permiten realizar un sinnúmero de
tareas como administración de datos, proyecciones y transformaciones geográficas,
creación de grillas, conversión de la información a otro tipo de archivos (por ejemplo:
CAD), etc. Todas ellas incluyen un asistente que guía al usuario en el uso de cada una
de las opciones, incluyendo gráficos y ejemplos fáciles de comprender. [7]
2.5.2 CYME - CYMDIST
Es un programa computacional desarrollado por la empresa EATON CORPORATION.
Esta herramienta se encarga de realizar el análisis de redes eléctricas a nivel de
trasmisión y distribución de energía, incluyendo los sectores industriales. Cuenta con
una serie de aplicaciones que van desde un editor de red, módulos de análisis y
bibliotecas con modelos fáciles de personalizar. [8]
Para el caso de sistemas de distribución, el programa permite realizar el modelo de las
líneas tanto en medio como en bajo voltaje incluyendo los equipos asociados. Además,
27
facilita los estudios de planificación referentes a la capacidad de la red de distribución,
análisis de falla y flujos de potencia. [8]
El editor de red representa la interfaz gráfica que tiene el usuario con el programa, este
tiene la característica de ser flexible y de fácil manejo para la creación de los diagramas
de la red. Contiene una amplia base de datos de equipos donde se incluyen
conductores, transformadores, generadores, capacitores, relés, seccionadores, etc.
Cuenta además con la posibilidad de importar archivos de análisis de sistemas de otros
programas relacionados, lo cual facilita la creación del modelo de red. [8]
El análisis de flujo de potencia se lo puede realizar en redes equilibradas o
desequilibradas, y arroja resultados respecto a valores de voltaje, corriente, potencia,
factor de potencia, pérdidas, cargabilidad, entre otros. Los resultados se muestran en
reportes generados por defecto, sin embargo, se puede crear reportes personalizados
acorde a las necesidades del usuario. [8]
Los resultados de las simulaciones pueden ser exportados en formato Excel, Access,
HTML y XML, incluyendo la posibilidad de representar en la misma red ciertos
resultados de la simulación, por ejemplo: coloreando los tramos sobrecargados y
subcargados. En la Figura 2.15 se muestra la ventana de trabajo del programa
CYMDIST.
Figura 2.15. Ventana de trabajo CYMDIST
28
Al análisis de carga se le suma la opción de distribución de carga, la cual permite
establecer un modelo preciso a partir de la repartición de la demanda en cada
alimentador tomando como referencia la capacidad instalada en transformadores, los
datos de consumo de energía o la carga conectada. [8]
Con el fin de garantizar la seguridad del modelo de red creado, se cuenta con la opción
de simular fallas y calcular las corrientes máximas y mínimas de cortocircuito, con la
posibilidad de determinar las contribuciones de las fuentes, además de evaluar el
efecto sobre el perfil de voltaje de todo el sistema. Los resultados pueden ser utilizados
para diseñar, configurar y seleccionar los dispositivos de interrupción y protección
requeridos en la red.
CYMDIST cuenta con una serie de módulos que pueden o no venir incluidos en el
programa principal, entre estos se encuentran:
Balance de carga.
Ubicación y dimensionamiento óptimo de condensadores.
Análisis predictivo automático de redes.
Herramienta de scripting Python.
Ubicación óptima de reconectadores y reguladores de voltaje.
Evaluación de la confiabilidad.
Análisis armónico y estabilidad transitoria, etc.
Cabe mencionar que CYMDIST cuenta con la capacidad de integrar diferentes
herramientas tecnológicas que incluye los sistemas de información geográfica y los
datos que se recogen del sistema comercial, lo cual lo convierte en una herramienta
muy útil para el estudio y proyección de los sistemas de distribución.
29
CAPITULO III
MODELACIÓN Y PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE COBERTURA DE LA S/E 57
POMASQUI
El Distrito Metropolitano de Quito se encuentra dividido en 8 administraciones zonales,
que a su vez se encuentran conformadas por parroquias, 32 de ellas son urbanas y 33
son consideradas rurales y suburbanas. La subestación 57 Pomasqui al encontrarse
en el extremo norte del distrito se encarga de llevar el suministro en su mayoría a
parroquias consideradas rurales como Pomasqui, San Antonio de Pichincha, Perucho
y Puellaro. Además, su área de servicio se extiende a lo largo de la autopista Manuel
Córdoba Galarza y el sector de Carcelén, cubriendo una superficie aproximada de 241
km². En el Anexo 1 se aprecia la extensión total de la red eléctrica y el área de
cobertura que es alimentada por la subestación.
La Empresa Eléctrica Quito (EEQ), con el fin de satisfacer la creciente demanda de
energía de sus clientes cuenta con 14 puntos de entrega provenientes del Sistema
Nacional de Transmisión SNT, los cuales se detallan a continuación [9]:
En la S/E 37 Santa Rosa están cuatro puntos de entrega, tres a 138 kV y uno a
46 kV.
Dos puntos de entrega en la S/E Vicentina, uno a 138 kV y uno a 46 kV.
En la S/E 23 Conocoto se tiene un punto de entrega a 138 kV.
En la S/E 31 Tababela se tiene un punto de entrega a 138 kV.
En la central térmica Guangopolo II se dispone de un punto adicional a 138/13,2
kV.
Un punto de entrega en la S/E 26 Alangasí de 138/23 kV.
Un punto de entrega en la salida de la línea 69 kV S/E Sto. Domingo – S/E Los
Bancos, alimentado desde una línea de transmisión de aproximadamente 50
km desde la S/E Santo Domingo 69 kV de TRANSELECTRIC.
30
Un punto de entrega temporal en 46 kV con la Central Térmica Guangopolo II
de CELEP EP.
En la S/E 57 Pomasqui se encuentran dos puntos de entrega a 138/23 kV,
ambas en las salidas de la línea que conecta a la S/E Pomasqui de
TRANSELECTRIC con la S/E 57 Pomasqui perteneciente a la EEQ.
El diagrama unifilar de la S/E 57 Pomasqui se muestra en la Figura 3.1.
Figura 3.1. Diagrama unifilar S/E 57 Pomasqui – EEQ Dic.2015 [9]
31
3.1.1 USUARIOS
Los datos obtenidos del sistema de información de la Empresa Eléctrica Quito SDI-
EEQ se detallan en la Tabla 3.1, donde se indica el número de usuarios por sectores
de consumo asociados a la S/E 57 Pomasqui. Además, en la Figura 3.2 se representa
a los sectores de consumo en valores porcentuales.
Tabla 3.1. Clientes S/E 57 Pomasqui
Subestación 57 Pomasqui
Primario Clientes totales Residencial Comercial Industrial Otros
57A 7.301 6.595 477 175 54
57B 9.431 8.439 662 263 67
57C 15.518 13.825 1.316 178 199
57D 6.271 5.695 403 101 72
57E 23.584 21.528 1.276 491 289
57F 8.796 7.802 777 145 72
57G 10.412 9.440 545 310 117
TOTAL 81.313 73.324 5.456 1.663 870
Figura 3.2. Representación porcentual usuarios S/E 57 Pomasqui [Elaboración propia]
Con los datos tabulados, se determina que la subestación 57 Pomasqui cuenta con un
total de 81.313 clientes, de éstos un gran porcentaje son usuarios residenciales
abarcando el 90% del total de clientes, en menor medida le siguen los usuarios
RESIDENCIAL 90%
COMERCIAL7%
INDUSTRIAL 2%
OTROS1%
Usuarios Subestación 57 Pomasqui
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
32
comerciales, industriales y otros con 7%, 2% y 1%, respectivamente. Dentro de esta
zona existe un importante crecimiento de la población, lo cual se ve reflejado en el
elevado número de proyectos residenciales y comerciales situados a lo largo de la Av.
Córdoba Galarza y Panamericana Norte, incluidos los sectores de Pomasqui, Pusuquí,
Unión Nacional, Ciudad Bicentenario, entre otros.
Asociada a la subestación, existen grandes consumidores que tienen convenios y
tarifas especiales con la EEQ, como Industrias Manufactureras BOPP la cual toma
energía del alimentador 57-B y que desde julio de 2007 se convirtió en cliente regular
de la EEQ y PLASTICSACKS que se conecta al primario 57-A. Además, existen otras
cargas industriales distribuidas en el sector de Pomasqui y Carcelén, entre ellas la
ensambladora de autos MARESA, la fábrica textil FABREC, laboratorios
FITOTERAPIA, industrias de refrigeración ALASKA, etc. [9]
3.1.2 AUTOGENERADORES
Dentro del área de cobertura de la subestación 57 Pomasqui se encuentran ubicados
tres autogeneradores, su capacidad y el primario al cual se conectan se detalla en la
Tabla 3.2.
Tabla 3.2. Autogeneradores S/E 57 Pomasqui – [9] [10] [11]
Nombre Primario Asociado
Capacidad [MW]
Ubicación Observaciones
Central Hidroeléctrica Uravía
57G 0,95 Parroquia Guayllabamba
Brinda el servicio eléctrico a la Hacienda San Elías, Hacienda La Clemencia y Plus Hotel.
Central Hidroeléctrica Perlabí
57E 2,70 Sector Jatumpamba parroquia San José de Minas
Beneficiarios del cobro de certificados de carbono. Suministra energía a las industrias IDEAL - ALAMBREC, CONDUIT DEL ECUADOR e INGESA.
33
3.2 ESTUDIO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DE LA S/E 57 POMASQUI
La subestación 57 Pomasqui cuenta con dos transformadores de 20/27/33 MVA, el
primero T1 instalado en el año de 1996 y el segundo T2 opera desde 2007, ambos
reducen el voltaje de 138 kV a 23 kV. Actualmente cuenta con dos bancos de
capacitores de 4,5 MVAr cada uno y 7 alimentadores primarios ADEF-BCG, los cuales
no presentan problemas de regulación de voltaje ya que los transformadores
asociados poseen cambiadores de taps tipo LTC. [9]
3.2.1 DEMANDA MÁXIMA DE LA SUBESTACIÓN
En la Tabla 3.3 se detallan las mediciones de potencia, demanda y cargabilidad
máxima de los dos transformadores de la subestación a abril de 2015.
Tabla 3.3. Cargabilidad transformadores de potencia
Nombre Fecha
Medición Barra Primarios
Potencia [MW]
Factor de
potencia
Demanda [MVA]
Capacidad Transformador
[MVA]
Cargabilidad [%]
POMASQUI_T1 abr. 13, 2015
8:15 PM 57Q BCG 23,68 0,994 23,82 33,00 72,18
POMASQUI_T2 abr. 14, 2015
7:15 PM 57R ADEF 25,41 0,993 25,59 33,00 77,55
Se observa que la cargabilidad máxima del transformador T2 es de 77,55% mientras
que la del transformador T1 es de 72,18%, siendo valores aceptables pero que con el
crecimiento de la demanda se incrementarán, en especial por la influencia del Plan de
Cocción Eficiente.
3.2.2 NIVEL DE VOLTAJE
En la Tabla 3.4 se detalla el voltaje en barras de la subestación a nivel de 22,8 kV.
Tabla 3.4. Nivel de voltaje en barras S/E 57 Pomasqui
Nombre Barra Primarios Voltaje
nominal de barra [kV]
Voltaje medido de línea
[kV]
Voltaje [pu]
POMASQUI_T1 57Q BCG 22,8 23,15 1,016
POMASQUI_T2 57R ADEF 22,8 22,95 1,007
34
La ligera variación del voltaje respecto a su valor nominal se debe a la posición del tap
de cada transformador de la subestación y al capacitor asociado en cada barra.
Asimismo, en la Tabla 3.5 se disponen las mediciones a demanda máxima del voltaje
a la salida de cada alimentador primario.
Tabla 3.5. Nivel de voltaje por primario S/E 57 Pomasqui
Primario
Voltaje de fase medido [kV] Voltaje nominal
de barra [kV]
Voltaje de línea medido
[kV]
Voltaje de línea medido
[%] Fase A Fase B Fase C
57A 13,04 13,04 13,08 22,80 22,61 99,18
57B 13,09 13,12 13,14 22,80 22,72 99,65
57C 13,24 13,29 13,33 22,80 23,01 100,94
57D 13,24 13,27 13,29 22,80 22,98 100,78
57E 13,22 13,23 13,28 22,80 22,94 100,60
57F 13,17 13,20 13,24 22,80 22,87 100,30
57G 13,16 13,14 13,19 22,80 22,79 99,97
Acorde a los estatutos establecidos en la “REGULACIÓN No. CONELEC-004/01”, la
máxima variación de voltaje respecto al valor nominal es de ± 8% en el caso de redes
de medio y bajo voltaje [12]. Por lo tanto, al analizar el voltaje de barra respecto al
voltaje medido de línea de la Tabla 3.4 se observa que, las mediciones se encuentran
dentro del rango señalado y muy próximo al valor nominal.
3.2.3 CARGABILIDAD DE LOS PRIMARIOS
Las mediciones mostradas en la Tabla 3.6 corresponden a las corrientes a demanda
máxima en los troncales de cada alimentador primario. Para determinar el nivel de
cargabilidad de cada primario, se relaciona la corriente promedio (considerando las
tres fases del alimentador) con el valor de corriente en el lado de alto voltaje del
transformador de corriente (TC).
Los TC de las protecciones asociadas a cada alimentador se calibran a un valor inferior
de corriente respecto a la capacidad máxima de conducción del conductor, con el fin
de que los límites térmicos del cable no afecten la vida útil del mismo. Sin embargo,
ante contingencias en el sistema eléctrico se puede incrementar la relación del TC
35
hasta que las perturbaciones se hayan despejado. En el caso de la subestación 57
Pomasqui, cada primario cuenta con un TC de relación 300/5.
Tabla 3.6. Cargabilidad por primario S/E 57 Pomasqui
Nombre subestación
Primario Tipo conductor Capacidad conductor
[A] RTC
Corriente por fase medido [A]
Corriente promedio
[A]
Cargabilidad [%]
Fase A Fase B Fase C
Pomasqui
57A 3P_25kV.250.Cu 440,00 300/5 237,74 225,68 214,23 225,89 75,30
57B 3P_25kV.250.Cu 440,00 300/5 218,00 222,18 235,55 225,24 75,08
57C 3P_25kV.250.Cu 440,00 300/5 228,74 237,11 221,98 229,28 76,43
57D 3P_25kV.250.Cu 440,00 300/5 94,62 89,76 97,60 93,99 31,33
57E 3P_25kV.700.Cu 774,00 300/5 245,40 241,99 259,82 249,07 83,02
57F 3P_25kV.250.Cu 440,00 300/5 143,28 180,71 153,59 159,19 53,06
57G 3P_25kV.700.Cu 774,00 300/5 232,25 258,30 271,61 254,05 84,68
Tomando en cuenta los procedimientos de gestión de la calidad de la EEQ, para
garantizar la confiabilidad en la distribución de potencia se considera que un
alimentador presenta niveles ideales de funcionamiento cuando su nivel de
cargabilidad es menor al 60%. La operación es aceptable si la cargabilidad se ubica
entre el 60% y 80% y, se debe prever posibles inconvenientes cuando se rebasa el
80%.
Los alimentadores 57D y 57F presentan niveles de cargabilidad inferiores al 60%, los
primarios 57A, 57B y 57C tienen cargabilidades comprendidas entre el 60% y 80%, y
los alimentadores 57G y 57E sobrepasan el 80%.
3.2.4 DEMANDAS NO COINCIDENTES
Conociendo las mediciones de corrientes y voltajes no coincidentes de cada
alimentador detallados en las Tablas 3.5 y 3.6, se puede hallar las demandas máximas
no coincidentes por fase para cada uno de ellos. Los datos analizados se resumen en
la Tabla 3.7.
36
Tabla 3.7. Demandas no coincidentes S/E 57 Pomasqui
Primario Fecha Medición Factor de potencia
Potencia Total [kW]
Demandas máximas no coincidentes [kVA]
Fase A Fase B Fase C
57 A abr. 21, 2015 8:30 PM 0,957 8.482,23 3.101,17 2.942,53 2.803,00
57 B abr. 22, 2015 8:15 PM 0,967 8.583,64 2.853,49 2.915,18 3.095,93
57 C abr. 26, 2015 8:15 PM 0,961 8.796,89 3.028,99 3.151,71 2.958,43
57 D abr. 7, 2015 8:30 PM 0,963 3.609,83 1.253,06 1.190,65 1.297,10
57 E abr. 14, 2015 8:15 PM 0,975 9.664,55 3.243,43 3.202,01 3.450,02
57 F abr. 18, 2015 8:45 PM 0,969 6.122,33 1.887,48 2.384,63 2.033,83
57 G abr. 16, 2015 4:00 PM 0,947 9.513,51 3.055,60 3.393,15 3.581,57
3.2.5 DEMANDAS COINCIDENTES CON EL SISTEMA DE LA EEQ
Acorde a información recabada en el Departamento de Planificación, se establece la
demanda máxima coincidente de la subestación utilizando el pico de demanda del
sistema de la Empresa Eléctrica Quito a abril de 2015. Los datos de hora, fecha y
demanda coincidente por primario se muestran en la Tabla 3.8.
Tabla 3.8. Demandas máximas coincidentes S/E 57 Pomasqui
Primario Fecha Medición Factor de potencia
Potencia Total [kW]
Demandas máximas coincidentes [kVA]
Fase A Fase B Fase C
57 A abr. 7, 2015 8:00 PM 0,955 7.897,89 2.891,02 2.756,27 2.609,77
57 B abr. 7, 2015 8:00 PM 0,966 8.186,31 2.721,77 2.783,30 2.956,65
57 C abr. 7, 2015 8:00 PM 0,964 7.987,98 2.750,82 2.815,23 2.706,96
57 D abr. 7, 2015 8:00 PM 0,963 3.548,48 1.243,54 1.164,67 1.265,32
57 E abr. 7, 2015 8:00 PM 0,979 8.888,32 2.915,44 2.912,77 3.233,14
57 F abr. 7, 2015 8:00 PM 0,971 4.311,60 1.272,88 1.770,91 1.386,58
57 G abr. 7, 2015 8:00 PM 0,969 6.475,76 1.929,06 2.040,03 2.701,83
3.2.6 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
La cargabilidad de los transformadores de distribución se obtiene a partir de la
simulación de la red de la subestación 57 Pomasqui, de la base de datos de la EEQ
modelado en CYMDIST.
37
La subestación 57 Pomasqui alimenta alrededor de 3000 trasformadores de
distribución, repartidos entre sus 7 alimentadores primarios como lo detalla la Tabla
3.9. Aproximadamente el 42% de los transformadores se encuentran concentrados en
el primario 57E, mientras que en el resto de alimentadores su distribución porcentual
es similar.
Tabla 3.9. Transformadores de distribución S/E 57 Pomasqui
Alimentador Número de transformadores
distribución Porcentaje
57A 256 8%
57B 314 10%
57C 299 10%
57D 282 9%
57E 1266 42%
57F 194 6%
57G 406 13%
Total 3017 100%
Para el escenario de demanda máxima no coincidente, simulado a una hora y fecha
específica, se tiene un transformador de distribución que reporta una condición de
sobrecarga el cual se detalla en la Tabla 3.10. Del resto de transformadores de
distribución, 6 presentan cargabilidades entre el 86% y 51%; y los demás tienen
cargabilidades inferiores al 50%.
Tabla 3.10. Transformadores sobrecargados demanda máxima no coincidente
Microárea Primario Fecha
medición Id equipo
Nombre del tramo2
Capacidad nominal
[kVA]
Potencia [kVA]
Cargabilidad [%]
Factor de potencia
NE0415 57C abr. 26,
2015 8:15 PM
3B50V_22.8 102201MA 50 62 123,30 0,953
2 Nombre del tramo de red asociado al transformador de distribución, modelado en CYMDIST de la base de datos de la EEQ.
38
Para el escenario de demanda máxima coincidente, simulado a una hora y fecha
específica, nuevamente se reporta un transformador de distribución en condición de
sobrecarga el cual se detalla en la Tabla 3.11. De los transformadores de distribución
restantes, 4 presentan cargabilidades entre el 81% y 52%; y los demás tienen
cargabilidades inferiores al 51%.
Tabla 3.11. Transformadores sobrecargados demanda máxima coincidente
Microárea Primario Fecha
medición Id equipo
Nombre del tramo
Capacidad nominal
[kVA]
Potencia [kVA]
Cargabilidad [%]
Factor de
potencia
NE0415 57C abr. 7, 2015
8:00 PM 3B50V_22.8 102201MA 50 57 114,00 0,957
El análisis de cargabilidad de los transformadores de distribución indica que gran parte
de los equipos instalados en la red se encuentran sobredimensionados y
consecuentemente, esto acrecienta las pérdidas económicas.
3.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
3.3.1 ELABORACIÓN DE MICROÁREAS
Con el fin de establecer un sistema normalizado en la implementación de microáreas
sobre el sistema de distribución, la EEQ ha definido la metodología que permite dividir
el área de concesión en cuadriculas de 1 kilómetro cuadrado y 250 x 250 m para áreas
consideradas urbanas. Además, para la ubicación y delimitación de las áreas de
estudio, se utiliza una nomenclatura universal sencilla y fácil de interpretar. [13]
Primero, se define el área particular de estudio que en el caso del presente trabajo
ocupa la zona de influencia de la subestación 57 Pomasqui. A continuación, se debe
establecer un punto de origen a partir del cual se va a realizar el reticulado.
3.3.1.1 Punto de origen
Para fijar un sistema de coordenadas, se utiliza el plano de la ciudad de Quito
proporcionado por el Instituto Geográfico Militar, en el cual se ubica el punto central de
39
la ciudad y consecuentemente las coordenadas de origen. En la Figura 3.3 se señala
el punto cero de los ejes. [13]
Figura 3.3. Ejes de referencia [13]
Se observa que el punto a partir del cual se va a graficar los ejes coordenados se
encuentran en el centro histórico de Quito, en el centro comercial artesanal Plaza
Arenas. Desde este sitio, se extiende los ejes norte, sur, este y oeste hasta los límites
del área de cobertura de la EEQ. Con el sistema de coordenadas planteado, se traza
una red de cuadrículas de 1 kilómetro cuadrado que ocupe la totalidad de la zona de
influencia de la subestación 57 Pomasqui.
También se sobrepone un mallado con áreas de 250 x 250 m, especialmente en los
sectores donde existe una alta densidad poblacional, pero debido a que la superficie
a estudiar es extensa y la información a manejar elevada, se escoge un estudio
uniforme y homogéneo con microáreas de 1 kilómetro cuadrado. En la Figura 3.4 se
observa un bosquejo de las redes de 1 kilómetro cuadrado y de 250 x 250 m.
40
Figura 3.4. Microáreas sobre la zona de influencia S/E 57 Pomasqui [Elaboración propia]
Para el presente estudio, en el área de cobertura de la subestación 57 Pomasqui se
establecen 252 microáreas de 1 kilómetro cuadrado.
3.3.1.2 Nomenclatura
Tomando como base los ejes cartesianos y conociendo un punto de origen, se
establecen cuatro cuadrantes geográficos: NE, SE, NO y SO. Además se ubica la
numeración (por cada kilómetro) a lo largo de los ejes Y y X, por lo que cada microárea
quedará definida por dos letras correspondientes al cuadrante respectivo, y dos
números dados por la ubicación respecto al eje X y eje Y [13]. Por ejemplo:
NE0106: Cuadrante Noreste, eje X= 01, eje Y=06.
NO0205: Cuadrante Noroeste, eje X=02, eje Y=05.
SE0801: Cuadrante Sureste, eje X=08, eje Y=01.
SO1207: Cuadrante Suroeste, eje X=12, eje Y=07.
En la Figura 3.5 se muestra un ejemplo de la nomenclatura aplicada en la cuadrícula.
41
Figura 3.5. Nomenclatura de microáreas de 1 km² [13]
3.3.1.3 Asignación de equipos usando CYMDIST
Para graficar la cuadrícula y su respectiva nomenclatura se utiliza el programa de
diseño digital AutoCAD, empleando como base un archivo que contiene información
concerniente a los planos de la ciudad, división de lotes y calles, red primaria de
distribución, red secundaria de distribución, límites del área de concesión y una serie
de datos organizados en capas.
Para asignar la microárea adecuada a los equipos previamente modelados en la base
de datos de CYMDIST3, se procede a importar el archivo de AutoCAD que contiene el
mallado. Éste se superpone a la red que se encuentra activa y permite usarla como
plantilla en el momento de situar manualmente los transformadores de distribución en
cada zona. Esto se puede observar en la Figura 3.6.
3 La versión actual con la que cuenta el Departamento de Planificación Técnica de la EEQ es CYMDIST 24.1
42
Figura 3.6. Microáreas superpuestas en la base de datos CYMDIST
3.3.2 CURVA LOGÍSTICA
Los análisis de proyección de la demanda abarcan una serie de métodos estadísticos
que pueden ser ajustados acorde a la información que se tenga disponible, como
registros históricos o mediciones de energía. Para el desarrollo de este proyecto se
utiliza la función logística o curva logística, muy utilizada en modelos de crecimiento
poblacional, la cual refleja el comportamiento característico de la demanda [14][15].En
la Figura 3.7 se muestra en detalle la curva logística.
Figura 3.7. Curva Logística [15]
43
La curva presenta dos zonas definidas, la primera donde se observa como el
crecimiento poblacional tiende a ser lento en sus inicios para posteriormente
incrementarse rápidamente y luego al final de su ciclo buscar un valor estable. En la
segunda zona se nota que la curva toma un valor que permanece prácticamente
constante a lo largo del tiempo. Esta zona de saturación, donde no existirá un
incremento de usuarios por los límites constructivos, será la que se va utilizar para
obtener la proyección de la demanda. [15]
Para el área de interés, el estudio de la proyección de la demanda considera dos
grandes etapas: la primera relacionada con la determinación de la demanda máxima
que se tiene en cada microárea, y la segunda enfocada en la estimación del área
habilitada de construcción de cada zona, basándose en el Plan de Uso y Ocupación
del Suelo (PUOS) dictado en el Plan Metropolitano de Ordenamiento Territorial
(PMOT) de la ciudad de Quito.
Los resultados obtenidos en estas dos etapas se utilizarán, en combinación con la
curva logística, para realizar la proyección de la demanda al año 2018.
3.3.3 DEMANDA ACTUAL POR MICROÁREA
Con el fin de evaluar la operación actual de la subestación 57 Pomasqui, se debe
realizar una distribución de la carga a partir de la cabecera de cada primario y
posteriormente ejecutar un flujo de potencia con el cual se obtendrá las demandas por
cuadrícula, todo esto con ayuda del programa CYMDIST. Los datos para realizar
dichas simulaciones son obtenidos desde la página del sistema de la información SDI
- EEQ. La Figura 3.8 muestra la página consultada.
44
Figura 3.8. Intranet SDI-EEQ [16]
Para el presente trabajo, se utiliza la información tomada en el mes de abril de 2015
(mes anterior al inicio de este proyecto), tanto para las condiciones de demanda no
coincidente de cada alimentador como para la demanda máxima coincidente con el
sistema de la EEQ. Los datos a ingresar en CYMDIST para demanda no coincidente
y demanda máxima coincidente se detallan en la Tabla 3.12 y Tabla 3.13,
respectivamente.
Con el fin de establecer la tendencia de la demanda en la zona de Pomasqui, es
necesario contar con la información de demanda de los años precedentes a la fecha
de inicio del presente proyecto, sin embargo, la migración entre los sistemas
informáticos dificulta la obtención y la veracidad de los datos, por lo que en el Anexo 2
se incluye únicamente la información con corte a diciembre del año 2013 y 2014.
45
Tabla 3.12. Datos para simulación demanda no coincidente
Primario Fecha Medición Factor
de potencia
Potencia Total [kW]
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
57 A abr. 21, 2015 8:30 PM 0,957 8.482,23 3.101,17 2.942,53 2.803,00
57 B abr. 22, 2015 8:15 PM 0,967 8.583,64 2.853,49 2.915,18 3.095,93
57 C abr. 26, 2015 8:15 PM 0,961 8.796,89 3.028,99 3.151,71 2.958,43
57 D abr. 7, 2015 8:30 PM 0,963 3.609,83 1.253,06 1.190,65 1.297,10
57 E abr. 14, 2015 8:15 PM 0,975 9.664,55 3.243,43 3.202,01 3.450,02
57 F abr. 18, 2015 8:45 PM 0,969 6.122,33 1.887,48 2.384,63 2.033,83
57 G abr. 16, 2015 4:00 PM 0,947 9.513,51 3.055,60 3.393,15 3.581,57
Tabla 3.13. Datos para simulación demanda máxima coincidente
Primario Fecha Medición Factor
de potencia
Potencia Total [kW]
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
57 A abr. 7, 2015 8:00 PM 0,955 7.897,89 2.891,02 2.756,27 2.609,77
57 B abr. 7, 2015 8:00 PM 0,966 8.186,31 2.721,77 2.783,30 2.956,65
57 C abr. 7, 2015 8:00 PM 0,964 7.987,98 2.750,82 2.815,23 2.706,96
57 D abr. 7, 2015 8:00 PM 0,963 3.548,48 1.243,54 1.164,67 1.265,32
57 E abr. 7, 2015 8:00 PM 0,979 8.888,32 2.915,44 2.912,77 3.233,14
57 F abr. 7, 2015 8:00 PM 0,971 4.311,60 1.272,88 1.770,91 1.386,58
57 G abr. 7, 2015 8:00 PM 0,969 6.475,76 1.929,06 2.040,03 2.701,83
Con la información de la demanda no coincidente y demanda coincidente se puede
establecer el factor de diversidad y el factor de coincidencia, ya que el primero es
aplicado como un criterio fundamental para que el diseño del sistema de distribución
sea el más económico acorde al nivel de distribución donde se aplique, mientras el
segundo corrige la demanda máxima y facilita la elección adecuada de cables y
transformadores. Por lo que la simulación de los dos escenarios sirve como guía para
la planeación adecuada del sistema. [2]
3.3.3.1 Distribución de carga
El programa CYMDIST permite realizar una distribución de carga en cada alimentador
primario, esta función logra ajustar la carga conectada con el fin de que corresponda
con las mediciones de demanda. Para ello, se cuenta con cuatro métodos de
distribución que vienen integrados por defecto en el programa [8]. Así:
46
a) kWh conectados: permite dividir las mediciones de demanda a las cargas
conectadas proporcionalmente al consumo de energía que se tenga en cada
una de ellas.
b) REA: el método de la Electrificación Rural Americana reparte las mediciones de
demanda a las cargas, en base al número y tipo de consumidor.
c) kVA real: la demanda medida se distribuye equitativamente tomando en cuenta
los kVAs definidos para cada carga.
d) kVA conectados: la distribución de carga divide la demanda medida
proporcionalmente a la capacidad de cada transformador asociado, esto se
puede regular usando factores de utilización.
Para los estudios a realizarse el método utilizado son los kVA conectados, ya que éste
se adecúa a la información con la que se cuenta en la base de datos utilizada para la
simulación de la situación actual de la red. Definido este parámetro se seleccionada el
alimentador y se procede a ingresar los valores de demanda por fase y su respectivo
factor de potencia, detallados en las Tablas 3.12 y 3.13. En la Figura 3.9 se muestra
el cuadro en el cual se ingresan las mediciones y se ejecuta el programa.
Figura 3.9. Ventana de distribución de carga CYMDIST
47
3.3.3.2 Simulación y resultados
Luego de ingresar la información necesaria para la distribución de carga, se efectúa
un análisis de flujo de potencia y se obtienen los resultados a través de los reportes
generados. En la Tabla 3.14 se detalla un ejemplo del resultado de la simulación; los
resultados completos de las demandas por microárea para los casos de demanda no
coincidente y demanda máxima coincidente se detallan en el Anexo 3 y Anexo 4,
respectivamente.
Tabla 3.14. Demanda total dentro de cada microárea
Microárea Número de
transformadores Demanda total
[kVA]
NE0213 1 8
NE0214 2 39
NE0314 8 244
NE0315 1 3
NE0316 1 22
3.3.4 PLAN DE USO Y OCUPACIÓN DEL SUELO
El Plan Metropolitano de Ordenamiento Territorial de Quito (PMOT) define estrategias
que permiten un desarrollo ordenado de la ciudad delimitando los asentamientos
humanos, las actividades comerciales y el manejo adecuado de los recursos naturales
existentes en cada zona, esto contemplado dentro de la Ordenanza Metropolitana
0171. El instrumento de acción del PMOT es el Plan de Uso y Ocupación del Suelo
(PUOS), el cual define el porcentaje habitable de suelo, la altura y volumen de las
edificaciones en función de coeficientes de ocupación, además de establecer normas
para habilitación de las áreas, análisis de compatibilidad e incluso dimensionamiento
de vías. [17]
El ordenamiento jurídico metropolitano reconoce los siguientes usos de suelo [17]:
Agrícola residencial: son aquellas viviendas que comparten terreno con
actividades agrícolas, pecuarias, forestales y piscícolas.
Comercial y de servicios: locales que ofertan bienes o servicios desde un nivel
barrial hasta un nivel de ciudad y metropolitano.
48
Equipamiento: edificaciones de servicios sociales y de servicios públicos que
abarcan desde un nivel barrial hasta un nivel metropolitano.
Industrial: áreas destinadas a la manufactura de productos, pueden ser
identificadas como de bajo impacto, mediano impacto, alto impacto y alto riesgo.
Múltiple: presenta diferentes usos de carácter zonal y de ciudad.
Preservación patrimonial: obras destinadas a la protección y mantenimiento del
patrimonio cultural.
Protección ecológica: zonas en las cuales las construcciones son nulas o muy
limitadas.
Recursos naturales no renovables (RNNR): actividades relacionadas en el
campo minero.
Recursos naturales renovables (RNR): actividades relacionadas en el campo
agropecuario, forestal y piscícola.
Residencial: zonas reservadas a suplir las necesidades de vivienda de los
habitantes, en la cual puede existir comercios y servicios de nivel barrial,
sectorial o zonal.
La asignación del uso de suelo en el área de influencia de la subestación 57 Pomasqui
se observa con mayor detalle en el Anexo 5. Acorde a la información obtenida, se
determinan seis tipos de uso de suelo predominante en el área de estudio: agrícola
residencial, equipamiento, industrial, protección ecológica, residencial y recursos
naturales renovables.
3.3.4.1 Área total de construcción habilitada
Definida la zonificación del área bajo estudio, el siguiente paso es delimitar el uso de
suelo en función de cada microárea para lo cual se utiliza el sistema de información
geográfica ArcGIS-ArcMap. En primera instancia, el documento de AutoCAD que
contiene las microáreas y su nomenclatura es importado a la ventana de trabajo de
ArcMap, en donde utilizando las herramientas de dicho programa se lo convierte en un
archivo tipo vectorial (shape). Éste contiene la localización geográfica de cada
49
microárea pero no su nombre respectivo, por lo que la designación de cada una se lo
hace en forma manual.
En la misma ventana de trabajo se agrega el archivo tipo vectorial (shape) que contiene
la clasificación del suelo del Distrito Metropolitano de Quito, este documento es
proporcionado por el Departamento de Distribución de la EEQ. Una vez que se dispone
de los dos archivos, se los superpone utilizando las herramientas con las que cuenta
el programa. Un ejemplo del resultado final se muestra en la Figura 3.10.
Figura 3.10. Uso de suelo por microárea
Para determinar el área habilitada por microárea, a cada tipo de suelo se lo debe
multiplicar por el respectivo Coeficiente de Ocupación del Suelo (COS), asignado en
la zonificación para edificación y habilitación del suelo del PUOS, adjunto en el Anexo
6. En base a ésta información se determina la superficie que abarca cada uso de suelo
en dicha zona y su respectiva incidencia porcentual en la microárea.
50
Finalmente, para establecer el área neta habilitada se debe restar al área habilitada de
cada microárea la superficie ocupada por las vías. Para simplificar éste cálculo se
procede de la siguiente manera:
Primero, se seleccionan de manera arbitraria tres microáreas con una alta
presencia de vías.
Después, se procede a calcular el área de las calles y avenidas de cada
microárea.
A continuación, se determina el valor porcentual de las vías respecto a la
superficie total de la microárea.
En último lugar, con los valores porcentuales correspondientes a las vías de
cada microárea se calcula un porcentaje promedio, el cual es usado como
referencia para el resto de microáreas.
Para el presente estudio se establece que el área habilitada de cada microárea se
reduce un 15%, cifra correspondiente a la superficie ocupada por calles y avenidas.
Hay que señalar que debido a las condiciones dadas por el uso del suelo de la zona,
se desistió de incluir la altura máxima de las edificaciones. En la Tabla 3.15 se detalla
un ejemplo del cálculo del área neta habilitada, la información correspondiente se
encuentra detallado en el Anexo 7.
En total, el área de influencia de la S/E 57 Pomasqui está cubierta por 240 microáreas
de las cuales 20 se catalogan como de uso agrícola residencial, 11 corresponden a
equipamiento, 4 definidas como uso industrial, 9 zonas de protección ecológica, 83
con uso predominante residencial y 113 definidas como recursos naturales renovables.
51
Tabla 3.15. Cálculo del área neta habilitada por microárea
Microárea Uso vigente Zonificación4 Área total
[m²] COS4 [%]
Área total x COS [m²]
Incidencia [%]
Área habilitada
[m²]
Área neta habilitada
[m²]
Demanda5 [kVA]
Uso predominante
NE0721
Agrícola Resid. A1002-35(VU) 8.290,34 35,00 2.901,62 1,07
271.913,29 223.126,296 773 Residencial
Equipamiento A603-35 93.042,94 35,00 32.565,03 11,98
Equipamiento A1002-35 9.235,55 35,00 3.232,44 1,19
Equipamiento ZC 3.617,04 2,00 72,34 0,03
Prot. ecológica PQ 173.430,60 0,00 0,00 0,00
Residencial 1 A603-35 663.661,98 35,00 232.281,69 85,42
Residencial 1 V 1.791,83 2,00 35,84 0,01
RNR A25002-1.5 54.955,31 1,50 824,33 0,30
4 Zonificación y COS detallados en el Anexo 6. 5 Demanda obtenida de la simulación al año 2015
52
3.3.4.2 Análisis de microáreas saturadas
La proyección de la demanda eléctrica en las microáreas no saturadas se lo hace en
función de factores de saturación calculados a partir de la información de las
microáreas saturadas, es decir, microáreas donde se considera que no va a existir un
aumento de la demanda. Para ello, se analizan ciertas situaciones particulares de cada
zona como el tipo de uso de suelo predominante (agrícola residencial, equipamiento,
industrial, protección ecológica, residencial o recursos naturales renovables), el
espacio disponible para nuevas construcciones y los resultados estadísticos
provenientes de las simulaciones.
Una vez que se identifica la microárea saturada se debe determinar el factor de
saturación, el cual resulta de la relación entre el área neta habilitada de la microárea
saturada con la demanda eléctrica existente en la misma, la expresión viene dada en
[kVA/m²].
En la Tabla 3.16 se definen los factores de saturación para la demanda máxima no
coincidente y demanda máxima coincidente según el tipo de uso de suelo, un mayor
detalle de esta tabla se muestra en el Anexo 8.
Tabla 3.16. Factores de saturación por tipo de uso de suelo
Demanda máxima no coincidente Demanda máxima coincidente
Uso vigente Demanda saturada
[kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
Uso vigente Demanda saturada
[kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
Residencial 2.301,00 0,0058912 Residencial 1.818,00 0,0045924
Industrial 315,00 0,0006679 Industrial 287,00 0,0006085
Agrícola Residencial 125,00 0,0005382 Agrícola Residencial 82,00 0,0003530
Equipamiento 18,00 0,0021675 Equipamiento 14,00 0,0016859
Protección Ecológica 15,00 0,0026068 Protección Ecológica 10,00 0,0017379
RNR 312,33 0,0439435 RNR 288,00 0,0405096
3.3.5 INCIDENCIA DEL PLAN DE COCCIÓN EFICIENTE (PEC)
El PEC busca reemplazar el uso de Gas Licuado de Petróleo (GLP) por electricidad
para la cocción y calentamiento de agua en el sector residencial, aprovechando los
diferentes proyectos de generación de energía a partir de fuentes limpias y renovables.
53
Para ello, el gobierno nacional ha planificado la eliminación del subsidio a la tarifa del
gas doméstico; y la implementación de cocinas de inducción y sistemas eléctricos de
calentamiento de agua en los hogares de los abonados residenciales, quienes
dispondrán de un incentivo tarifario hasta el año 2018. [9]
El ingreso de éste tipo de cargas representa un incremento adicional de la demanda
eléctrica que debe ser incorporada a la proyección de cada microárea que cuente con
algún usuario residencial.
Acorde a estimaciones de población, pronósticos de demanda y la tendencia actual en
las solicitudes para la adquisición de cocinas de inducción, se espera que el plan tenga
una cobertura final superior al 80% del total de los abonados residenciales. [15][4]
Además, se conoce que las cocinas de inducción tienen potencias desde los 3,5 kW
(sin horno) hasta los 6,8 kW (con horno), que en base al National Electrical Code6
(NEC) en su tabla 220.55 (Ver Anexo 9) establece un factor de demanda de 80%. Por
lo que la demanda individual de cada cocina es de 2,8 kW y 5,4 kW, respectivamente.
Para el análisis de la demanda adicional por microárea se escoge como base la cocina
de 3,5 kW con una demanda individual de 2,8 kW. [15] [4]
Al mismo tiempo, es preciso establecer el factor de coincidencia que se tendrá en cada
microárea acorde al número de usuarios residenciales. Para ello, se utiliza la
información tomada del libro Distribution Systems de Westinghouse7 que se muestra
en el Anexo 9, en el cual se observa una gráfica con curvas de demanda diversificada
para algunos equipos. Para el caso de las cocinas de inducción se utiliza la curva
“Ranges”. [15] [4]
Finalmente, la demanda adicional por concepto de cocinas de inducción se obtiene al
multiplicar la demanda individual de la cocina seleccionada (2,8 kW) por el número de
cocinas, y por el factor de coincidencia. A continuación se muestra un ejemplo de
cálculo.
6 National Fire Protection Association, National Electrical Code, Massachusetts, 2011. 7 Westinghouse, “Electric Utility Engineering Reference Book: Distribution Systems”, Westinghouse, Pennsylvania, 1965.
54
Datos:
Nombre microárea: NE0721
Usuarios residenciales: 1.558
Ya que se espera que un 80% de los usuarios tenga cocina de inducción, con (3.1) se
obtiene el número de usuarios reales:
𝑈𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑈𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 ∗ 0,8 (3.1)
𝑈𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑒𝑠 = 1.558 ∗ 0,8 = 1.246
𝑈𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑅𝑒𝑎𝑙𝑒𝑠 = 1.246
El cálculo del factor de coincidencia se lo realiza tomando en cuenta la demanda
diversificada del número de usuarios residenciales de cada microárea, en este caso
1246 usuarios, dividido para la demanda máxima diversificada de un usuario, que del
Anexo 8 se observa que es igual a 0,8 kW y 3,7 kW respectivamente. La ecuación 3.2
muestra el procedimiento:
𝑓𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑛 𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠
𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 1 𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 (3.2)
𝑓𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 =0,8
3,7
𝑓𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = 0,2162
Para calcular la demanda por cocinas de inducción (𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝐶𝐼) se emplea (3.3).
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝐶𝐼 = 𝐷. 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 𝑥 𝑈𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑥 𝑓𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (3.3)
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝐶𝐼 = 2,8 𝑘𝑊 𝑥 1.246 𝑥 0,2162
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝐶𝐼 = 754,41 𝑘𝑊
En el Anexo 10 se detalla el número de usuarios residenciales y la demanda eléctrica
referente a la inclusión de las cocinas de inducción en cada microárea.
55
3.3.6 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR MICROÁREA
Para realizar la proyección de la demanda, se toma el área neta habilitada de cada
microárea y se multiplica por el factor de saturación correspondiente al tipo de uso de
suelo predominante. [4]
La información correspondiente a los factores de saturación se encuentra en la Tabla
3.16, mientras que el área neta habilitada por microárea se detalla en el Anexo 7.
A continuación, a modo de ejemplo se desarrolla el proceso mencionado para el
escenario de demanda no coincidente usando la información de la Tabla 3.17. El
mismo proceso se replica para el escenario de demanda coincidente.
Tabla 3.17. Datos para realizar la proyección de la demanda por microárea
Microárea NE0721
Uso vigente Residencial
Demanda actual [kVA] 773
Área neta habilitada [m²] 223.126,296
Al tratarse de una microárea donde la predominancia de uso de suelo es residencial,
se utiliza el factor de saturación respectivo, expresado en (3.4).
𝑓𝑠𝑅𝑒𝑠𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 = 0,00589121 𝑘𝑉𝐴
𝑚2 (3.4)
La demanda de saturación estará determinada con (3.5).
𝐷𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑛𝑒𝑡𝑎 ℎ𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑥 𝑓𝑠𝑅𝑒𝑠𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 (3.5)
𝐷𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 223.126,296 𝑚2 𝑥 0,00589121 𝑘𝑉𝐴
𝑚2
𝐷𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 1.314,483 𝑘𝑉𝐴
Para obtener la demanda proyectada total, se suma la demanda de saturación con la
demanda de las cocinas de inducción, como se muestra en (3.6).
56
Hay que señalar que para obtener la demanda adicional por cocinas de inducción,
primero se debe calcular la demanda de saturación y en base a este valor estimar el
número de usuarios residenciales futuros.
Tomando como ejemplo la microárea NE0721, se conoce que actualmente cuenta con
916 usuarios residenciales con una demanda de 773 kVA. Al conocer que el resultado
de la proyección de la demanda de saturación es 1.314,483 kVA, se puede relacionar
que los usuarios residenciales crecen proporcionalmente, alcanzando un valor de
1.558 abonados.
Para reducir errores en la proyección, el crecimiento proporcional de los usuarios solo
se lo realiza en aquellas zonas donde el tipo de uso del suelo es predominantemente
residencial.
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐷𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 + 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝐶𝐼 (3.6)
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1.314,483 + 754,41
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 2.068,89 𝑘𝑉𝐴
La proyección final de cada microárea se encuentra en el Anexo 11 y en el Anexo 12.
3.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2018
Como se mencionó en los numerales anteriores, la curva logística que se emplea como
base del estudio tiene dos zonas diferenciadas, la demanda proyectada total en
función del uso máximo del área neta habilitada por cada microárea se encuentra en
la zona de saturación.
Como se desea conocer la demanda eléctrica para el año 2018, es preciso considerar
un modelo matemático que describa el comportamiento de la curva de la zona en
proceso de saturación.
De esta manera, tomando en consideración la superficie que abarca cada microárea
(1 km cuadrado) y la amplia capacidad para nuevas construcciones, este trabajo
plantea que las microáreas consideradas como residenciales e industriales lleguen a
57
saturarse en el año 2035 (en un plazo de 21 años tomando como año cero el 2014),
para las áreas establecidas como RNR, agrícola residencial, equipamiento y
protección ecológica se define 2050 como año de saturación (en un plazo de 36 años
tomando como año cero el 2014).
Como el modelo empleado es válido para 10 periodos de tiempo, se ajusta los valores
mediante una relación proporcional mostrados en la Tabla 3.18. [18]
Tabla 3.18. Periodos de tiempo
Año Número de año Periodo para uso de suelo residencial e
industrial
Periodo para otros usos de suelo
2014 0 0 0
2015 1 1.00 1.00
2016 2 1.00 1.00
2017 3 1.43 1.00
2018 4 1.90 1.11
2019 5 2.38 1.39
2020 6 2.86 1.67
2021 7 3.33 1.94
2022 8 3.81 2.22
2023 9 4.29 2.50
2024 10 4.76 2.78
2025 11 5.24 3.06
2035 21 10.00 5.83
2050 36 ---- 10.00
A su vez, la curva logística se describe empleando (3.7)
𝑃 =1
1+𝑒−(𝛼+𝛽𝑡) (3.7)
En donde, el valor de 𝑃 representa el valor porcentual de la demanda respecto a la
demanda de saturación en un periodo de tiempo 𝑡 . El coeficiente alfa (𝛼) es un término
independiente o constante y, el coeficiente beta (𝛽) es el factor de regresión asociado
a la variable independiente. El procedimiento para hallar estos términos se detalla en
el siguiente ejemplo. [14]
58
Datos:
Microárea NE0721
Uso vigente Residencial
Demanda actual [kVA] 773
Demanda proyectada total [kVA] 2.068,89
Demanda factor saturación [kVA] 2.301
Donde el valor de la demanda del factor de saturación es obtenido de la Tabla 3.16.
Como se observa en (3.7), la función logística tiene un componente exponencial, pero
desarrollando la ecuación y aplicando logaritmos naturales en ambos lados de la
igualdad, se puede llegar a una expresión lineal como se muestra en (3.10).
𝑃 =𝑒𝛼+𝛽𝑡
1+𝑒𝛼+𝛽𝑡 (3.8)
𝑃
1−𝑃= 𝑒𝛼+𝛽𝑡 (3.9)
𝑙𝑛 (𝑃
1−𝑃) = 𝛼 + 𝛽𝑡 (3.10)
Una vez que se tiene la ecuación linealizada, se determina el porcentaje de demanda
respecto a la demanda del factor de saturación tanto al primer como al décimo periodo.
𝑃𝑡1 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (3.11)
𝑃𝑡1 =773 𝑘𝑉𝐴
2.301 𝑘𝑉𝐴= 0,3359
𝑃𝑡10 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (3.12)
𝑃𝑡10 =2.068,89 𝑘𝑉𝐴
2.301 𝑘𝑉𝐴= 0,8991
Con los valores de 𝑃𝑡1 y 𝑃𝑡10 para el primer (𝑡 = 1) y último periodo (𝑡 = 10), se
reemplaza la información en (3.10), por lo que se obtienen dos ecuaciones con dos
incógnitas.
59
−0,681435 = 𝛼 + 𝛽𝑡1 (3.13)
2,187570 = 𝛼 + 𝛽𝑡10 (3.14)
Resolviendo (3.13) y (3.14), se determinan los valores de alfa (𝛼) y beta (𝛽).
𝛼 = −1,000214 (3.15)
𝛽 = 0,318778
Los valores de 𝛼 y 𝛽 encontrados se los reemplaza en (3.7) y se obtiene el modelo
completo que describe la curva logística para la microárea NE0721.
𝑃 =1
1+𝑒−(−1,000214+0,318778𝑡) (3.16)
Para conocer la demanda al año 2018 de la microárea NE0721, se reemplaza en (3.16)
el periodo de tiempo 𝑡 correspondiente. (Ver Tabla 3.18)
𝑃2018 =1
1+𝑒−(−1,000214+0,318778 ∗ 1,9) = 0,402626 (3.17)
Finalmente, al valor de 𝑃 obtenido con (3.17) se lo multiplica por la demanda del factor
de saturación respectivo.
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 𝑃2018 ∗ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (3.18)
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 0,402626 ∗ 2.301 𝑘𝑉𝐴
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 926,44 𝑘𝑉𝐴
El mismo procedimiento se aplica para el resto de microáreas, considerando la
demanda del factor de saturación acorde al tipo de uso de suelo predominante.
3.4.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA MAYOR A LA DEMANDA SATURADA
En base a la información analizada de la proyección de la demanda saturada en cada
microárea, se observan algunos casos en los cuales ésta supera a la demanda usada
como referencia del factor de saturación. Este hecho imposibilita el cálculo directo de
la demanda al año 2018, por lo que se desarrolla un proceso adicional al detallado
anteriormente.
60
La curva logística presenta dos comportamientos definidos, en su etapa temprana
presenta un índice creciente similar a una función exponencial, mientras que en su
etapa tardía tiene una tendencia decreciente parecida a la curva logarítmica. Además
la función logística es simétrica, esto implica que la localización del punto de inflexión
de la curva se encuentra en la mitad del ciclo de crecimiento, como se muestra en la
Figura 3.14. [14]
Figura 3.14. Función de distribución logística [14]
Es así que a partir del punto de inflexión de la curva, se plantea utilizar una función
logarítmica que permita determinar el periodo de tiempo para la demanda usada como
referencia en el factor de saturación, acorde al tipo de uso del suelo. Para ello se
desarrolla el siguiente ejemplo.
Datos:
Microárea NE0717
Uso vigente Residencial
Demanda actual [kVA] 460
Demanda proyectada total [kVA] 2.891,70
Demanda factor saturación [kVA] 2.301
Por facilidad, para encontrar los términos que describen a la ecuación logarítmica se
la convierte en una función lineal, como se muestra en (3.21).
𝑌 = 𝐴 + 𝐵 ∗ ln (𝑡) (3.19)
𝑇 = ln (𝑡) (3.20)
𝑌 = 𝐴 + 𝐵 ∗ T (3.21)
61
Donde la variable 𝑌 representa la demanda en kVA, la variable independiente T es el
periodo de tiempo, y los factores 𝐴 y 𝐵 las constantes a determinar.
Del numeral 3.4 se determina que:
La demanda proyectada total se alcanza en el periodo de tiempo t=10. (Ver
Tabla 3.18)
Acorde a la característica simétrica de la curva logística y, tomando como
referencia los resultados de las proyecciones realizadas en las microáreas
donde la demanda proyectada total es inferior a la demanda del factor de
saturación, se infiere que el 50% de la demanda proyectada total se alcanza
aproximandamente en el periodo de tiempo t=5.
Los valores de los periodos de tiempo se reemplazan en (3.20).
𝑇5 = ln (5) (3.22)
𝑇5 = 1,60943
𝑇10 = ln (10) (3.23)
𝑇10 = 2,30258
El modelo lineal se construye al reemplazar los resultados de (3.22) y (3.23) en (3.21).
𝑌5 = 𝐴 + 𝐵 ∗ 𝑇5 (3.24)
1.445,85 = 𝐴 + 𝐵 ∗ 1,60943
𝑌10 = 𝐴 + 𝐵 ∗ 𝑇10 (3.25)
2.891,70 = 𝐴 + 𝐵 ∗ 2,30258
De (3.24) y (3.25) se establecen los coeficientes 𝐴 y 𝐵 y se los sustituye en (3.19),
completando el modelo logarítmico.
𝐴 = −1.911,309 𝐵 = 2.085,919 (3.26)
𝑌 = −1.911,309 + 2.085,919 ∗ ln (𝑡) (3.27)
62
A continuación, se desarrolla (3.19) hasta obtener la siguiente expresión:
𝑡 = 𝑒𝑌−𝐴
𝐵 (3.28)
Como se desea conocer el periodo de tiempo para el cual la curva alcanza la demanda
del factor de saturación, se reemplazan los términos respectivos y se tiene:
𝑡 = 𝑒2.301−(−1.911,3099)
2.085,919 (3.29)
𝑡 = 7,53
El procedimiento se replica en el resto de microáreas con el mismo comportamiento, y
con los resultados obtenidos se aproxima la probabilidad de que dicho periodo de
tiempo alcance un valor determinado usando una función de distribución normal. La
información utilizada y la distribución normal se muestran en la Tabla 3.19 y en la
Figura 3.15, respectivamente.
Tabla 3.19. Distribución normal de los datos
Microárea Periodo deseado
Distribución Normal
Microárea Periodo deseado
Distribución Normal
Microárea Periodo deseado
Distribución Normal
NE0817 4,851 0,067 NE1016 6,162 0,230 NE0816 7,960 0,250
NE0715 5,368 0,122 NE0814 6,278 0,244 NE1117 8,268 0,210
NE0714 5,537 0,144 NE1116 6,389 0,257 NE0614 8,323 0,203
NE0515 5,579 0,150 NE1118 6,561 0,275 NE0619 8,369 0,196
NE0415 5,655 0,160 NE0913 6,635 0,281 NE1013 8,524 0,175
NE0723 5,666 0,162 NE0915 7,257 0,302 NE0618 8,541 0,172
NE1015 5,819 0,183 NE0917 7,362 0,299 NE1017 8,548 0,171
NE0516 5,832 0,185 NE0914 7,420 0,296 NE0722 8,633 0,160
NE0916 5,875 0,191 NE0717 7,534 0,290 NE0416 8,672 0,154
NE0815 6,033 0,213 NE0813 7,711 0,276 NE0716 8,674 0,154
NE1014 6,058 0,216 NE0719 7,857 0,262 NE1115 9,271 0,082
NE1114 6,116 0,224 NE0616 7,871 0,260 NE1143 9,916 0,033
Media del periodo deseado [�̅�]= 7,142
Desviación estándar del periodo deseado [𝝈] = 1,317
Número de muestras 𝒏 = 36
63
Figura 3.15. Función de distribución logística [Elaboración propia]
Para fijar la probabilidad de que el periodo de tiempo hallado sea el verdadero en un
intervalo definido, se crea un nivel de confianza del 95% utilizando la siguiente
expresión matemática. [19]
�̅� − 1,96 ∗𝜎
√𝑛≤ 𝜇 ≤ �̅� + 1,96 ∗
𝜎
√𝑛 (3.30)
Donde �̅� representa la media muestral, 𝜎 la desviación estándar y 𝑛 el número de
muestras. Sustituyendo estos valores de la Tabla 3.19 en (3.30) se obtiene:
7,142 − 1,96 ∗1,317
√36≤ 𝜇 ≤ 7,142 + 1,96 ∗
1,317
√36
6,712 ≤ 𝜇 ≤ 7,572
Por lo que el periodo de tiempo se va a encontrar entre 6,712 y 7,572 con una
confianza del 95%. En base a esto, se escoge que la demanda del factor de saturación
residencial alcanzará el valor de 2.301 kVA en el periodo de tiempo t=7,4. La Figura
3.16 ilustra el intervalo de confianza y el periodo de tiempo seleccionado.
y = -6E-06x3 - 0.0003x2 + 0.0186x + 0.0694R² = 0.9214
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.300
0.350N
E08
17
NE0
71
4
NE0
41
5
NE1
01
5
NE0
91
6
NE1
01
4
NE1
01
6
NE1
11
6
NE0
91
3
NE0
91
7
NE0
71
7
NE0
71
9
NE0
81
6
NE0
61
4
NE1
01
3
NE1
01
7
NE0
41
6
NE1
11
5
Distribución Normal
Distribución Normal
Polinómica (DistribuciónNormal)
64
Figura 3.16. Intervalo de confianza entre 6,71 y 7,57 [Elaboración propia]
Finalmente, se sigue el mismo procedimiento utilizado en el numeral 3.4 con algunas
variaciones que se describen a continuación:
El porcentaje de demanda tanto al primer periodo como al periodo determinado
anteriormente (igual a 7,4), se lo calcula respecto a la demanda proyectada total como
se muestra en (3.31) y en (3.32).
𝑃𝑡1 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (3.31)
𝑃𝑡1 =460 𝑘𝑉𝐴
2.891,7 𝑘𝑉𝐴= 0,1591
𝑃𝑡7.4 =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (3.32)
𝑃𝑡7.4 =2.301 𝑘𝑉𝐴
2.891,7 𝑘𝑉𝐴= 0,7957
Una vez que se tienen estos datos, se obtienen los coeficientes 𝛼 y 𝛽, y se determina
el valor 𝑃 con (3.7) previamente analizada.
𝑃 =1
1+𝑒−(𝛼+𝛽𝑡)
65
𝑃 =1
1+𝑒−(−2,137761+0,472642𝑡)
𝑃2018 =1
1+𝑒−(−2,137761+0,472642∗1,9)= 0,224481 (3.33)
El valor de 𝑃 calculado en (3.33) se multiplica por la demanda proyectada total
respectiva.
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 𝑃2018 ∗ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (3.31)
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 0,224481 ∗ 2.891,70 𝑘𝑉𝐴
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎2018 = 649,13 𝑘𝑉𝐴
El proceso explicado se aplica a todas las microáreas que presenten una demanda
proyectada total mayor a la demanda del factor de saturación. Los resultados
obtenidos al año 2018 se encuentran tabulados en el Anexo 13 y en el Anexo 14.
En la Figura 3.17 se resume en un diagrama de flujo la metodología utilizada para la
proyección de la demanda por microáreas.
66
Figura 3.17. Diagrama de flujo para la proyección de la demanda por microáreas [Elaboración propia]
INICIO
Definir área de estudio de la subestación
Obtener base de datos de la subestación para el programa
CYMDIST
Elaborar las microáreas abarcando toda el área de
estudio
Incoporar y asignar los equipos de la base de datos dentro de cada microárea en CYMDIST
Estimar la demanda actual por microárea utilizando CYMDIST
Determinar el área total de construcción habilitada por
microárea en función del COS
Analizar las microáreas saturadas y obtener los factores de
saturación
Analizar la incidencia del Plan de Cocción Eficiente (PEC)
Proyección de la demanda por microárea
Proyección de la demanda por consumo de las cocinas de
inducción
Proyección de la demanda al año 2018
FIN
67
CAPÍTULO IV
SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 SIMULACIÓN AÑO 2018
Con la proyección al año 2018, se plantea realizar la simulación de la red analizada
usando el programa computacional CYMDIST. Para ello, es necesario que los valores
de demanda por microárea sean ajustados a valores por fase para cada alimentador
de la subestación.
En primera instancia se catalogan dos tipos de microáreas:
Microáreas que encierran tramos de solo un alimentador.
Microáreas que encierran tramos de varios alimentadores
Para el caso donde se tiene un solo alimentador en la microárea, el valor de demanda
se suma directamente al primario respectivo, pero cuando los alimentadores se cruzan
en la misma zona, se divide la demanda proporcionalmente a los valores de demanda
actual como se muestra en la Tabla 4.1.
Tabla 4.1. Distribución de demanda por alimentador
Microárea
Demanda total
actual [kVA]
Alimentador Demanda
actual [kVA]
Porcentaje [%]
Demanda total
proyectada 2018 [kVA]
Demanda proyectada
[kVA]
NE0516 1.844,00 57C 1.832,00 99,35
1.915,27 1.902,81
57D 12,00 0,65 12,46
La demanda actual se obtiene de los reportes de transformadores generados por el
programa CYMDIST8, el porcentaje correspondiente a cada alimentador resulta de la
relación entre la demanda actual del alimentador y la demanda total de la microárea y,
8 Base de datos de la EEQ simulado en CYMDIST
68
la demanda proyectada es el producto de la demanda total proyectada al año 2018 por
el respectivo porcentaje.
Finalmente, la demanda proyectada correspondiente a cada alimentador se muestra
en la Tabla 4.2 y en la Tabla 4.3, donde los valores por fase de cada primario se
distribuyen en base a los datos usados para la simulación de la situación actual,
aplicando el mismo criterio indicado en la Tabla 4.1, mientras que el factor de potencia
es el mismo que se indica en la Tabla 3.12 y Tabla 3.13.
Tabla 4.2. Demanda proyectada por primario - Demanda no coincidente
Alimentador
Demanda total
proyectada 2018 [kVA]
Demanda proyectada por fase [kVA] Factor de potencia
A B C
57A 9.519,74 3.337,10 3.166,39 3.016,24 0,947
57B 8.890,18 2.861,72 2.923,59 3.104,86 0,967
57C 9.757,25 3.233,85 3.364,88 3.158,52 0,961
57D 4.149,10 1.389,83 1.320,60 1.438,67 0,963
57E 13.914,69 4.560,81 4.502,57 4.851,32 0,975
57F 7.078,85 2.118,83 2.676,91 2.283,11 0,969
57G 11.048,22 3.365,69 3.737,49 3.945,04 0,947
Tabla 4.3. Demanda proyectada por primario - Demanda coincidente
Alimentador
Demanda total
proyectada 2018 [kVA]
Demanda proyectada por fase [kVA] Factor de potencia
A B C
57A 8.165,12 2.862,24 2.715,83 2.587,04 0,969
57B 7.781,69 2.504,90 2.559,06 2.717,73 0,966
57C 8.706,10 2.885,47 3.002,38 2.818,25 0,964
57D 3.921,81 1.313,69 1.248,25 1.359,86 0,963
57E 12.726,17 4.171,24 4.117,98 4.436,94 0,979
57F 5.356,55 1.603,31 2.025,61 1.727,63 0,971
57G 8.094,24 2.465,80 2.738,19 2.890,25 0,969
69
4.2 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS PARA EL AÑO 2018
4.2.1 DEMANDA Y CARGABILIDAD DE LA SUBESTACIÓN 57 POMASQUI
Para validar la metodología de la proyección de la demanda usando microáreas, el
proceso matemático se lo extrapola hasta el año 2025 con el fin de comparar los
resultados con la información recabada en la EEQ. Para ello, una vez que se obtienen
los valores de demanda por microárea se suma todos los resultados y se determina la
demanda global por subestación, esto se detalla en la Tabla 4.4.
Tabla 4.4. Proyección de la demanda de la S/E 57 Pomasqui hasta el año 2025
Año
Dmax no coincidente proyección EEQ
[MVA]
DMAX No Coincidente Microáreas
[MVA]
Dmax coincidente proyección EEQ
[MVA]
DMAX Coincidente Microáreas
[MVA]
T2 T1 T2 T1 T2 T1 T2 T1
2015 28,50 23,50 30,01 25,74 27,77 20,58 27,19 21,04
2016 29,90 24,60 30,86 26,46 29,17 21,61 28,19 21,80
2017 33,37 26,93 32,54 27,91 31,19 24,93 29,80 23,05
2018 37,08 29,92 34,65 29,71 34,66 27,70 31,78 24,58
2019 38,90 31,40 37,14 31,84 35,23 30,16 34,11 26,38
2020 40,45 32,65 39,95 34,25 35,61 32,42 36,71 28,40
2021 42,00 33,90 43,03 36,89 36,95 33,64 39,53 30,58
2022 43,72 35,28 46,46 39,83 38,46 34,90 42,65 33,00
2023 45,49 36,71 50,13 42,98 34,32 36,21 45,99 35,58
2024 47,37 38,23 53,91 46,23 35,60 32,54 49,43 38,24
2025 49,31 39,79 57,90 49,65 36,97 33,79 53,06 41,05
La información obtenida muestra que para el año 2018, el valor proyectado para el
escenario de demanda coincidente es de 31,78 MVA para el transformador T2 y 24,58
MVA para el transformador T1; en el escenario de demanda máxima no coincidente se
estima que los transformadores T1 y T2 tienen demandas de 29,71 MVA y 34,65 MVA
respectivamente, valores que bordean la potencia instalada de 33 MVA de cada
transformador de la subestación.
Siguiendo la tendencia para los siguientes tres años, se observa que la subestación
57 Pomasqui no podrá abastecer el crecimiento de la demanda en su área de
70
cobertura. Lo cual tiene concordancia con los estudios realizados por la Dirección de
Planificación-Departamento de Planificación Técnica, definidos en el plan de
expansión 2016 – 2025 del sistema eléctrico de la EEQ.
Además, tomando en consideración la demanda máxima no coincidente estimada al
año 2018, ésta llega al 105% respecto a la capacidad nominal del transformador T2,
mientras que para el transformador T1 su cargabilidad llega al 90%, lo cual unido a la
tendencia de la demanda, es un indicativo de que se debe priorizar algún proyecto de
inversión que asegure la continuidad del servicio en la zona estudiada.
4.2.2 CARGABILIDAD ALIMENTADORES
A partir de la simulación al año 2018, en las Tablas 4.5 y 4.6 se detalla los resultados
del flujo de potencia en la salida de los alimentadores de la subestación.
Tabla 4.5. Cargabilidad alimentadores S/E 57 Pomasqui año 2018-Dem. No Coincidente
Alimentador Demanda
[kVA] Factor de potencia
Tipo de conductor
Capacidad conductor
[A] RTC
Corriente promedio
[A]
Cargabilidad [%]
57A 9.520,00 0,957 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 244,90 81,63
57B 8.890,00 0,967 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 226,40 75,47
57C 9.758,00 0,960 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 245,90 81,97
57D 4.140,00 0,962 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 104,40 34,80
57E 13.914,00 0,975 3P_25kV.700.Cu 774 300/5 352,80 117,60
57F 7.077,00 0,968 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 178,70 59,57
57G 11.058,00 0,945 3P_25kV.700.Cu 774 300/5 281,50 93,83
Tabla 4.6. Cargabilidad alimentadores S/E 57 Pomasqui año 2018-Dem. Coincidente
Alimentador Demanda
[kVA] Factor de potencia
Tipo de conductor
Capacidad conductor
[A] RTC
Corriente promedio
[A]
Cargabilidad [%]
57A 8.165,00 0,955 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 209,60 69,87
57B 7.782,00 0,966 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 197,90 65,97
57C 8.706,00 0,963 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 218,90 72,97
57D 3.913,00 0,962 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 98,70 32,90
57E 12.725,00 0,979 3P_25kV.700.Cu 774 300/5 321,90 107,30
57F 5.355,00 0,971 3P_25kV.250.Cu 440 300/5 134,90 44,97
57G 8.098,00 0,967 3P_25kV.700.Cu 774 300/5 204,40 68,13
71
Como se observa en la Tabla 4.5, las cargabilidades se encuentran relacionadas al
valor de corriente especificado por el TC (transformador de corriente), es así que se
tienen cuatro alimentadores que presentan cargabilidades mayores al 80% asociados
tanto al transformador T1 como al transformador T2.
Para el transformador T2 los primarios 57A y 57E tienen cargabilidades de 81,63% y
117,60% respectivamente, este último ya supera el 100% de cargabilidad y
probablemente presentará inconvenientes en su operación normal. Los primarios
restantes, 57D y 57F presentan cargabilidades menores al 60% lo cual indica un
funcionamiento adecuado.
Los primarios que sobrepasan el 80% de cargabilidad asociado al transformador T1
son los alimentadores 57C con 81,97% y 57G con 93,83%, respectivamente, lo cual
indica que en unos pocos años en el futuro a partir del 2018 estarán al límite de su
capacidad. Lo mismo sucede con el primario 57B que con un 75,47% se encuentra en
un rango aceptable pero muy próximo a bordear los límites establecidos.
Para el escenario de demanda coincidente mostrado en la Tabla 4.6 se observa una
tendencia similar, el primario 57E sobrepasa el 100% de cargabilidad y dependiendo
de la clase del TC puede provocar la operación de su respectiva protección. Los
primarios 57D y 57F se mantienen con cargabilidades bajas mientras que los
alimentadores restantes (57A, 57B, 57C, 57G) se encuentran entre el rango de 60% y
80%, aceptable para la operación normal de la subestación.
4.2.3 FACTOR DE USO
Con los resultados de la proyección por microárea, tanto en demanda máxima no
coincidente como para demanda coincidente, se puede analizar el crecimiento de la
demanda y su influencia en los transformadores de distribución de cada zona, para
ello se utiliza el factor de uso. El factor de uso (FU) se expresa de manera porcentual
y se obtiene de la relación entre la demanda máxima y la capacidad instalada de los
transformadores de distribución en cada microárea, así pues, se plantean tres
escenarios de estudio: el factor de uso para la situación actual, factor de uso con
horizonte al año 2018 y factor de uso para la demanda saturada.
72
Además, se establecen 5 niveles de FU que van desde 0% para zonas donde no
existen registros de demanda hasta valores mayores al 100% que indica que la
demanda excede a la potencia instalada.
4.2.3.1 FU Situación actual
Como muestra en el Anexo 15 para el caso de demanda actual no coincidente, casi
todas las microáreas presentan valores de FU entre el 1% y 60%, lo cual indica una
importante reserva de potencia por microárea debido al dimensionamiento de los
transformadores. Sin embargo, existen tres microáreas que tienen un FU elevado y
que, a futuro será preciso un análisis más detallado de las condiciones de operación
de los transformadores de distribución en la zona. Las microáreas a destacar son:
La microárea NE1640 (asociada al primario 57E) que cubre la zona cercana a
la parroquia Atahualpa, al nororiente de Quito, tiene un factor de uso que bordea
el 63%.
La microárea NE0516 (asociada a los primarios 57C y 57D) que abarca el sector
de Carcelén Bajo llega al 64%.
La microárea NE0416 (asociada a los primarios 57C y 57D) en la cual se
encuentran parte de los sectores de Pusuquí Chico-Alto, Pusuquí Chico-Bajo y
La Josefina con un FU de 81%.
Para el caso de demanda coincidente mostrado en el Anexo 18, a excepción de la
microárea NE0416 con un FU de 73%, toda la zona de cobertura presenta factores de
uso inferiores al 80%.
4.2.3.2 FU 2018
De la información expuesta en el Anexo 16 para demanda máxima no coincidente, el
número de zonas a destacar respecto a las observaciones de la situación actual se
incrementa de 3 a 7 microáreas. Dos de estas microáreas, NE0416 y NE1640, tienen
demandas que superan a la capacidad instalada lo cual sirve como guía en la definición
de estrategias que aseguren la calidad del servicio en dichos sectores.
A la microárea NE0516 (FU=67%) mencionada en el numeral anterior, se agregan
otras cuatro zonas que entran en el rango de 60% al 80 % de FU, estas son:
73
La microárea NE0616 (asociada al primario 57C) que abarca parte del sector
de Carcelén Bajo y Lirios de Carcelén con un FU de 62%.
La microárea NE0414 (asociada al primario 57C) sobre el sector Fincas
Vacacionales Ponceano con FU de 64%.
La microárea NE1717 (asociada al primario 57G) ubicada en el ingreso a la
parroquia Guayllabamba con FU de 74%.
La microárea NE1143 (asociada al primario 57E) que cubre parte de la
parroquia San José de Minas con FU 64%.
Así mismo, en el Anexo 19, se muestran los resultados para el escenario de demanda
coincidente, donde la microárea NE0416 (asociada a los primarios 57C y 57D)
aumenta su FU de 73% a 89%. Además, aparecen dos microáreas que incrementaron
considerablemente su FU:
La microárea NE0414 (asociada al primario 57C) con un factor de uso de 62%.
La microárea NE1640 (asociada al primario 57E) con un FU de 92%.
Ambas microáreas ya mencionadas en el escenario de demanda máxima no
coincidente.
4.2.3.3 FU Saturado
Considerando el Anexo 17 y el Anexo 20, se observa que casi la totalidad del área de
cobertura de la subestación se encuentra saturada (para microáreas consideradas
como residenciales e industriales el año de saturación es 2035 y para microáreas
consideradas como RNR, agrícola residencial, equipamiento y protección ecológica el
año de saturación es 2050) y por lo tanto, fácilmente la demanda proyectada en cada
microárea supera a la capacidad instalada. Sin embargo, aún hay unas pocas áreas
que a pesar de contar con la demanda máxima saturada poseen porcentajes de FU
menores al 60%, ésta condición se repite en otras microáreas porque inicialmente se
tenían valores muy bajos de FU.
De las microáreas mencionadas en los literales anteriores, todas se encuentran con
factores de uso superiores al 100%, con excepción de la superficie delimitada por la
74
microárea NE0414, donde se tiene un FU máximo de 66%, debido a que la demanda
proyectada total en la condición de saturación no alcanza a su potencia instalada.
4.2.4 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
De la simulación al año 2018 para el escenario de demanda máxima no coincidente,
los reportes indican que se tienen tres transformadores de distribución en condiciones
de sobrecarga los cuales se detallan en la Tabla 4.7. Del resto de transformadores de
distribución, 6 presentan cargabilidades entre el 80% y 60%; y los demás tienen
cargabilidades inferiores al 60%.
Tabla 4.7. Transformadores sobrecargados Demanda máxima no coincidente
Microárea Primario Id equipo Nombre
del tramo
Capacidad nominal
[kVA]
Potencia [kVA]
Cargabilidad [%]
Factor de potencia
NE0719 57E 3C30V_22.8 127197MA 30 34,80 116,00 0,965
NE0618 57E 3C30V_22.8 138640MA 30 34,60 116,00 0,965
NE0415 57C 3B50V_22.8 102201MA 50 65,70 131,50 0,953
El transformador en el primario 57C es el mismo que presenta una cargabilidad alta en
el año 2015 pero en este caso, supera el 30% de su capacidad nominal, mientras los
transformadores agrupados en el alimentador 57E tienen cargabilidades que
sobrepasan a la capacidad nominal en un 16%.
De igual manera, para el escenario de demanda coincidente se cuenta con tres
transformadores sobrecargados, los cuales se detallan en la Tabla 4.8. De los
transformadores de distribución restantes, 2 presentan cargabilidades entre el 80% y
60%; y los demás tienen cargabilidades inferiores al 60%.
Tabla 4.8. Transformadores sobrecargados Demanda máxima coincidente
Microárea Primario Id equipo Nombre del
tramo
Capacidad nominal
[kVA]
Potencia [kVA]
Cargabilidad [%]
Factor de potencia
NE0719 57E 3C30V_22.8 127197MA 30 32,16 107,20 0,969
NE0618 57E 3C30V_22.8 138640MA 30 32,16 107,20 0,969
NE0415 57C 3B50V_22.8 102201MA 50 58,80 117,60 0,956
75
El análisis de cargabilidad de los transformadores de distribución indica que la gestión
del sistema de distribución en los próximos años debe dar prioridad al cambio de los
equipos que se muestran en la Tabla 4.7 y en la Tabla 4.8.
4.3 PROPUESTA A CORTO PLAZO
Como propuesta a corto plazo, al año 2017, se puede realizar la reconfiguración de los
primarios de la subestación 57 Pomasqui, donde los alimentadores más cargados
pueden transferir carga a los primarios aledaños de las demás subestaciones de la
zona. Esto con el fin de descargar a los dos transformadores de la S/E 57 Pomasqui
por el riesgo de fallas por sobrecarga y, reducir la cargabilidad de los primarios de la
subestación.
En la Tabla 4.9 se detalla las cargabilidades de las subestaciones vecinas a la S/E 57
Pomasqui, se observa que el transformador T1 de la S/E 18 Cristianía y la S/E 31
Tababela no se encuentran en condiciones de recibir transferencias de carga desde
las S/E 57 Pomasqui, ya que no cuentan con la reserva de potencia suficiente al tener
cargabilidades que sobrepasan el 90%9. Del resto de subestaciones contiguas, la S/E
22 San Antonio con una cargabilidad que bordea el 33%, puede tomar una importante
transferencia de carga.
Tabla 4.9. Cargabilidad subestaciones vecinas a la S/E 57 Pomasqui - Real No coincidente Dic.2015 [16]
Denominación Primarios S/E Voltaje de línea
en barra [kV] Capacidad
[MVA] Cargabilidad
[%]
CRISTIANIA_T1 B,D,F,G 18 22,80 33,00 90,67
CRISTIANIA_T2 A,C,E,H 18 22,80 33,00 73,42
COTOCOLLAO_T1 A,B,C,G 19 22,80 33,00 79,52
COTOCOLLAO_T2 D,E,F,H 19 22,80 33,00 82,17
SAN ANTONIO A,B,C 22 22,80 25,00 32,68
CUMBAYA A,B,C,D 29 22,80 33,00 79,80
TABABELA A,B,C,D,E 31 22,80 33,00 97,47
9 Políticas para atender cargas eléctricas grandes EEQ, 2014.
76
Una vez que se analiza la cargabilidad de las subestaciones vecinas a la S/E 57
Pomasqui, se determina los alimentadores aledaños a la subestación. La S/E 57
Pomasqui colinda con los alimentadores primarios Tababela 31A; Cumbayá 29D;
Cristianía 18A, 18C, 18E, 18F; Cotocollao 19B, 19F; San Antonio 29B, 29C. En la Tabla
4.10 se detalla la cargabilidad de estos primarios a diciembre de 2015, en demanda
no coincidente.
Para asegurar la confiabilidad adecuada en la transferencia de carga, se seleccionan
como primarios de respaldo a aquellos que tienen una cargabilidad inferior al 60% [15],
por lo que, se descartan los alimentadores primarios Cristianía 18C (67,84% al año
2015), 18F (71,53% al año 2015); Cotocollao 19B (79,68% al año 2015); Tababela 31A
(58,53% al año 2015).
Tabla 4.10. Cargabilidad alimentadores aledaños a la S/E 57 Pomasqui - Real No coincidente Dic.2015 [16]
Nombre subestación
Primario Tipo Conductor Capacidad
[A] RTC
Corriente promedio
[A]
Cargabilidad [%]
Primario Cercano
Cristianía
18A 3P_25kV250.Cu 440 300/5 169,92 56,64 57C
18C 3P_25kV250.Cu 440 300/5 203,52 67,84 57C, 57D
18E 3P_25kV250.Cu 440 300/5 118,08 39,36 57F
18F 3P_25kV250.Cu 440 300/5 214,58 71,53 57F, 57G
Cotocollao 19B 3P_25kV700.Cu 774 300/5 239,04 79,68 57D
19F 3P_25kV250.Cu 440 300/5 129,21 43,07 57D
San Antonio 22B 3P_25kV250.Cu 440 300/5 86,83 28,94 57D, 57E
22C 3P_25kV250.Cu 440 300/5 69,12 23,04 57E, 57D
Cumbayá 29D 3P_25kV.250.Cu 440 400/5 229,97 57,49 57G
Tababela 31A 3P_25kV.350.Cu 535 400/5 234,14 58,53 57G
El primario 31A cuenta con una cargabilidad factible de transferencia (58,53% al año
2015) no obstante la subestación 31 Tababela se encuentra con una cargabilidad
elevada (97,47% al año 2015) imposibilitando algún tipo de transferencia de carga. De
hecho, esta subestación para solventar sus problemas de demanda realizó
transferencias de carga a la subestación 57 Pomasqui y a la subestación 33 Nuevo
77
Aeropuerto. Una situación similar se da con la subestación 18 Cristianía con su
transformador T1 (primarios B, D, F, G) el cual tiene 90,67% de cargabilidad.
Por lo tanto, del análisis realizado con los datos de las subestaciones y primarios, se
determina que los primarios disponibles para realizar transferencia de carga son los
alimentadores 18A (cargabilidad 56,64%) y 18E (cargabilidad 39,36%) pertenecientes
al transformador T2 de la subestación 18 Cristianía; el alimentador 19F (cargabilidad
43,07%) de la subestación 19 Cotocollao; los alimentadores 22B (cargabilidad 28,94%)
y 22C (cargabilidad 23,04%) de la subestación 22 San Antonio; el alimentador 29D
(cargabilidad 57,49%) de la subestación 29 Cumbayá. El análisis realizado se detalla
en la Tabla 4.11.
Tabla 4.11. Análisis de transferencia de carga de la S/E 57 Pomasqui – Dic.2015
Nombre Subestación
Cargabilidad [%]
Primario principal Transferencia de carga
Nombre Cargabilidad
[%] Primario de
respaldo Cargabilidad
[%]
POMASQUI_T1 90,02
57B 75,47 - -
57C 81,97 18A 56,64
57G 93,83 29D 57,49
POMASQUI_T2 105,00
57A 81,63 - -
57D 34,80
19F 43,07
22B 28,94
22C 23,04
57E 117,60 22B 28,94
22C 23,04
57F 59,57 18E 39,36
En base a la información de la Tabla 4.11, se observa que los primarios 57B y 57A no
cuentan con primarios de respaldo que garanticen la confiabilidad del servicio,
además, el transformador T2 de la subestación 57 Pomasqui a través de los primarios
57D y 57E, puede realizar una importante transferencia de carga a la subestación 22
San Antonio ya que tanto el transformador de la subestación como los alimentadores
primarios presentan niveles de cargabilidad bajos.
78
Además, tomando como fuente el plan de expansión 2016 – 2025 del sistema eléctrico
de la EEQ, es necesario considerar las obras en el sistema de distribución que se han
propuesto para los próximos años que influyen en la subestación 57 Pomasqui, con el
fin de cubrir la demanda de energía y continuar garantizando el servicio eléctrico. Para
el año 2016 se planifican dos proyectos:
Construcción de la nueva subestación 22 San Antonio 138/23 kV con la
instalación de un transformador de 33 MVA y cuatro salidas primarias, para
descargar los transformadores de la subestación 57 Pomasqui y subestación
19 Cotocollao, y atender el crecimiento de la carga en su área de influencia. [9]
Construcción de la subestación 14 Gualo 138/23 kV con la instalación de un
transformador de 33 MVA y cuatro salidas primarias, para descargar los
transformadores de la subestación 18 Cristianía y subestación 16 Río Coca, y
atender el crecimiento de la carga en su área de influencia. [9]
En la Tabla 4.12 se muestra la capacidad instalada y el pronóstico de la demanda sin
transferencia y con transferencia de las subestaciones analizadas.
Tabla 4.12. Proyección de la demanda máxima por subestación año 2016 y 2017 [9]
Denominación Primarios S/E
Voltaje de línea en barra
[kV]
2016 2017
CAPAC. SIN CON CAPAC. SIN CON
INSTAL. TRANS TRANS INSTAL. TRANS TRANS
MVA MVA MVA MVA MVA MVA
CRISTIANIA_T2 A,C,E,H 18 22,80 33,00 21,44 21,44 33,00 22,48 17,98
CRISTIANIA_T1 B,D,F,G 18 22,80 33,00 26,38 26,38 33,00 27,66 19,36
COTOCOLLAO_T1 A,B,C,G 19 22,80 33,00 26,29 27,77 33,00 29,06 23,25
COTOCOLLAO_T2 D,E,F,H 19 22,80 33,00 29,64 28,16 66,00 29,47 35,28
CUMBAYA A,B,C,D 29 22,80 33,00 28,55 27,40 33,00 28,80 25,92
TABABELA A,B,C,D,E 31 22,80 33,00 11,69 11,69 33,00 12,24 12,24
SAN ANTONIO A,B,C,D 22 22,80 33,00 13,27 13,27 33,00 13,89 13,89
GUALO A,B,C,D 14 22,80 33,00 11,92 11,92 33,00 12,47 12,47
Cabe señalar que, a más de las cargabilidades de los primarios, para determinar que
alimentadores pueden ser considerados como respaldo, se verifica que los indicadores
de calidad de servicio Frecuencia Media de Interrupción (FMIK) y Tiempo Total de
Interrupción (TTIK) no superen los valores definidos en la Regulación No. CONELEC
004/01.
79
A más de redistribución de carga hacia otras subestaciones, es posible realizar
transferencias entre los alimentadores de la misma subestación. Por ejemplo, para el
caso del primario 57E al año 2018 cuenta con una cargabilidad de 117,60%, esta
condición se puede aliviar desviando parte de la carga al alimentador 57D que posee
al año 2018 una cargabilidad de 34,8%, sin embargo, al pertenecer ambos primarios
al mismo transformador este no reduce su demanda. Además, los límites topológicos
de la red impiden que el primario 57E transfiera carga al primario 57F, el cual al año
2018 alcanza el 59,57% de cargabilidad.
También, se pueden dar las siguientes transferencias de carga:
El primario 57B puede recibir carga proveniente de los primarios 57A y 57G, la
transferencia de carga reduce la cargabilidad del transformador T2 asociado al
alimentador 57A dependiendo del valor de carga trasferido.
El primario 57F puede recibir carga proveniente del primario 57G, esto alivia la
cargabilidad alta del alimentador 57G pero incrementa la carga del
transformador T2 asociado al primario 57F, a pesar de que éste tiene una
cargabilidad adecuada para el traslado de alguna porción de red.
El primario 57D puede recibir carga proveniente del primario 57C, al igual que
en la situación anterior, esto aligera la alta cargabilidad del alimentador 57C
pero incrementa la carga del transformador T2 asociado al primario 57D, a
pesar de que éste tiene una cargabilidad baja.
Finalmente, la propuesta de reconfiguración de red que sea planteada debe
considerar:
Limitaciones topológicas del sistema.
Relación costo beneficio del proyecto a implementar en reconfiguración de
redes.
Facilidades técnicas que pueda tener la red en la interconexión de los primarios.
Cumplimiento de los niveles permisibles de caída de voltaje, entre otros.
80
4.4 PROPUESTA A MEDIANO PLAZO
Acorde a los resultados obtenidos de la Tabla 4.4, se plantea que la solución a mediano
plazo (al año 2018) que permite descargar a los dos transformadores de la S/E 57
Pomasqui ante riesgo de sobrecarga, es la instalación de un nuevo transformador de
potencia en los patios de la actual subestación o la construcción de una nueva
subestación con una capacidad nominal mayor a 33MVA, dependiendo del análisis
costo beneficio que se realice.
En base a la demanda máxima no coincidente por microárea proyectada para el año
2018, se puede establecer la ubicación probable de la nueva subestación
determinando la localización del centro de carga en el área de servicio analizada. Se
define como centro de carga al lugar geométrico donde se concentra la mayor
densidad de carga.
En primera instancia, a la superficie delimitada por las microáreas, se agrega
arbitrariamente un eje de referencia que permita identificar rápidamente a todas las
zonas, como se muestra en la Figura 4.1.
EJE
Y
5 NE0217 N0317 NE0417 N0517 NE0617 N0717
4 NE0216 N0316 NE0416 NE0516 NE0616 NE0716
3 NE0215 N0315 NE0415 N0515 NE0615 N0715
2 NE0214 NE0314 NE0414 NE0514 NE0614 NE0714
1 NE0213 N0313 NE0413 N0513 NE0613 N0713
0 1 2 3 4 5 6
EJE X
Figura 4.1. Eje de referencia para cálculo de centro de carga [Elaboración propia]
81
A continuación, se determina la demanda total por columna y a dicho valor se lo
multiplica por la distancia respectiva al eje de coordenada 0, el mismo procedimiento
se repite con las filas, para posteriormente obtener el centro de carga con (4.1) y (4.2).
𝑋 =∑ (𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑒𝑗𝑒 𝑋∗𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑋)𝑖𝑛
𝑖=1
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (4.1)
𝑌 =∑ (𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑒𝑗𝑒 𝑌∗𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑌)𝑖𝑛
𝑖=1
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 (4.2)
El resultado determina que el centro de carga se encuentra en la microárea NE0816,
sin embargo, con ayuda del programa computacional ArcGIS se especifica que las
coordenadas10 del punto donde se ubicaría el centro de carga son:
𝑋 = 784963 𝑚 𝑌 = 9991850 𝑚
La gráfica del centro de carga usando el programa ArcGIS se muestra en la Figura 4.2,
mientras que en el Anexo 21 se aprecia tanto el centro de carga actual y el estimado
al año 2018. Se verifica que el mayor crecimiento de carga se encuentra en la
microárea NE0816, dado que existe un kilómetro de diferencia entre el centro de carga
al año 2015 con el centro de carga al año 2018.
Figura 4.2. Centro de carga ubicado en la microárea NE0816
10 Sistema de coordenadas universal transversal de mercator (UTM).
82
El centro de carga al año 2018 está situado aproximadamente a un kilómetro al Este
de la posición actual de la subestación 57 Pomasqui y a 2,2 km al Sur de la subestación
Pomasqui CELEC TRANSELECTRIC.
En la zona se encuentran los sectores Luz y Vida, La Esperanza y Nuevo Amanecer,
además, colindantes se ubican los proyectos Plan de Vivienda Ecuador y Ciudad
Bicentenario, por lo que la construcción de una nueva subestación en la zona cubriría
la demanda de estos sectores emergentes y el crecimiento del proyecto de Plan de
Cocción Eficiente (PEC).
De igual manera, la ubicación de los centros de carga (2015 y 2018) se muestra en
Google Earth, en la Figura 4.3.
Figura 4.3. Coordenadas del centro de carga en Google Earth
83
CAPÍTULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Actualmente, la cargabilidad indica que los transformadores de la subestación
57 Pomasqui tienen una reserva de aproximadamente 25% respecto a la
capacidad instalada, lo cual le permite solventar las condiciones de máxima
demanda y posibles transferencias de carga por condiciones de emergencia de
las subestaciones vecinas.
Al año 2018, la cargabilidad del transformador T2 de la subestación Pomasqui
supera el 100% y el transformador T1 alcanza el 90%, lo cual indica que para
reducir el riesgo de sobrecarga se deben implementar proyectos que permitan
aliviar la carga de los dos transformadores.
Para la situación actual, los niveles de voltaje de los primarios de la subestación
se encuentran dentro de la variación máxima admisible estipulada en la
Regulación No. CONELEC-004/01, sin embargo, cinco de los siete
alimentadores poseen valores de cargabilidad elevados que no garantizan la
confiabilidad en la transferencia de carga proveniente de otras subestaciones.
La elección de las dimensiones de cada microárea está directamente
relacionada al periodo de tiempo a analizar, ya que si se consideran microáreas
pequeñas éstas se saturarán en lapsos cortos de tiempo y por el contrario, al
incrementar la superficie de la microárea el proceso para ocupar la totalidad del
suelo se dilata.
A pesar de que en la zona estudiada existen centros de generación
pertenecientes a los autoproductores, el excedente de potencia que pueden
84
llegar a transmitir a la red es ocasional y bajo comparado al suministro
proveniente del Sistema Nacional de Transmisión, por lo que la influencia en el
análisis de proyección de demanda es prácticamente nula.
Ya que el proceso para realizar la proyección de la demanda se basa en la
saturación de los límites constructivos del suelo, el impacto del Plan de Cocción
Eficiente se lo realiza para la misma condición, motivo por el cual no se tienen
datos precisos de su influencia para el año planteado de estudio 2018. Sin
embargo, al estimar que el 90% de los usuarios en la zona son residenciales,
se considera un incremento significativo de demanda para los próximos tres
años.
A más de contar con el uso de suelo como base de la proyección de la demanda,
la relación con la curva logística abre la posibilidad de incorporar otros factores
que influyen en la predicción final, lo cual daría lugar a un modelo multivariable
más complejo pero apegado al comportamiento real de la demanda.
Con los datos obtenidos para el año 2018, se establece que existen siete
microáreas donde se ha tenido un incremento considerable de demanda, cuatro
más respecto a la situación actual. En base a esta información, los sectores de
mayor crecimiento delimitados por estas microáreas son: Carcelén Bajo,
parroquia Atahualpa, Pusuquí Chico, La Josefina, Lirios de Carcelén, ingreso a
la Parroquia Guayllabamba y parte de la parroquia San José de Minas.
Una ventaja que presenta el análisis por microáreas, es la facilidad para
encontrar el centro de carga de la zona de estudio, que para el caso de
demanda al año 2018 se encuentra en la microárea adyacente al lugar donde
se ubica la actual subestación 57 Pomasqui.
En base al análisis de cargabilidad para los transformadores de distribución, se
nota un aumento considerable de casos con sobrecarga sobre todo a lo largo
del alimentador 57C que cubre el amplio sector de Carcelén y sus
85
inmediaciones. Por lo que es importante considerar esta zona en los proyectos
de inversión de distribución que se planteen a futuro.
La propuesta de transferencia de carga permitiría aliviar la demanda de la
subestación 57 Pomasqui especialmente si se encontrara en alguna condición
de emergencia, pero para garantizar el servicio a las zonas emergentes del
sector se considera que la construcción de una nueva subestación en el centro
de carga calculado, es la opción más adecuada tanto a mediano como a largo
plazo.
5.2 RECOMENDACIONES
Una vez seleccionadas las microárea saturadas que servirán de base para la
proyección de la demanda, es importante realizar una visita rápida del sector
escogido y contrarrestar la información con los datos obtenidos a través de
Google Earth.
Para tener información más cercana a la realidad sobre la red de distribución,
se debe actualizar constantemente la base de datos del sistema de información
geográfica GIS, esto facilitaría el desarrollo de los estudios que se quieran
implementar en la EEQ.
Establecer un registro histórico de las mediciones realizadas a nivel de
distribución, con el fin de que esta información sea útil para futuros proyectos
en el campo del pronóstico de demanda.
Es recomendable que la solución para solventar el incremento de demanda en
la zona de Pomasqui, sea aquella donde la inversión a desembolsar justifique
los beneficios a obtener, en favor de garantizar la calidad del suministro de
energía.
86
Es importante mencionar que para evitar posibles errores en el momento de
exportar la información desde AutoCAD a CYMDIST, es preferible que el
archivo de AutoCAD contenga solamente la cuadrícula junto con la
nomenclatura, y debe ser guardado como una versión 2008 o anterior, ya que
una versión superior no es reconocida por la licencia actual del programa.
87
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] T.A. Short, Electric Power Distribution Handbook. Boca Raton, Estados Unidos
de América: CRC Press LLC, 2004.
[2] S. Ramírez Castaño, Redes de Distribución de Energía, Tercera Edición.
Manizales, Colombia: Centro de Publicaciones Universidad Nacional de
Colombia, 2004.
[3] T. Gonen, Electric Power Distribution System Engineering, Segunda edición.
Sacramento, Estados Unidos de América: McGraw-Hill, 1986.
[4] L. Duchicela, “DISEÑO Y ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LA RED DE
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA DE LA AV. MANUEL
CÓRDOVA GALARZA PARA LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO”, Escuela
Politécnica Nacional, Quito, Ecuador, 2015.
[5] A.M. Ariza, “Métodos Utilizados para el Pronóstico de Demanda de Energía
Eléctrica en Sistemas de Distribución”, Universidad Tecnológica de Pereira,
Pereira, Colombia, 2013.
[6] X. Basogain, Redes Neuronales Artificiales y sus Aplicaciones. Bilbao, España:
Escuela Superior de Ingeniería de Bilbao, 2008.
[7] R. Puerta, J. Rengifo, y N. Bravo, ArcGIS Básico 10. Tingo María, Perú:
Universidad Nacional Agraria de la Selva, 2011.
[8] Presentación de los Productos y Servicios de CYME, EATON CORPORATION,
2014.
[9] Plan de Expansión 2016-2025 del Sistema Eléctrico de la EEQ, Empresa
Eléctrica Quito S.A, Quito, Ecuador, 2015.
88
[10] (2016) HeH Constructores. Último acceso: febrero 2016. [En línea]. Disponible
en:http://www.hehconstructores.com.ec/index.php/nuestrosproyectos/hidroelec
tricas/hidroelectrica-uravia
[11] (2016) EUPRO proyectos y desarrollo. Último acceso: febrero 2016. [En línea].
Disponible en: http://eupro.jimdo.com/noticias-1/central-hidroel%C3%A9ctrica-
perlabi/
[12] CALIDAD DEL SERVICIO ELECTRICO DE DISTRIBUCION, ARCONEL,
Regulación No. CONELEC-004/01, 2001.
[13] R. Robalino, y L. Duchicela, “Informe de Elaboración de Micro Áreas para
Estudios de Estadística a Nivel Distribuido”, Departamento de Administración
de Proyectos, Empresa Eléctrica Quito, 2015.
[14] M. Salas, Estadística Española, Vol.38, Núm.141. Granada, España:
Universidad de Granada, 1996.
[15] M. Sosa, y M. Poveda, “Informe de la Carga Eléctrica Actual y Futura de la
Zona A”, Unidad Temporal de Soterramiento, Empresa Eléctrica Quito, 2014.
[16] (2016) INTRANET EMPRESA ELÉCTRICA QUITO EEQ. Último acceso:
marzo 2016. [En línea]. Disponible en: http://sdi.eeq.com.ec/SDi/
[17] Plan Metropolitano de Ordenamiento Territorial-Ordenanza Metropolitana No
0171, Concejo Metropolitano de Quito, Quito, Ecuador, 2011.
[18] R. Lara, y F. Mestanza; “PLANIFICACIÓN A LARGO PLAZO DEL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN DEL SECTOR “LA MARISCAL” DE LA CIUDAD DE
QUITO”, Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador, 2004.
[19] (2016) EPI-CENTRO Intervalos de confianza. Último acceso: febrero 2016. [En
línea]. Disponible en:
http://escuela.med.puc.cl/recursos/recepidem/epianal9.htm
89
ANEXOS
90
ANEXO N°1: RED ACTUAL DE LA SUBESTACIÓN 57 POMASQUI
91
92
ANEXO N°2: REGISTROS HISTÓRICOS DE DEMANDA S/E 57 POMASQUI
Primario
Demanda máxima no coincidente
2013 2014
Fecha medición
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
Potencia total [kVA]
Fecha medición
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
Potencia total [kVA]
57 A dic. 12,
9:00 PM 2.878,85 2.808,81 2.696,60 8.384,26
dic. 17, 8:30 PM
3.064,92 2.960,18 2.814,54 8.839,65
57 B - - - - - dic. 9,
7:45 PM 3.338,014 3.262,687 3.489,858 10.090,560
57 C dic. 10,
9:15 PM 3.409,00 3.649,54 3.577,84 10.636,37
dic. 9, 8:15 PM
3.673,20 3.762,94 3.672,97 11.109,12
57 D dic. 7, 10:45
PM 3.062,57 3.077,22 3.029,94 9.169,74
dic. 7, 9:30 AM
2.660,05 2.780,80 2.714,13 8.154,98
57 E dic. 9,
7:45 PM 3.059,71 3.055,24 3.139,61 9.254,57
dic. 16, 8:15 PM
3.065,21 3.102,83 3.273,38 9.441,41
57 F dic. 9,
9:00 PM 2.017,61 2.176,54 1.969,37 6.163,52
dic. 9, 8:15 PM
2.105,49 2.191,13 1.960,29 6.256,91
57 G dic. 4,
7:45 PM 3.120,84 3.032,39 3.247,40 9.400,62
dic. 4, 11:30 AM
3.320,31 3.523,51 3.692,20 10.536,02
Primario
Demanda máxima coincidente
2013 2014
Fecha medición
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
Potencia total [kVA]
Fecha medición
Potencia fase A [kVA]
Potencia fase B [kVA]
Potencia fase C [kVA]
Potencia total [kVA]
57 A dic. 17,
7:00 PM 2.653,33 2.641,14 2.553,75 7.848,23
dic. 16, 8:00 PM
2.908,71 2.838,85 2.684,83 8.432,38
57 B - - - - - dic. 16,
8:00 PM 2.831,780 2.933,304 3.019,547 8.784,630
57 C dic. 17,
7:00 PM 2.276,81 2.525,64 2.472,56 7.275,02
dic. 16, 8:00 PM
3.625,80 3.704,25 3.595,83 10.925,88
57 D dic. 17,
7:00 PM 1.645,68 1.611,76 1.598,61 4.856,05
dic. 16, 8:00 PM
928,73 674,22 818,29 2.421,24
57 E dic. 17,
7:00 PM 2.348,56 2.435,10 2.553,75 7.337,41
dic. 16, 8:00 PM
2.991,00 3.030,02 3.202,10 9.223,12
57 F dic. 17,
7:00 PM 1.552,80 1.729,66 1.562,37 4.844,83
dic. 16, 8:00 PM
1.286,35 1.750,09 1.389,54 4.425,97
57 G dic. 17,
7:00 PM 2.792,72 2.761,71 2.977,02 8.531,46
dic. 16, 8:00 PM
1.939,97 2.055,55 2.802,89 6.798,41
93
ANEXO N°3: DEMANDA POR MICROÁREA - DEMANDA NO COINCIDENTE
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA] Microárea
Número de transformadores
Demanda [kVA]
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA]
NE0213 1 8 NE0944 2 3 NE1329 1 8
NE0214 2 39 NE0946 3 8 NE1330 1 5
NE0314 8 244 NE0947 1 2 NE1332 8 39
NE0315 1 3 NE0948 0 0 NE1333 1 3
NE0316 1 22 NE1013 42 1579 NE1334 0 0
NE0414 9 315 NE1014 61 2698 NE1335 3 7
NE0415 69 2266 NE1015 74 2928 NE1336 3 6
NE0416 31 983 NE1016 44 452 NE1337 2 7
NE0417 2 30 NE1017 41 403 NE1338 3 10
NE0513 2 131 NE1018 30 233 NE1339 2 4
NE0514 4 53 NE1019 9 48 NE1340 6 176
NE0515 80 2136 NE1024 0 0 NE1341 2 70
NE0516 61 1851 NE1035 2 18 NE1343 3 10
NE0517 52 1023 NE1036 3 8 NE1344 3 7
NE0612 5 115 NE1037 10 45 NE1413 3 27
NE0613 34 751 NE1038 4 8 NE1414 3 24
NE0614 27 553 NE1039 2 6 NE1415 1 4
NE0615 9 161 NE1040 6 28 NE1416 0 0
NE0616 47 1266 NE1041 5 13 NE1433 1 2
NE0617 48 628 NE1042 5 17 NE1434 2 4
NE0618 23 226 NE1043 11 38 NE1438 7 19
NE0619 21 190 NE1044 1 6 NE1439 1 5
NE0620 5 18 NE1045 2 8 NE1440 14 490
NE0621 1 8 NE1046 2 7 NE1441 3 16
NE0644 2 5 NE1047 0 0 NE1442 3 11
NE0651 0 0 NE1113 13 103 NE1443 1 3
NE0652 1 2 NE1114 33 242 NE1444 3 16
NE0713 120 6908 NE1115 53 882 NE1445 1 3
NE0714 112 2262 NE1116 71 747 NE1513 3 27
NE0715 74 1062 NE1117 30 296 NE1516 2 7
NE0716 38 380 NE1118 14 85 NE1517 6 379
NE0717 37 460 NE1119 0 0 NE1518 2 10
NE0718 14 165 NE1124 0 0 NE1533 2 6
NE0719 19 128 NE1125 0 0 NE1534 4 11
NE0720 22 239 NE1129 2 8 NE1535 4 9
NE0721 47 773 NE1130 2 38 NE1538 1 12
NE0722 14 195 NE1131 2 3 NE1539 10 56
NE0723 40 376 NE1134 1 2 NE1540 2 17
NE0743 1 3 NE1136 1 3 NE1541 2 6
94
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA] Microárea
Número de transformadores
Demanda [kVA]
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA]
NE0744 1 2 NE1137 3 10 NE1542 0 0
NE0745 1 2 NE1138 2 5 NE1543 2 5
NE0751 1 6 NE1139 8 271 NE1544 10 28
NE0813 83 2336 NE1140 4 8 NE1545 5 6
NE0814 79 2006 NE1141 3 9 NE1610 0 0
NE0815 104 1703 NE1142 5 28 NE1611 2 18
NE0816 59 553 NE1143 17 93 NE1612 1 9
NE0817 34 230 NE1144 9 44 NE1613 3 27
NE0818 5 34 NE1145 2 7 NE1614 0 0
NE0819 3 16 NE1146 1 3 NE1617 3 19
NE0820 15 115 NE1213 7 67 NE1618 0 0
NE0821 25 389 NE1214 13 125 NE1634 0 0
NE0822 25 294 NE1215 1 6 NE1635 3 9
NE0823 26 230 NE1216 2 14 NE1636 5 12
NE0824 16 120 NE1217 2 12 NE1637 1 2
NE0837 2 8 NE1225 3 39 NE1639 3 19
NE0838 3 7 NE1226 1 5 NE1640 6 115
NE0839 1 2 NE1227 0 0 NE1641 0 0
NE0843 0 0 NE1228 3 16 NE1642 2 5
NE0844 1 3 NE1229 15 112 NE1644 2 5
NE0845 1 2 NE1230 4 10 NE1710 2 18
NE0849 0 0 NE1231 6 63 NE1713 0 0
NE0850 0 0 NE1232 15 98 NE1714 1 9
NE0851 2 11 NE1233 4 20 NE1717 3 28
NE0913 47 2826 NE1234 7 25 NE1733 5 12
NE0914 69 1300 NE1235 2 14 NE1734 2 5
NE0915 95 1944 NE1236 3 7 NE1735 7 21
NE0916 59 476 NE1237 3 7 NE1736 4 10
NE0917 57 351 NE1238 11 37 NE1737 4 10
NE0918 42 286 NE1239 3 36 NE1738 1 2
NE0919 3 18 NE1240 2 5 NE1739 1 2
NE0920 4 35 NE1241 1 2 NE1740 3 15
NE0923 8 49 NE1242 2 7 NE1833 3 9
NE0924 5 29 NE1243 2 6 NE1834 3 7
NE0936 3 21 NE1244 14 63 NE1839 1 4
NE0937 4 12 NE1245 4 11 NE1840 2 6
NE0938 1 1 NE1312 4 28 NE1841 2 6
NE0940 1 2 NE1313 4 21 NE1939 5 17
NE0941 2 9 NE1314 2 18 NE1940 5 18
NE0942 3 8 NE1315 3 15 NE1941 2 5
NE0943 1 3 NE1327 0 0 NE2040 1 4
95
ANEXO N°4: DEMANDA POR MICROÁREA - DEMANDA COINCIDENTE
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA] Microárea
Número de transformadores
Demanda [kVA]
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA]
NE0213 1 8 NE0944 2 3 NE1329 1 7
NE0214 2 39 NE0946 3 8 NE1330 1 5
NE0314 8 240 NE0947 1 2 NE1332 8 36
NE0315 1 3 NE0948 0 0 NE1333 1 3
NE0316 1 22 NE1013 42 1472 NE1334 0 0
NE0414 9 287 NE1014 61 2522 NE1335 3 7
NE0415 69 2058 NE1015 74 2736 NE1336 3 6
NE0416 31 895 NE1016 44 418 NE1337 2 7
NE0417 2 30 NE1017 41 375 NE1338 3 10
NE0513 2 93 NE1018 30 214 NE1339 2 4
NE0514 4 49 NE1019 9 45 NE1340 6 161
NE0515 80 1943 NE1024 0 0 NE1341 2 64
NE0516 61 1670 NE1035 2 17 NE1343 3 9
NE0517 52 1004 NE1036 3 8 NE1344 3 7
NE0612 5 80 NE1037 10 43 NE1413 3 21
NE0613 34 539 NE1038 4 8 NE1414 3 18
NE0614 27 394 NE1039 2 6 NE1415 1 3
NE0615 9 133 NE1040 6 26 NE1416 0 0
NE0616 47 1156 NE1041 5 12 NE1433 1 2
NE0617 48 614 NE1042 5 17 NE1434 2 4
NE0618 23 215 NE1043 11 36 NE1438 7 18
NE0619 21 181 NE1044 1 6 NE1439 1 5
NE0620 5 18 NE1045 2 6 NE1440 14 453
NE0621 1 8 NE1046 2 6 NE1441 3 16
NE0644 2 5 NE1047 0 0 NE1442 3 11
NE0651 0 0 NE1113 13 69 NE1443 1 3
NE0652 1 2 NE1114 33 180 NE1444 3 15
NE0713 120 4780 NE1115 53 820 NE1445 1 3
NE0714 112 1617 NE1116 71 692 NE1513 3 21
NE0715 74 855 NE1117 30 273 NE1516 2 5
NE0716 38 352 NE1118 14 78 NE1517 6 257
NE0717 37 425 NE1119 0 0 NE1518 2 7
NE0718 14 153 NE1124 0 0 NE1533 2 6
NE0719 19 119 NE1125 0 0 NE1534 4 11
NE0720 22 226 NE1129 2 7 NE1535 4 9
NE0721 47 739 NE1130 2 36 NE1538 1 11
NE0722 14 187 NE1131 2 3 NE1539 10 52
NE0723 40 370 NE1134 1 2 NE1540 2 16
NE0743 1 3 NE1136 1 3 NE1541 2 6
96
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA] Microárea
Número de transformadores
Demanda [kVA]
Microárea Número de
transformadores Demanda
[kVA]
NE0744 1 2 NE1137 3 9 NE1542 0 0
NE0745 1 2 NE1138 2 5 NE1543 2 5
NE0751 1 5 NE1139 8 250 NE1544 10 26
NE0813 83 1578 NE1140 4 8 NE1545 5 6
NE0814 79 1712 NE1141 3 9 NE1610 0 0
NE0815 104 1611 NE1142 5 24 NE1611 2 14
NE0816 59 522 NE1143 17 88 NE1612 1 7
NE0817 34 212 NE1144 9 40 NE1613 3 21
NE0818 5 32 NE1145 2 6 NE1614 0 0
NE0819 3 15 NE1146 1 3 NE1617 3 12
NE0820 15 108 NE1213 7 41 NE1618 0 0
NE0821 25 361 NE1214 13 82 NE1634 0 0
NE0822 25 271 NE1215 1 4 NE1635 3 9
NE0823 26 220 NE1216 2 13 NE1636 5 12
NE0824 16 113 NE1217 2 11 NE1637 1 2
NE0837 2 8 NE1225 3 35 NE1639 3 17
NE0838 3 7 NE1226 1 5 NE1640 6 108
NE0839 1 2 NE1227 0 0 NE1641 0 0
NE0843 0 0 NE1228 3 16 NE1642 2 5
NE0844 1 3 NE1229 15 102 NE1644 2 5
NE0845 1 2 NE1230 4 10 NE1710 2 14
NE0849 0 0 NE1231 6 58 NE1713 0 0
NE0850 0 0 NE1232 15 92 NE1714 1 7
NE0851 2 10 NE1233 4 19 NE1717 3 17
NE0913 47 2587 NE1234 7 24 NE1733 5 12
NE0914 69 1232 NE1235 2 13 NE1734 2 5
NE0915 95 1822 NE1236 3 7 NE1735 7 20
NE0916 59 440 NE1237 3 7 NE1736 4 10
NE0917 57 327 NE1238 11 35 NE1737 4 10
NE0918 42 265 NE1239 3 33 NE1738 1 2
NE0919 3 17 NE1240 2 5 NE1739 1 2
NE0920 4 32 NE1241 1 2 NE1740 3 14
NE0923 8 46 NE1242 2 6 NE1833 3 9
NE0924 5 27 NE1243 2 6 NE1834 3 7
NE0936 3 20 NE1244 14 60 NE1839 1 3
NE0937 4 11 NE1245 4 11 NE1840 2 6
NE0938 1 1 NE1312 4 18 NE1841 2 6
NE0940 1 2 NE1313 4 15 NE1939 5 15
NE0941 2 8 NE1314 2 14 NE1940 5 15
NE0942 3 8 NE1315 3 10 NE1941 2 5
NE0943 1 3 NE1327 0 0 NE2040 1 3
97
ANEXO N°5: USO DE SUELO EN LA ZONA DE INFLUENCIA DE S/E 57
POMASQUI
98
ANEXO N°6: ZONIFICACIÓN PARA EDIFICACIÓN Y HABILITACIÓN DEL SUELO
La zonificación para edificación y habilitación del suelo sigue la estructura del código
mostrado en la Tabla A.2.
Tabla A.2. Estructura para codificar la zonificación y uso del suelo
(a) (b) (c) - (d)
A 6 0 3 - 3 5 Donde:
(a) Tipología de ocupación y edificabilidad.
(b) Lote mínimo que se debe multiplicar por diez.
(c) Altura máxima en número de pisos.
(d) Coeficiente de ocupación del suelo planta baja (COS-PB), el COS total es el
producto entre la altura máxima en número de pisos y el COS-PB.
Para la ocupación y edificabilidad en los terrenos, se definen las siguientes tipologías:
Aislada (A): para edificaciones con retiro frontal, dos laterales y posterior.
Pareada (B): para edificaciones con retiro frontal, un lateral y posterior. Se
permite que otra construcción colinde con un lado lateral de la edificación.
Continua (C): para edificaciones con retiro frontal y posterior. Se permite que
otras construcciones colinden con los lados laterales de la edificación.
Sobre línea de fábrica (D): para edificaciones con retiro posterior. Se permite
que otras construcciones colinden con los lados laterales y frontal de la
edificación.
Concertada ZC: para proyectos especiales a ser desarrollados en forma
concertada con la municipalidad.
Especial ZH: para proyectos a desarrollarse en los núcleos históricos de las
cabeceras parroquiales de la zona.
En los siguientes cuadros se muestran las diferentes zonas para uso del suelo de la
ciudad de Quito.
99
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN DEL SUELO
H ÁREAS HISTÓRICAS
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote mínimo Frente mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 D202H-70 2 8 0 0 3 6 70 140 200 10
2 D203H-70 3 12 0 0 3 6 70 210 200 10
3 D302H-70 2 8 0 0 3 6 70 140 300 10
4 D303H-70 3 12 0 0 3 6 70 210 300 10
5 D602H-45 2 8 0 0 3 6 45 90 600 15
6 A601H-30 1 4 5 3 3 6 30 30 600 15
7 A602H-30 2 8 5 3 3 6 30 60 600 15
8 A2502H-10 2 8 5 3 3 6 10 20 2500 30
9 D603H-50 3 12 0 0 3 6 50 150 600 15
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN
DEL SUELO
A AISLADA
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote
mínimo Frente
mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 A602-50 2 8 5 3 3 6 50 100 600 15
2 A1002-35 2 8 5 3 3 6 35 70 1000 20
3 A2502-10 2 8 5 5 5 6 10 20 2500 30
4 A5002-5 2 8 5 5 5 6 5 10 5000 40
5 A10002-3 2 8 5 5 5 6 3 6 10000 50
6 A25002-1,5 2 8 5 5 5 6 1,5 3 25000 100
7 A5002-1 2 8 5 5 5 6 1 2 50000 125
8 A603-35 3 12 5 3 3 6 35 105 600 15
9 A1003-35 3 12 5 3 3 6 35 105 1000 20
10 A604-50 4 16 5 3 3 6 50 200 600 15
11 A1004-40 4 16 5 3 3 6 40 160 1000 20
12 A604i-60 4 16 5 3 3 6 60 240 600 15
13 A804i-60 4 16 5 3 3 6 60 240 800 20
14 A808i-60 8 32 5 3 3 6 60 480 800 20
15 A1004i-60 4 16 10 5 5 6 60 240 1000 20
16 A2504i-60 4 16 10 5 5 10 60 240 2500 30
17 A5004i-40 4 16 10 10 10 10 40 160 5000 40
18 A502-35 2 8 5 3 3 6 35 70 500 15
19 A606-50 6 24 5 3 3 6 50 300 600 15
20 A606-50 (PB) 6 24 5 3 3 6 50 300 600 15
21 A608-50 8 32 5 3 3 6 50 400 600 15
22 A608-60(PB) 8 32 5 3 3 6 60 480 600 15
23 A610-50 10 40 5 3 3 6 50 500 600 15
24 A612-50 12 48 5 3 3 6 50 600 600 15
100
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN
DEL SUELO
A AISLADA
N° Zona Altura
máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote
mínimo Frente
mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
25 A812-50 12 48 5 3 3 6 50 600 800 20
26 A1005-40 5 20 5 3 3 6 40 200 1000 20
27 A1016-40 16 64 5 3 3 6 40 640 1000 20
28 A1020-40 20 80 5 3 3 6 40 800 1000 20
29 A604-60(PA) 4 16 5 3 3 6 60 250 600 15
30 A608-50(PB) 8 32 5 3 3 6 50 400 600 15
31 PQ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
32 A203-50 3 12 5 3 3 6 50 150 200 10
33 A604-50(PB) 4 16 5 3 3 6 50 200 600 15
34 A603-50 3 12 5 3 3 6 50 150 600 15
35 A404-50 4 16 5 3 3 6 50 200 400 12
36 A602-50(VU) 2 8 5 3 3 6 50 100 600 15
37 A1002-35(VU) 2 8 5 3 3 6 35 70 1000 20
38 A1002-35(VB) 2 8 5 3 3 6 35 70 1000 20
39 A1006-40 6 24 5 3 3 6 40 240 1000 20
40 A604-40 4 16 5 3 3 6 40 160 600 15
41 A1002-25 2 8 5 3 3 6 25 50 1000 20
42 A1252-5 2 8 5 3 3 6 5 10 1250 25
43 A2502-5 2 8 5 5 5 10 5 10 2500 100
44 A5001-2,5 1 4 5 5 5 10 2,5 2,5 5000 100
45 A804i-70 4 16 5 3 3 6 70 280 800 20
46 A5004i-70 4 16 10 5 5 6 70 280 5000 40
47 A10004i-70 4 16 10 5 5 6 70 280 10000 50
48 A20004i-70 4 16 10 5 5 6 70 280 20000 50
49 A10002-5 2 8 5 3 3 6 5 10 10000 50
50* A606-60 6 24 3 3 3 6 60 360 600 15
(PB) Ocupación de retiro frontal en un piso
(PA) Ocupación de retiro frontal en dos pisos
(VU) Vivienda unifamiliar (Se podrá edificar una (1) vivienda por cada lote mínimo contemplado en la zonificación)
(VB) Vivienda bifamiliar (Se podrá edificar dos (2) viviendas por cada lote mínimo contemplado en la zonificación)
(PQ) Quebradas: (No se permiten habilitaciones de suelo ni edificaciones)
* El retiro frontal de tres (3) metros deberá integrarse al espacio público
101
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN DEL SUELO
B PAREADA
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote
mínimo Frente
mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 B303-50 3 12 5 3 3 6 50 150 300 10
2 B304-50 4 16 5 3 3 6 50 200 300 10
3 B304-50(PB) 4 16 5 3 3 6 50 200 300 10
4 B406-60 6 24 5 3 3 6 60 360 400 12
5 B406-60(PB) 6 24 5 3 3 6 60 360 400 12
6 B408-60 8 32 5 3 3 6 60 480 400 12
7 B303-50(PB) 3 12 5 3 3 6 50 150 300 10
8 B304-50 4 16 3 3 3 6 50 200 300 10
9 B404-60 4 16 5 3 3 6 60 240 400 12
10 B404-60 4 16 3 3 3 6 60 240 400 12
11 B406-60(PB) 6 24 3 3 3 6 60 360 400 12
12 B612-60 6 24 5 3 3 6 60 360 600 15
13 B305-50 5 20 5 3 3 6 50 250 300 10
14 B304-60(PB) 4 16 3 3 3 6 60 240 300 10
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN DEL SUELO
D SOBRE LÍNEA DE FÁBRICA
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote
mínimo Frente
mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 D202-80 2 8 0 0 3 6 80 160 200 10
2 D302-80 2 8 0 0 3 6 80 160 300 10
3 D203-80 3 12 0 0 3 6 80 240 200 10
4 D303-80 3 12 0 0 3 6 80 240 300 10
5 D304-80 4 16 0 0 3 6 80 320 300 10
6 D406-70 6 24 0 0 3 6 70 420 400 12
7 D408-70 8 32 0 0 3 6 70 560 400 12
8 D610-70 10 40 0 0 3 6 70 700 600 15
9 * D102-80 2 8 0 0 3 6 80 160 100 6
10 D203-50 3 12 0 0 3 6 50 150 200 10
11 D303-50 3 12 0 0 3 6 50 150 300 10
12 D302-50 2 8 0 0 3 6 50 100 300 10
13 D403-80 3 12 0 0 3 6 80 240 400 12
* Solo para lotes existentes
102
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN DEL SUELO
C CONTINUA CON RETIRO FRONTAL
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote
mínimo Frente
mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 C203-60 3 12 5 0 3 6 60 180 200 10
2 C302-70 2 8 5 0 3 6 70 140 300 10
3 C303-70 3 12 5 0 3 6 70 210 300 10
4 C304-70 4 16 5 0 3 6 70 280 300 10
5 C304-70(PB) 4 16 5 0 3 6 70 280 300 10
6 C406-70 6 24 5 0 3 6 70 420 400 12
7 C406-70(PB) 6 24 5 0 3 6 70 420 400 12
8 C408-70 8 32 5 0 3 6 70 560 400 12
9 C408-70(PB) 8 32 5 0 3 6 70 560 400 12
10 C612-70 2 8 5 0 3 6 70 140 600 15
11 C304-70 4 16 3 0 3 6 70 280 300 10
12 * C203-70(PB) 3 12 5 0 3 6 70 210 200 10
13 ** C203-60 3 12 V 0 3 6 60 180 200 10
14 C203-60 3 12 3 0 3 6 60 180 200 10
15 C404-70(PB) 4 16 5 0 3 6 70 280 400 10
16 C603-40 3 12 5 0 3 6 40 120 600 15
17 C406-70(PB) 6 24 3 0 3 6 70 420 400 12
18 C304-70(PB) 4 16 3 0 3 6 70 280 300 10
* Equivalente a C0 de la Ordenanza Especial de zonificación No.018 del sector La Mariscal
** Equivalente a C1A de la Ordenanza Especial de zonificación No.018 del sector La Mariscal
EDIFICACIÓN HABILITACIÓN DEL SUELO
Z ÁREAS DE PROMOCIÓN
N° Zona Altura máxima Retiros
Distancia entre bloques
COS - PB COS Total Lote mínimo Frente mínimo
Pisos M F L P M % % m² m
1 ZH 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2 ZC V V V V V V V V V V
V = Datos variables
103
ANEXO N°7: ÁREA NETA HABILITADA POR MICROÁREA
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE0923 Agrícola Resid. 58,40% 49 46 101.194,86
NE1119 Agrícola Resid. 68,99% 0 0 129.835,64
NE1129 Agrícola Resid. 95,49% 8 7 72.809,55
NE1130 Agrícola Resid. 91,96% 38 36 52.401,58
NE1136 Agrícola Resid. 72,93% 3 3 22.363,23
NE1137 Agrícola Resid. 70,83% 10 9 28.962,09
NE1214 Agrícola Resid. 67,49% 125 82 232.274,64
NE1217 Agrícola Resid. 63,17% 12 11 202.278,62
NE1230 Agrícola Resid. 45,06% 10 10 46.791,26
NE1233 Agrícola Resid. 57,97% 20 19 46.811,39
NE1238 Agrícola Resid. 43,92% 37 35 38.599,56
NE1239 Agrícola Resid. 48,71% 36 33 62.896,08
NE1313 Agrícola Resid. 97,28% 21 15 204.330,28
NE1314 Agrícola Resid. 81,87% 18 14 32.773,69
NE1329 Agrícola Resid. 85,61% 8 7 53.201,06
NE1330 Agrícola Resid. 91,99% 5 5 78.695,43
NE1332 Agrícola Resid. 76,37% 39 36 194.976,76
NE1333 Agrícola Resid. 79,21% 3 3 32.659,16
NE1339 Agrícola Resid. 67,75% 4 4 23.917,64
NE1736 Agrícola Resid. 93,04% 10 10 81.125,58
NE0315 Equipamiento 64,69% 3 3 182.530,60
NE0316 Equipamiento 98,21% 22 22 316.885,45
NE0920 Equipamiento 71,04% 35 32 16.542,26
NE1513 Equipamiento 100,00% 27 21 1.062,84
NE1611 Equipamiento 100,00% 18 14 3.504,41
NE1612 Equipamiento 100,00% 9 7 8.912,44
NE1613 Equipamiento 100,00% 27 21 15.315,05
NE1614 Equipamiento 88,13% 0 0 4.108,97
NE1710 Equipamiento 100,00% 18 14 8.304,33
NE1713 Equipamiento 100,00% 0 0 17.049,38
NE1714 Equipamiento 79,28% 9 7 4.803,03
NE0414 Industrial 66,97% 315 287 471.626,46
NE0513 Industrial 50,67% 131 93 439.703,13
NE0514 Industrial 37,47% 53 49 200.367,96
NE0713 Industrial 37,15% 6908 4780 451.174,12
NE0621 Prot ecológica 51,15% 8 8 11.255,74
NE1024 Prot ecológica 100,00% 0 0 8.310,17
NE1124 Prot ecológica 100,00% 0 0 962,82
NE1125 Prot ecológica 100,00% 0 0 2.123,55
NE1315 Prot ecológica 55,84% 15 10 5.754,13
104
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE1414 Prot ecológica 96,70% 24 18 1.188,64
NE1516 Prot ecológica 100,00% 7 5 836,68
NE1517 Prot ecológica 100,00% 379 257 458,16
NE1518 Prot ecológica 100,00% 10 7 0,00
NE0213 Residencial 80,47% 8 8 510.742,07
NE0214 Residencial 87,27% 39 39 15.227,03
NE0314 Residencial 74,05% 244 240 90.906,95
NE0415 Residencial 69,13% 2266 2058 430.222,95
NE0416 Residencial 92,87% 983 895 272.433,33
NE0417 Residencial 76,81% 30 30 78.502,36
NE0515 Residencial 67,29% 2136 1943 426.063,15
NE0516 Residencial 89,41% 1851 1670 343.456,26
NE0517 Residencial 95,67% 1023 1004 231.976,76
NE0612 Residencial 96,58% 115 80 135.902,21
NE0613 Residencial 84,98% 751 539 159.297,07
NE0614 Residencial 99,88% 553 394 204.769,48
NE0615 Residencial 98,12% 161 133 68.365,45
NE0616 Residencial 97,03% 1266 1156 259.716,24
NE0617 Residencial 97,28% 628 614 236.969,16
NE0618 Residencial 73,67% 226 215 191.811,37
NE0619 Residencial 83,28% 190 181 157.915,51
NE0620 Residencial 81,22% 18 18 77.215,68
NE0714 Residencial 96,12% 2262 1617 346.272,54
NE0715 Residencial 95,29% 1062 855 307.958,98
NE0716 Residencial 99,84% 380 352 234.437,95
NE0717 Residencial 90,80% 460 425 260.605,67
NE0718 Residencial 71,00% 165 153 95.754,81
NE0719 Residencial 94,73% 128 119 228.507,25
NE0720 Residencial 68,02% 239 226 229.433,77
NE0721 Residencial 85,44% 773 739 223.126,30
NE0722 Residencial 98,14% 195 187 192.355,56
NE0723 Residencial 77,64% 376 370 247.532,66
NE0813 Residencial 58,09% 2336 1578 400.717,16
NE0814 Residencial 80,24% 2006 1712 387.915,24
NE0815 Residencial 96,70% 1703 1611 352.938,31
NE0816 Residencial 95,40% 553 522 309.333,59
NE0817 Residencial 82,43% 230 212 378.071,01
NE0818 Residencial 68,53% 34 32 80.961,33
NE0820 Residencial 40,78% 115 108 97.862,02
NE0821 Residencial 61,10% 389 361 232.091,64
NE0822 Residencial 78,23% 294 271 215.799,11
NE0823 Residencial 51,93% 230 220 117.688,58
105
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE0824 Residencial 69,19% 120 113 152.958,96
NE0913 Residencial 59,24% 2826 2587 483.208,49
NE0914 Residencial 92,56% 1300 1232 300.627,74
NE0915 Residencial 74,02% 1944 1822 335.363,62
NE0916 Residencial 90,90% 476 440 301.061,87
NE0917 Residencial 99,98% 351 327 385.582,04
NE0918 Residencial 98,54% 286 265 299.467,42
NE0919 Residencial 78,70% 18 17 106.857,09
NE0924 Residencial 73,88% 29 27 110.014,13
NE0937 Residencial 62,12% 12 11 3.679,46
NE1013 Residencial 89,70% 1579 1472 325.456,64
NE1014 Residencial 89,08% 2698 2522 455.623,87
NE1015 Residencial 42,73% 2928 2736 511.832,55
NE1016 Residencial 84,92% 452 418 314.671,33
NE1017 Residencial 99,75% 403 375 239.386,81
NE1018 Residencial 99,96% 233 214 292.430,59
NE1019 Residencial 93,95% 48 45 298.240,01
NE1037 Residencial 97,15% 45 43 298.764,43
NE1042 Residencial 64,74% 17 17 9.251,07
NE1043 Residencial 28,33% 38 36 3.818,45
NE1113 Residencial 93,22% 103 69 26.600,02
NE1114 Residencial 97,05% 242 180 225.880,88
NE1115 Residencial 99,13% 882 820 231.134,46
NE1116 Residencial 99,98% 747 692 416.683,25
NE1117 Residencial 99,65% 296 273 236.828,69
NE1118 Residencial 98,21% 85 78 290.422,50
NE1142 Residencial 90,17% 28 24 100.973,78
NE1143 Residencial 98,47% 93 88 355.397,44
NE1144 Residencial 96,58% 44 40 192.643,88
NE1213 Residencial 76,60% 67 41 97.745,57
NE1215 Residencial 76,74% 6 4 20.981,42
NE1216 Residencial 92,48% 14 13 84.086,40
NE1229 Residencial 53,99% 112 102 106.465,72
NE1231 Residencial 85,63% 63 58 42.950,74
NE1232 Residencial 53,16% 98 92 332.939,60
NE1244 Residencial 98,87% 63 60 354.032,44
NE1245 Residencial 88,72% 11 11 60.694,82
NE1539 Residencial 58,23% 56 52 63.985,62
NE1540 Residencial 63,02% 17 16 37.012,89
NE1617 Residencial 49,78% 19 12 23.330,03
NE1618 Residencial 48,31% 0 0 28.523,98
NE1639 Residencial 70,52% 19 17 37.948,25
106
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE1640 Residencial 84,68% 115 108 248.908,40
NE1717 Residencial 85,98% 28 17 67.126,16
NE1740 Residencial 61,30% 15 14 86.187,14
NE0644 RNR 100,00% 5 5 7.043,05
NE0651 RNR 100,00% 0 0 6.802,52
NE0652 RNR 100,00% 2 2 3.128,24
NE0743 RNR 100,00% 3 3 6.750,47
NE0744 RNR 100,00% 2 2 8.568,23
NE0745 RNR 100,00% 2 2 8.197,41
NE0751 RNR 100,00% 6 5 4.800,60
NE0819 RNR 73,17% 16 15 20.477,13
NE0837 RNR 100,00% 8 8 10,39
NE0838 RNR 100,00% 7 7 5.346,39
NE0839 RNR 100,00% 2 2 4.126,98
NE0843 RNR 100,00% 0 0 6.785,76
NE0844 RNR 100,00% 3 3 7.007,68
NE0845 RNR 100,00% 2 2 6.907,98
NE0849 RNR 100,00% 0 0 7.548,51
NE0850 RNR 100,00% 0 0 7.424,01
NE0851 RNR 100,00% 11 10 5.314,33
NE0936 RNR 100,00% 21 20 2.510,15
NE0938 RNR 100,00% 1 1 5.446,68
NE0940 RNR 100,00% 2 2 7.224,16
NE0941 RNR 100,00% 9 8 8.567,98
NE0942 RNR 100,00% 8 8 7.199,66
NE0943 RNR 100,00% 3 3 7.212,29
NE0944 RNR 100,00% 3 3 6.488,16
NE0946 RNR 100,00% 8 8 7.695,58
NE0947 RNR 100,00% 2 2 6.910,28
NE0948 RNR 100,00% 0 0 7.508,51
NE1035 RNR 100,00% 18 17 4.569,18
NE1036 RNR 98,27% 8 8 7.430,28
NE1038 RNR 100,00% 8 8 7.411,60
NE1039 RNR 100,00% 6 6 7.063,17
NE1040 RNR 100,00% 28 26 5.773,27
NE1041 RNR 100,00% 13 12 8.527,50
NE1044 RNR 100,00% 6 6 8.567,86
NE1045 RNR 100,00% 8 6 7.115,72
NE1046 RNR 100,00% 7 6 7.414,08
NE1047 RNR 100,00% 0 0 7.786,94
NE1131 RNR 100,00% 3 3 3.513,55
NE1134 RNR 100,00% 2 2 508,95
107
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE1138 RNR 100,00% 5 5 7.682,00
NE1139 RNR 100,00% 271 250 7.430,94
NE1140 RNR 100,00% 8 8 8.074,09
NE1141 RNR 100,00% 9 9 12.734,21
NE1145 RNR 100,00% 7 6 7.284,19
NE1146 RNR 100,00% 3 3 6.428,44
NE1225 RNR 0,00% 39 35 2.646,55
NE1226 RNR 0,00% 5 5 997,82
NE1227 RNR 100,00% 0 0 291,46
NE1228 RNR 100,00% 16 16 3.535,23
NE1234 RNR 100,00% 25 24 6.236,42
NE1235 RNR 100,00% 14 13 8.074,02
NE1236 RNR 100,00% 7 7 5.336,82
NE1237 RNR 100,00% 7 7 8.277,50
NE1240 RNR 100,00% 5 5 6.719,98
NE1241 RNR 100,00% 2 2 10.117,35
NE1242 RNR 100,00% 7 6 10.455,21
NE1243 RNR 50,52% 6 6 18.311,46
NE1312 RNR 93,75% 28 18 3.299,70
NE1327 RNR 100,00% 0 0 409,16
NE1334 RNR 100,00% 0 0 8.136,26
NE1335 RNR 100,00% 7 7 7.350,81
NE1336 RNR 100,00% 6 6 6.009,57
NE1337 RNR 100,00% 7 7 7.925,02
NE1338 RNR 93,68% 10 10 8.324,02
NE1340 RNR 100,00% 176 161 6.218,21
NE1341 RNR 100,00% 70 64 8.320,10
NE1343 RNR 100,00% 10 9 8.082,44
NE1344 RNR 100,00% 7 7 8.330,42
NE1413 RNR 100,00% 27 21 3.776,93
NE1415 RNR 99,82% 4 3 4.147,04
NE1416 RNR 81,45% 0 0 2.607,55
NE1433 RNR 100,00% 2 2 8.516,51
NE1434 RNR 100,00% 4 4 8.567,34
NE1438 RNR 100,00% 19 18 8.194,81
NE1439 RNR 100,00% 5 5 6.540,13
NE1440 RNR 100,00% 490 453 7.307,16
NE1441 RNR 100,00% 16 16 8.567,39
NE1442 RNR 100,00% 11 11 7.750,85
NE1443 RNR 100,00% 3 3 7.058,23
NE1444 RNR 100,00% 16 15 8.567,39
NE1445 RNR 100,00% 3 3 8.260,83
108
Microárea Uso vigente Incidencia
[%]
Dmáx No Coincidente
[kVA]
Dmáx Coincidente
[kVA]
Área neta habilitada [m²]
NE1533 RNR 100,00% 6 6 7.269,35
NE1534 RNR 100,00% 11 11 6.952,31
NE1535 RNR 100,00% 9 9 8.520,37
NE1538 RNR 100,00% 12 11 7.841,29
NE1541 RNR 100,00% 6 6 7.757,41
NE1542 RNR 100,00% 0 0 6.544,44
NE1543 RNR 100,00% 5 5 6.406,62
NE1544 RNR 100,00% 28 26 5.285,26
NE1545 RNR 100,00% 6 6 6.432,87
NE1610 RNR 100,00% 0 0 2.051,91
NE1634 RNR 100,00% 0 0 7.743,15
NE1635 RNR 100,00% 9 9 6.785,97
NE1636 RNR 100,00% 12 12 6.703,52
NE1637 RNR 100,00% 2 2 7.827,29
NE1641 RNR 100,00% 0 0 7.707,81
NE1642 RNR 100,00% 5 5 8.360,86
NE1644 RNR 100,00% 5 5 2.269,70
NE1733 RNR 100,00% 12 12 7.123,83
NE1734 RNR 100,00% 5 5 8.129,64
NE1735 RNR 99,99% 21 20 8.245,91
NE1737 RNR 100,00% 10 10 6.511,28
NE1738 RNR 100,00% 2 2 7.421,65
NE1739 RNR 100,00% 2 2 7.969,51
NE1833 RNR 100,00% 9 9 6.051,46
NE1834 RNR 100,00% 7 7 7.302,54
NE1839 RNR 100,00% 4 3 8.268,76
NE1840 RNR 100,00% 6 6 7.833,66
NE1841 RNR 96,01% 6 6 7.265,18
NE1939 RNR 100,00% 17 15 8.353,30
NE1940 RNR 100,00% 18 15 7.294,71
NE1941 RNR 100,00% 5 5 8.054,63
NE2040 RNR 100,00% 4 3 7.493,47
109
ANEXO N°8: FACTORES DE SATURACIÓN
DEMANDA MÁXIMA NO COINCIDENTE
SATURACIÓN RESIDENCIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE0415 69,13% Residencial 430.222,95 2.266,00 0,00526704
NE0813 58,09% Residencial 358.536,41 2.336,00 0,00651538
Total* 2.301,00 0,00589121
SATURACIÓN INDUSTRIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE0414 66,97% Industrial 471.626,46 315,00 0,0006679
SATURACIÓN AGRÍCOLA RESIDENCIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1214 67,49% Agrícola Residencial 232.274,64 125,00 0,00053816
SATURACIÓN EQUIPAMIENTO
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1710 100,00% Equipamiento 8.304,33 18,00 0,00216754
SATURACIÓN PROTECCIÓN ECOLÓGICA
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1315 55,84% Protección Ecológica 5.754,13 15,00 0,00260682
SATURACIÓN RNR
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1340 100,00% RNR 6.218,21 176,00 0,02830397
NE1139 100,00% RNR 7.430,94 271,00 0,03646914
NE1440 100,00% RNR 7.307,16 490,00 0,06705752
Total* 312,33 0,04394354
* Demanda y factor de saturación promedio.
110
DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE
SATURACIÓN RESIDENCIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE0415 69,13% Residencial 430.222,95 2.058,00 0,00478357
NE0813 58,09% Residencial 358.536,41 1.578,00 0,00440123
Total* 1.818,00 0,0045924
SATURACIÓN INDUSTRIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE0414 66,97% Industrial 471.626,46 287,00 0,00060853
SATURACIÓN AGRÍCOLA RESIDENCIAL
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1214 67,49% Agrícola Residencial 232.274,64 82,00 0,00035303
SATURACIÓN EQUIPAMIENTO
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1710 100,00% Equipamiento 8.304,33 14,00 0,00168587
SATURACIÓN PROTECCIÓN ECOLÓGICA
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1315 55,84% Protección Ecológica 5.754,13 10,00 0,00173788
SATURACIÓN RNR
Microárea saturada
Incidencia Uso vigente Área neta habilitada
[m²]
Demanda [kVA]
Factor de saturación [kVA/m²]
NE1340 100,00% RNR 6.218,21 161,00 0,0258917
NE1139 100,00% RNR 7.430,94 250,00 0,03364312
NE1440 100,00% RNR 7.307,16 453,00 0,06199399
Total* 288,00 0,0405096
* Demanda y factor de saturación promedio.
111
ANEXO N°9: FACTOR DE DEMANDA Y DEMANDA DIVERSIFICADA DE LA
COCINA DE INDUCCIÓN
Tabla A.3. Factores de demanda y carga para cocinas eléctricas, hornos de hogar montados en la pared, cocinas montadas en la encimera y otros aparatos de cocina de la casa con una
potencia mayor a 1 kW.
Número de aparatos
FACTOR DE DEMANDA [%] DEMANDA MÁXIMA [kW]
Columna A Columna B Columna C
Aparatos con potencia inferior a 3,5 kW
Aparatos con potencia entre 3,5 kW y 8,5 kW
Aparatos con potencia no mayor a 12 kW
1 80 80 8
2 75 65 11
3 70 55 14
4 66 50 17
5 62 45 20
6 59 43 21
7 56 40 22
8 52 36 23
9 51 35 24
10 49 34 25
Figura A.2. Demanda diversificada para cocinas de inducción
112
ANEXO N°10: USUARIOS RESIDENCIALES Y DEMANDA DE COCCIÓN (PEC)
Microárea Uso vigente Total
Clientes Usuarios
residencial
Usuarios Proyectados
Dmáx. No coincidente
Demanda cocción
Dmáx. No coincidente
[kW]
Usuarios Proyectados
Dmáx. coincidente
Demanda cocción Dmáx.
coincidente [kW]
NE1129 Agrícola Resid. 20 18 18 15,26 18 15,26
NE1130 Agrícola Resid. 2 1 1 2,24 1 2,24
NE1136 Agrícola Resid. 12 12 12 10,17 12 10,17
NE1137 Agrícola Resid. 10 10 10 9,08 10 9,08
NE1214 Agrícola Resid. 187 172 172 83,30 172 83,30
NE1217 Agrícola Resid. 100 91 91 55,09 91 55,09
NE1230 Agrícola Resid. 42 40 40 26,64 40 26,64
NE1233 Agrícola Resid. 20 17 17 14,41 17 14,41
NE1239 Agrícola Resid. 12 9 9 8,17 9 8,17
NE1313 Agrícola Resid. 164 140 140 67,81 140 67,81
NE1329 Agrícola Resid. 3 2 2 3,63 2 3,63
NE1330 Agrícola Resid. 3 3 3 5,45 3 5,45
NE1332 Agrícola Resid. 140 125 125 60,54 125 60,54
NE1333 Agrícola Resid. 23 23 23 19,49 23 19,49
NE1339 Agrícola Resid. 6 6 6 6,90 6 6,90
NE1736 Agrícola Resid. 66 65 65 39,35 65 39,35
NE0315 Equipamiento 24 21 21 17,80 21 17,80
NE0920 Equipamiento 5 2 2 3,72 2 3,90
NE0414 Industrial 501 404 404 195,67 404 195,67
NE0514 Industrial 379 327 859 415,86 814 394,09
NE0713 Industrial 2623 2296 2296 1.112,01 2296 1.112,01
NE0621 Prot ecológica 120 50 50 30,27 50 30,27
NE1315 Prot ecológica 2 1 1 2,24 1 2,24
NE1517 Prot ecológica 6 4 4 6,05 4 6,05
NE0213 Residencial 19 18 18 14,83 18 14,83
NE0314 Residencial 57 41 90 54,48 71 43,18
NE0415 Residencial 4292 3875 3875 1.642,16 3875 1.642,16
NE0416 Residencial 1228 1121 1884 912,48 1567 758,96
NE0417 Residencial 114 108 1665 806,35 1298 628,58
NE0515 Residencial 3411 2940 3455 1.464,09 2961 1.254,68
NE0516 Residencial 3978 3576 4000 1.695,16 3377 1.431,32
NE0517 Residencial 501 466 623 301,51 494 239,48
NE0612 Residencial 117 60 418 202,31 468 226,71
NE0613 Residencial 1920 1718 2147 1.039,76 2332 1.129,32
NE0614 Residencial 1703 1564 3412 1.445,86 3733 1.581,94
NE0615 Residencial 386 377 943 456,76 890 431,02
NE0616 Residencial 2634 2443 2953 1.251,23 2521 1.068,19
NE0617 Residencial 457 409 909 440,35 725 351,09
NE0618 Residencial 869 692 3460 1.466,29 2835 1.201,51
113
Microárea Uso vigente Total
Clientes Usuarios
residencial
Usuarios Proyectados
Dmáx. No coincidente
Demanda cocción
Dmáx. No coincidente
[kW]
Usuarios Proyectados
Dmáx. coincidente
Demanda cocción Dmáx.
coincidente [kW]
NE0619 Residencial 947 824 4035 1.709,81 3302 1.399,13
NE0620 Residencial 59 45 1137 550,79 887 429,36
NE0714 Residencial 5606 4921 4540 1.924,19 4840 2.050,90
NE0715 Residencial 3232 3114 5458 2.312,99 5151 2.182,88
NE0716 Residencial 656 624 2345 1.135,91 1909 924,37
NE0717 Residencial 997 959 3201 1.356,42 2701 1.144,45
NE0718 Residencial 157 140 479 231,82 402 194,88
NE0719 Residencial 345 323 3397 1.439,60 2848 1.207,09
NE0720 Residencial 178 153 865 419,07 713 345,47
NE0721 Residencial 984 916 1558 754,41 1270 615,14
NE0722 Residencial 618 585 3400 1.440,70 2763 1.171,12
NE0723 Residencial 1757 1485 5759 2.440,73 4562 1.933,49
NE0813 Residencial 1253 1081 1071 518,53 1261 610,57
NE0814 Residencial 2493 2137 2435 1.179,10 2224 1.076,99
NE0815 Residencial 3101 2824 3526 1.494,28 2841 1.204,07
NE0816 Residencial 1992 1827 1827 884,86 1827 884,86
NE0817 Residencial 667 630 6101 2.585,44 5160 2.186,56
NE0818 Residencial 155 151 2118 1.025,93 1754 849,73
NE0820 Residencial 291 266 1334 645,86 1107 536,10
NE0821 Residencial 271 260 914 442,61 768 371,79
NE0822 Residencial 265 246 1064 515,20 900 435,70
NE0823 Residencial 428 397 1197 579,61 975 472,37
NE0824 Residencial 359 324 2433 1.178,36 2014 975,48
NE0913 Residencial 1027 864 870 421,52 741 358,94
NE0914 Residencial 2240 2011 2740 1.161,04 2254 1.091,46
NE0915 Residencial 2217 2067 2101 1.017,42 1747 846,22
NE0916 Residencial 1261 1180 4514 1.912,80 3708 1.571,34
NE0917 Residencial 1495 1311 1311 634,95 1311 634,95
NE0918 Residencial 789 745 745 360,82 745 360,82
NE0919 Residencial 41 41 1434 694,47 1184 573,21
NE0923 Residencial 218 212 32 23,04 165 79,74
NE0924 Residencial 108 104 2324 1.125,70 1946 942,53
NE0937 Residencial 20 19 34 24,93 29 21,20
NE1013 Residencial 1571 1162 1411 683,37 1180 571,44
NE1014 Residencial 2113 1909 1899 919,84 1584 767,08
NE1015 Residencial 1727 1524 1569 760,12 1309 634,12
NE1016 Residencial 1059 968 3970 1.682,45 3347 1.418,21
NE1017 Residencial 816 742 2683 1.137,17 2175 1.053,53
NE1018 Residencial 777 725 725 351,14 725 351,14
NE1019 Residencial 152 141 141 68,29 141 68,29
NE1037 Residencial 199 178 178 86,21 178 86,21
114
Microárea Uso vigente Total
Clientes Usuarios
residencial
Usuarios Proyectados
Dmáx. No coincidente
Demanda cocción
Dmáx. No coincidente
[kW]
Usuarios Proyectados
Dmáx. coincidente
Demanda cocción Dmáx.
coincidente [kW]
NE1042 Residencial 58 58 186 90,06 145 70,20
NE1043 Residencial 116 110 65 39,42 54 32,44
NE1113 Residencial 97 81 123 67,15 143 69,45
NE1114 Residencial 1017 959 5273 2.234,76 5527 2.342,12
NE1115 Residencial 1529 1434 2214 1.072,22 1856 899,03
NE1116 Residencial 2140 1951 1951 944,92 1951 944,92
NE1117 Residencial 669 593 2890 1.224,54 2362 1.144,20
NE1118 Residencial 209 187 3764 1.595,15 3198 1.355,07
NE1142 Residencial 142 135 135 65,38 135 65,38
NE1143 Residencial 509 457 457 221,34 457 221,34
NE1144 Residencial 263 215 215 104,13 215 104,13
NE1213 Residencial 223 203 1745 845,00 2223 1.076,43
NE1216 Residencial 58 22 778 377,02 653 316,51
NE1229 Residencial 285 258 1445 699,76 1237 598,97
NE1231 Residencial 92 82 329 159,51 279 135,06
NE1232 Residencial 503 421 421 203,90 421 203,90
NE1238 Residencial 178 165 165 79,91 165 79,91
NE1244 Residencial 249 226 226 109,46 226 109,46
NE1245 Residencial 12 12 12 10,17 12 10,17
NE1539 Residencial 203 168 1131 547,70 949 459,79
NE1540 Residencial 1 1 13 10,87 11 9,65
NE1617 Residencial 180 171 1237 599,10 1527 739,44
NE1639 Residencial 150 141 1659 803,52 1445 700,06
NE1640 Residencial 97 91 1160 561,98 963 466,48
NE1717 Residencial 346 291 4110 1.741,71 5277 2.236,25
NE1740 Residencial 81 76 76 46,01 76 46,01
NE0644 RNR 21 20 20 16,95 20 16,95
NE0743 RNR 11 11 11 9,99 11 9,99
NE0744 RNR 7 7 7 6,78 7 6,78
NE0745 RNR 2 2 2 3,63 2 3,63
NE0819 RNR 31 26 26 18,89 26 18,89
NE0837 RNR 3 3 3 5,45 3 5,45
NE0838 RNR 8 8 8 7,75 8 7,75
NE0844 RNR 3 3 3 5,45 3 5,45
NE0936 RNR 4 4 4 6,05 4 6,05
NE0938 RNR 3 3 3 5,45 3 5,45
NE0940 RNR 1 1 1 2,24 1 2,24
NE0941 RNR 16 16 16 13,56 16 13,56
NE0942 RNR 17 17 17 14,41 17 14,41
NE0943 RNR 5 5 5 6,05 5 6,05
NE0944 RNR 5 5 5 6,05 5 6,05
115
Microárea Uso vigente Total
Clientes Usuarios
residencial
Usuarios Proyectados
Dmáx. No coincidente
Demanda cocción
Dmáx. No coincidente
[kW]
Usuarios Proyectados
Dmáx. coincidente
Demanda cocción Dmáx.
coincidente [kW]
NE0946 RNR 18 18 18 15,26 18 15,26
NE0947 RNR 7 7 7 6,78 7 6,78
NE1035 RNR 2 1 1 2,24 1 2,24
NE1036 RNR 20 17 17 14,41 17 14,41
NE1038 RNR 11 8 8 7,75 8 7,75
NE1039 RNR 4 2 2 3,63 2 3,63
NE1040 RNR 12 12 12 10,17 12 10,17
NE1041 RNR 34 33 33 23,97 33 23,97
NE1044 RNR 27 26 26 18,89 26 18,89
NE1045 RNR 38 37 37 24,64 37 24,64
NE1046 RNR 18 18 18 15,26 18 15,26
NE1131 RNR 21 19 19 16,10 19 16,10
NE1134 RNR 5 4 4 6,05 4 6,05
NE1138 RNR 27 26 26 18,89 26 18,89
NE1140 RNR 9 7 7 6,78 7 6,78
NE1141 RNR 36 36 36 26,15 36 26,15
NE1145 RNR 5 5 5 6,05 5 6,05
NE1146 RNR 3 2 2 3,63 2 3,63
NE1228 RNR 34 32 32 23,25 32 23,25
NE1234 RNR 141 130 130 62,96 130 62,96
NE1235 RNR 12 9 9 8,17 9 8,17
NE1236 RNR 7 7 7 6,78 7 6,78
NE1237 RNR 54 49 49 32,63 49 32,63
NE1240 RNR 4 2 2 3,63 2 3,63
NE1241 RNR 2 1 1 2,24 1 2,24
NE1242 RNR 10 7 7 6,78 7 6,78
NE1243 RNR 38 37 37 24,64 37 24,64
NE1312 RNR 130 125 125 60,54 125 60,54
NE1335 RNR 37 36 36 26,15 36 26,15
NE1336 RNR 27 26 26 18,89 26 18,89
NE1337 RNR 16 16 16 13,56 16 13,56
NE1338 RNR 31 28 28 20,34 28 20,34
NE1340 RNR 1 1 1 2,24 1 2,24
NE1343 RNR 10 9 9 8,17 9 8,17
NE1344 RNR 29 29 29 21,07 29 21,07
NE1433 RNR 15 14 14 11,87 14 11,87
NE1434 RNR 4 4 4 6,05 4 6,05
NE1438 RNR 55 55 55 33,30 55 33,30
NE1439 RNR 22 22 22 18,65 22 18,65
NE1441 RNR 22 19 19 16,10 19 16,10
NE1442 RNR 25 24 24 20,34 24 20,34
116
Microárea Uso vigente Total
Clientes Usuarios
residencial
Usuarios Proyectados
Dmáx. No coincidente
Demanda cocción
Dmáx. No coincidente
[kW]
Usuarios Proyectados
Dmáx. coincidente
Demanda cocción Dmáx.
coincidente [kW]
NE1443 RNR 11 11 11 9,99 11 9,99
NE1444 RNR 37 32 32 23,25 32 23,25
NE1445 RNR 18 18 18 15,26 18 15,26
NE1533 RNR 6 6 6 6,90 6 6,90
NE1534 RNR 17 17 17 14,41 17 14,41
NE1535 RNR 19 19 19 16,10 19 16,10
NE1538 RNR 5 5 5 6,05 5 6,05
NE1541 RNR 24 24 24 20,34 24 20,34
NE1543 RNR 10 10 10 9,08 10 9,08
NE1544 RNR 43 38 38 25,31 38 25,31
NE1545 RNR 7 7 7 6,78 7 6,78
NE1635 RNR 35 35 35 25,43 35 25,43
NE1636 RNR 47 46 46 30,63 46 30,63
NE1637 RNR 1 1 1 2,24 1 2,24
NE1642 RNR 16 16 16 13,56 16 13,56
NE1644 RNR 4 4 4 6,05 4 6,05
NE1733 RNR 64 62 62 37,54 62 37,54
NE1734 RNR 5 5 5 6,05 5 6,05
NE1735 RNR 131 117 117 63,75 117 63,75
NE1737 RNR 53 50 50 30,27 50 30,27
NE1738 RNR 8 7 7 6,78 7 6,78
NE1739 RNR 8 7 7 6,78 7 6,78
NE1833 RNR 44 42 42 27,97 42 27,97
NE1834 RNR 61 61 61 36,93 61 36,93
NE1839 RNR 3 3 3 5,45 3 5,45
NE1840 RNR 10 9 9 8,17 9 8,17
NE1841 RNR 10 9 9 8,17 9 8,17
NE1939 RNR 20 20 20 16,95 20 16,95
NE1940 RNR 20 18 18 15,26 18 15,26
NE1941 RNR 16 15 15 12,71 15 12,71
117
ANEXO N°11: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA NO COINCIDENTE
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0213 Residencial 8 510.742,07 8,00 14,83 22,83
NE0214 Residencial 39 15.227,03 89,71 0,00 89,71
NE0314 Residencial 244 90.906,95 535,55 54,48 590,03
NE0315 Equipamiento 3 182.530,60 395,64 17,80 413,44
NE0316 Equipamiento 22 316.885,45 686,86 0,00 686,86
NE0414 Industrial 315 471.626,46 315,00 195,67 510,67
NE0415 Residencial 2266 430.222,95 2.266,00 1.642,16 3.908,16
NE0416 Residencial 983 272.433,33 1.652,09 912,48 2.564,57
NE0417 Residencial 30 78.502,36 462,47 806,35 1.268,83
NE0513 Industrial 131 439.703,13 299,02 0,00 299,02
NE0514 Industrial 53 200.367,96 139,17 415,86 555,03
NE0515 Residencial 2136 426.063,15 2.510,03 1.464,09 3.974,12
NE0516 Residencial 1851 343.456,26 2.070,50 1.695,16 3.765,66
NE0517 Residencial 1023 231.976,76 1.366,62 301,51 1.668,13
NE0612 Residencial 115 135.902,21 800,63 202,31 1.002,94
NE0613 Residencial 751 159.297,07 938,45 1.039,76 1.978,21
NE0614 Residencial 553 204.769,48 1.206,34 1.445,86 2.652,20
NE0615 Residencial 161 68.365,45 402,75 456,76 859,52
NE0616 Residencial 1266 259.716,24 1.530,04 1.251,23 2.781,27
NE0617 Residencial 628 236.969,16 1.396,03 440,35 1.836,38
NE0618 Residencial 226 191.811,37 1.130,00 1.466,29 2.596,29
NE0619 Residencial 190 157.915,51 930,31 1.709,81 2.640,12
NE0620 Residencial 18 77.215,68 454,89 550,79 1.005,68
NE0621 Prot ecológica 8 11.255,74 29,34 30,27 59,61
NE0644 RNR 5 7.043,05 309,50 16,95 326,45
NE0651 RNR 0 6.802,52 298,93 0,00 298,93
NE0652 RNR 2 3.128,24 2,00 0,00 2,00
NE0713 Industrial 6908 451.174,12 6.908,00 1.112,01 8.020,01
NE0714 Residencial 2262 346.272,54 2.087,09 1.924,19 4.011,28
NE0715 Residencial 1062 307.958,98 1.861,38 2.312,99 4.174,37
NE0716 Residencial 380 234.437,95 1.428,25 1.135,91 2.564,16
NE0717 Residencial 460 260.605,67 1.535,28 1.356,42 2.891,70
NE0718 Residencial 165 95.754,81 564,11 231,82 795,93
NE0719 Residencial 128 228.507,25 1.346,18 1.439,60 2.785,78
NE0720 Residencial 239 229.433,77 1.351,64 419,07 1.770,72
NE0721 Residencial 773 223.126,30 1.314,48 754,41 2.068,89
NE0722 Residencial 195 192.355,56 1.133,21 1.440,70 2.573,91
NE0723 Residencial 376 247.532,66 1.458,27 2.440,73 3.899,00
NE0743 RNR 3 6.750,47 39,77 9,99 49,76
NE0744 RNR 2 8.568,23 50,48 6,78 57,26
118
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0745 RNR 2 8.197,41 48,29 3,63 51,93
NE0751 RNR 6 4.800,60 6,00 0,00 6,00
NE0813 Residencial 2336 400.717,16 2.313,58 518,53 2.832,11
NE0814 Residencial 2006 387.915,24 2.285,29 1.179,10 3.464,39
NE0815 Residencial 1703 352.938,31 2.126,36 1.494,28 3.620,64
NE0816 Residencial 553 309.333,59 1.869,48 884,86 2.754,34
NE0817 Residencial 230 378.071,01 2.227,29 2.585,44 4.812,74
NE0818 Residencial 34 80.961,33 476,96 1.025,93 1.502,89
NE0819 RNR 16 20.477,13 120,63 18,89 139,52
NE0820 Residencial 115 97.862,02 576,53 645,86 1.222,39
NE0821 Residencial 389 232.091,64 1.367,30 442,61 1.809,91
NE0822 Residencial 294 215.799,11 1.271,32 515,20 1.786,52
NE0823 Residencial 230 117.688,58 693,33 579,61 1.272,94
NE0824 Residencial 120 152.958,96 901,11 1.178,36 2.079,48
NE0837 RNR 8 10,39 8,00 5,45 13,45
NE0838 RNR 7 5.346,39 31,50 7,75 39,25
NE0839 RNR 2 4.126,98 2,00 0,00 2,00
NE0843 RNR 0 6.785,76 0,00 0,00 0,00
NE0844 RNR 3 7.007,68 41,28 5,45 46,73
NE0845 RNR 2 6.907,98 2,00 0,00 2,00
NE0849 RNR 0 7.548,51 0,00 0,00 0,00
NE0850 RNR 0 7.424,01 0,00 0,00 0,00
NE0851 RNR 11 5.314,33 233,53 0,00 233,53
NE0913 Residencial 2826 483.208,49 2.846,68 421,52 3.268,20
NE0914 Residencial 1300 300.627,74 1.771,06 1.161,04 2.932,10
NE0915 Residencial 1944 335.363,62 1.975,70 1.017,42 2.993,12
NE0916 Residencial 476 301.061,87 1.820,75 1.912,80 3.733,55
NE0917 Residencial 351 385.582,04 2.318,67 634,95 2.953,62
NE0918 Residencial 286 299.467,42 1.811,35 360,82 2.172,18
NE0919 Residencial 18 106.857,09 629,52 694,47 1.323,99
NE0920 Equipamiento 35 16.542,26 35,86 3,72 39,58
NE0923 Agrícola Resid. 49 101.194,86 54,46 23,04 77,49
NE0924 Residencial 29 110.014,13 648,12 1.125,70 1.773,82
NE0936 RNR 21 2.510,15 110,30 6,05 116,36
NE0937 Residencial 12 3.679,46 21,68 24,93 46,61
NE0938 RNR 1 5.446,68 239,35 5,45 244,80
NE0940 RNR 2 7.224,16 317,46 2,24 319,70
NE0941 RNR 9 8.567,98 376,51 13,56 390,07
NE0942 RNR 8 7.199,66 316,38 14,41 330,79
NE0943 RNR 3 7.212,29 316,93 6,05 322,99
NE0944 RNR 3 6.488,16 285,11 6,05 291,17
NE0946 RNR 8 7.695,58 338,17 15,26 353,43
119
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0947 RNR 2 6.910,28 303,66 6,78 310,44
NE0948 RNR 0 7.508,51 329,95 0,00 329,95
NE1013 Residencial 1579 325.456,64 1.917,33 683,37 2.600,71
NE1014 Residencial 2698 455.623,87 2.684,17 919,84 3.604,01
NE1015 Residencial 2928 511.832,55 3.015,31 760,12 3.775,43
NE1016 Residencial 452 314.671,33 1.853,79 1.682,45 3.536,25
NE1017 Residencial 403 239.386,81 1.457,41 1.137,17 2.594,57
NE1018 Residencial 233 292.430,59 1.769,90 351,14 2.121,03
NE1019 Residencial 48 298.240,01 1.756,99 68,29 1.825,28
NE1024 Prot ecológica 0 8.310,17 21,66 0,00 21,66
NE1035 RNR 18 4.569,18 200,79 2,24 203,03
NE1036 RNR 8 7.430,28 4,00 14,41 18,41
NE1037 Residencial 45 298.764,43 1.760,08 86,21 1.846,29
NE1038 RNR 8 7.411,60 325,69 7,75 333,44
NE1039 RNR 6 7.063,17 310,38 3,63 314,01
NE1040 RNR 28 5.773,27 253,70 10,17 263,87
NE1041 RNR 13 8.527,50 374,73 23,97 398,70
NE1042 Residencial 17 9.251,07 54,50 90,06 144,56
NE1043 Residencial 38 3.818,45 22,50 39,42 61,92
NE1044 RNR 6 8.567,86 6,00 18,89 24,89
NE1045 RNR 8 7.115,72 8,00 24,64 32,64
NE1046 RNR 7 7.414,08 7,00 15,26 22,26
NE1047 RNR 0 7.786,94 342,19 0,00 342,19
NE1113 Residencial 103 26.600,02 156,71 67,15 223,85
NE1114 Residencial 242 225.880,88 1.330,71 2.234,76 3.565,47
NE1115 Residencial 882 231.134,46 1.361,66 1.072,22 2.433,89
NE1116 Residencial 747 416.683,25 2.454,77 944,92 3.399,68
NE1117 Residencial 296 236.828,69 1.442,34 1.224,54 2.666,88
NE1118 Residencial 85 290.422,50 1.710,94 1.595,15 3.306,09
NE1119 Agrícola Resid. 0 129.835,64 69,87 0,00 69,87
NE1124 Prot ecológica 0 962,82 2,51 0,00 2,51
NE1125 Prot ecológica 0 2.123,55 5,54 0,00 5,54
NE1129 Agrícola Resid. 8 72.809,55 39,18 15,26 54,44
NE1130 Agrícola Resid. 38 52.401,58 38,00 2,24 40,24
NE1131 RNR 3 3.513,55 154,40 16,10 170,50
NE1134 RNR 2 508,95 22,37 6,05 28,42
NE1136 Agrícola Resid. 3 22.363,23 12,03 10,17 22,21
NE1137 Agrícola Resid. 10 28.962,09 15,59 9,08 24,67
NE1138 RNR 5 7.682,00 337,57 18,89 356,46
NE1139 RNR 271 7.430,94 326,54 0,00 326,54
NE1140 RNR 8 8.074,09 354,80 6,78 361,58
NE1141 RNR 9 12.734,21 559,59 26,15 585,74
120
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1142 Residencial 28 100.973,78 594,86 65,38 660,24
NE1143 Residencial 93 355.397,44 2.093,72 221,34 2.315,06
NE1144 Residencial 44 192.643,88 1.134,90 104,13 1.239,03
NE1145 RNR 7 7.284,19 320,09 6,05 326,15
NE1146 RNR 3 6.428,44 282,49 3,63 286,12
NE1213 Residencial 67 97.745,57 575,84 845,00 1.420,84
NE1214 Agrícola Resid. 125 232.274,64 125,00 83,30 208,30
NE1215 Residencial 6 20.981,42 123,61 0,00 123,61
NE1216 Residencial 14 84.086,40 495,37 377,02 872,39
NE1217 Agrícola Resid. 12 202.278,62 108,86 55,09 163,95
NE1225 RNR 39 2.646,55 116,30 0,00 116,30
NE1226 RNR 5 997,82 43,85 0,00 43,85
NE1227 RNR 0 291,46 12,81 0,00 12,81
NE1228 RNR 16 3.535,23 155,35 23,25 178,60
NE1229 Residencial 112 106.465,72 627,21 699,76 1.326,98
NE1230 Agrícola Resid. 10 46.791,26 25,18 26,64 51,82
NE1231 Residencial 63 42.950,74 253,03 159,51 412,54
NE1232 Residencial 98 332.939,60 1.961,42 203,90 2.165,32
NE1233 Agrícola Resid. 20 46.811,39 25,19 14,41 39,60
NE1234 RNR 25 6.236,42 274,05 62,96 337,01
NE1235 RNR 14 8.074,02 354,80 8,17 362,97
NE1236 RNR 7 5.336,82 234,52 6,78 241,30
NE1237 RNR 7 8.277,50 363,74 32,63 396,37
NE1238 Agrícola Resid. 37 38.599,56 20,77 79,91 100,69
NE1239 Agrícola Resid. 36 62.896,08 39,82 8,17 47,99
NE1240 RNR 5 6.719,98 295,30 3,63 298,93
NE1241 RNR 2 10.117,35 444,59 2,24 446,83
NE1242 RNR 7 10.455,21 459,44 6,78 466,22
NE1243 RNR 6 18.311,46 107,88 24,64 132,52
NE1244 Residencial 63 354.032,44 2.085,68 109,46 2.195,14
NE1245 Residencial 11 60.694,82 357,57 10,17 367,74
NE1312 RNR 28 3.299,70 145,00 60,54 205,54
NE1313 Agrícola Resid. 21 204.330,28 109,96 67,81 177,77
NE1314 Agrícola Resid. 18 32.773,69 20,75 0,00 20,75
NE1315 Prot ecológica 15 5.754,13 15,00 2,24 17,24
NE1327 RNR 0 409,16 17,98 0,00 17,98
NE1329 Agrícola Resid. 8 53.201,06 28,63 3,63 32,26
NE1330 Agrícola Resid. 5 78.695,43 42,35 5,45 47,80
NE1332 Agrícola Resid. 39 194.976,76 104,93 60,54 165,47
NE1333 Agrícola Resid. 3 32.659,16 17,58 19,49 37,07
NE1334 RNR 0 8.136,26 357,54 0,00 357,54
NE1335 RNR 7 7.350,81 323,02 26,15 349,17
121
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1336 RNR 6 6.009,57 264,08 18,89 282,97
NE1337 RNR 7 7.925,02 348,25 13,56 361,81
NE1338 RNR 10 8.324,02 365,79 20,34 386,13
NE1339 Agrícola Resid. 4 23.917,64 12,87 6,90 19,77
NE1340 RNR 176 6.218,21 273,25 2,24 275,49
NE1341 RNR 70 8.320,10 365,61 0,00 365,61
NE1343 RNR 10 8.082,44 355,17 8,17 363,34
NE1344 RNR 7 8.330,42 366,07 21,07 387,14
NE1413 RNR 27 3.776,93 165,97 0,00 165,97
NE1414 Prot ecológica 24 1.188,64 3,10 0,00 3,10
NE1415 RNR 4 4.147,04 182,24 0,00 182,24
NE1416 RNR 0 2.607,55 114,59 0,00 114,59
NE1433 RNR 2 8.516,51 2,00 11,87 13,87
NE1434 RNR 4 8.567,34 4,00 6,05 10,05
NE1438 RNR 19 8.194,81 56,80 33,30 90,09
NE1439 RNR 5 6.540,13 45,33 18,65 63,97
NE1440 RNR 490 7.307,16 490,00 0,00 490,00
NE1441 RNR 16 8.567,39 376,48 16,10 392,59
NE1442 RNR 11 7.750,85 340,60 20,34 360,94
NE1443 RNR 3 7.058,23 3,00 9,99 12,99
NE1444 RNR 16 8.567,39 16,00 23,25 39,25
NE1445 RNR 3 8.260,83 3,00 15,26 18,26
NE1513 Equipamiento 27 1.062,84 27,00 0,00 27,00
NE1516 Prot ecológica 7 836,68 7,00 0,00 7,00
NE1517 Prot ecológica 379 458,16 379,00 6,05 385,05
NE1518 Prot ecológica 10 0,00 10,00 0,00 10,00
NE1533 RNR 6 7.269,35 6,00 6,90 12,90
NE1534 RNR 11 6.952,31 40,96 14,41 55,37
NE1535 RNR 9 8.520,37 50,20 16,10 66,30
NE1538 RNR 12 7.841,29 344,57 6,05 350,63
NE1539 Residencial 56 63.985,62 376,95 547,70 924,65
NE1540 Residencial 17 37.012,89 218,05 10,87 228,92
NE1541 RNR 6 7.757,41 6,00 20,34 26,34
NE1542 RNR 0 6.544,44 0,00 0,00 0,00
NE1543 RNR 5 6.406,62 5,00 9,08 14,08
NE1544 RNR 28 5.285,26 232,25 25,31 257,56
NE1545 RNR 6 6.432,87 6,00 6,78 12,78
NE1610 RNR 0 2.051,91 90,17 0,00 90,17
NE1611 Equipamiento 18 3.504,41 18,00 0,00 18,00
NE1612 Equipamiento 9 8.912,44 19,32 0,00 19,32
NE1613 Equipamiento 27 15.315,05 33,20 0,00 33,20
NE1614 Equipamiento 0 4.108,97 8,91 0,00 8,91
122
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1617 Residencial 19 23.330,03 137,44 599,10 736,54
NE1618 Residencial 0 28.523,98 168,04 0,00 168,04
NE1634 RNR 0 7.743,15 340,26 0,00 340,26
NE1635 RNR 9 6.785,97 298,20 25,43 323,63
NE1636 RNR 12 6.703,52 294,58 30,63 325,21
NE1637 RNR 2 7.827,29 2,00 2,24 4,24
NE1639 Residencial 19 37.948,25 223,56 803,52 1.027,08
NE1640 Residencial 115 248.908,40 1.466,37 561,98 2.028,35
NE1641 RNR 0 7.707,81 338,71 0,00 338,71
NE1642 RNR 5 8.360,86 49,26 13,56 62,82
NE1644 RNR 5 2.269,70 99,74 6,05 105,79
NE1710 Equipamiento 18 8.304,33 18,00 0,00 18,00
NE1713 Equipamiento 0 17.049,38 36,96 0,00 36,96
NE1714 Equipamiento 9 4.803,03 10,41 0,00 10,41
NE1717 Residencial 28 67.126,16 395,45 1.741,71 2.137,16
NE1733 RNR 12 7.123,83 313,05 37,54 350,58
NE1734 RNR 5 8.129,64 47,89 6,05 53,95
NE1735 RNR 21 8.245,91 362,35 63,75 426,10
NE1736 Agrícola Resid. 10 81.125,58 43,66 39,35 83,01
NE1737 RNR 10 6.511,28 286,13 30,27 316,40
NE1738 RNR 2 7.421,65 2,00 6,78 8,78
NE1739 RNR 2 7.969,51 2,00 6,78 8,78
NE1740 Residencial 15 86.187,14 507,75 46,01 553,76
NE1833 RNR 9 6.051,46 265,92 27,97 293,89
NE1834 RNR 7 7.302,54 320,90 36,93 357,83
NE1839 RNR 4 8.268,76 4,00 5,45 9,45
NE1840 RNR 6 7.833,66 344,24 8,17 352,41
NE1841 RNR 6 7.265,18 319,26 8,17 327,43
NE1939 RNR 17 8.353,30 367,07 16,95 384,02
NE1940 RNR 18 7.294,71 320,56 15,26 335,81
NE1941 RNR 5 8.054,63 353,95 12,71 366,66
NE2040 RNR 4 7.493,47 4,00 0,00 4,00
123
ANEXO N°12: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0213 Residencial 8 510.742,07 8,00 14,83 22,83
NE0214 Residencial 39 15.227,03 69,93 0,00 69,93
NE0314 Residencial 240 90.906,95 417,48 43,18 460,66
NE0315 Equipamiento 3 182.530,60 307,72 17,80 325,52
NE0316 Equipamiento 22 316.885,45 534,23 0,00 534,23
NE0414 Industrial 287 471.626,46 287,00 195,67 482,67
NE0415 Residencial 2058 430.222,95 2.058,00 1.642,16 3.700,16
NE0416 Residencial 895 272.433,33 1.251,12 758,96 2.010,08
NE0417 Residencial 30 78.502,36 360,51 628,58 989,09
NE0513 Industrial 93 439.703,13 267,57 0,00 267,57
NE0514 Industrial 49 200.367,96 121,93 394,09 516,02
NE0515 Residencial 1943 426.063,15 1.956,65 1.254,68 3.211,33
NE0516 Residencial 1670 343.456,26 1.577,29 1.431,32 3.008,61
NE0517 Residencial 1004 231.976,76 1.065,33 239,48 1.304,81
NE0612 Residencial 80 135.902,21 624,12 226,71 850,82
NE0613 Residencial 539 159.297,07 731,56 1.129,32 1.860,88
NE0614 Residencial 394 204.769,48 940,38 1.581,94 2.522,32
NE0615 Residencial 133 68.365,45 313,96 431,02 744,99
NE0616 Residencial 1156 259.716,24 1.192,72 1.068,19 2.260,91
NE0617 Residencial 614 236.969,16 1.088,26 351,09 1.439,35
NE0618 Residencial 215 191.811,37 880,87 1.201,51 2.082,38
NE0619 Residencial 181 157.915,51 725,21 1.399,13 2.124,34
NE0620 Residencial 18 77.215,68 354,61 429,36 783,96
NE0621 Prot ecológica 8 11.255,74 19,56 30,27 49,83
NE0644 RNR 5 7.043,05 285,31 16,95 302,26
NE0651 RNR 0 6.802,52 0,00 0,00 0,00
NE0652 RNR 2 3.128,24 2,00 0,00 2,00
NE0713 Industrial 4780 451.174,12 4.780,00 1.112,01 5.892,01
NE0714 Residencial 1617 346.272,54 1.590,22 2.050,90 3.641,12
NE0715 Residencial 855 307.958,98 1.414,27 2.182,88 3.597,15
NE0716 Residencial 352 234.437,95 1.076,63 924,37 2.001,00
NE0717 Residencial 425 260.605,67 1.196,80 1.144,45 2.341,26
NE0718 Residencial 153 95.754,81 439,74 194,88 634,63
NE0719 Residencial 119 228.507,25 1.049,40 1.207,09 2.256,48
NE0720 Residencial 226 229.433,77 1.053,65 345,47 1.399,13
NE0721 Residencial 739 223.126,30 1.024,68 615,14 1.639,83
NE0722 Residencial 187 192.355,56 883,37 1.171,12 2.054,50
NE0723 Residencial 370 247.532,66 1.136,77 1.933,49 3.070,25
NE0743 RNR 3 6.750,47 273,46 9,99 283,45
NE0744 RNR 2 8.568,23 347,10 6,78 353,88
124
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0745 RNR 2 8.197,41 332,07 3,63 335,71
NE0751 RNR 5 4.800,60 5,00 0,00 5,00
NE0813 Residencial 1578 400.717,16 1.840,25 610,57 2.450,82
NE0814 Residencial 1712 387.915,24 1.781,46 1.076,99 2.858,45
NE0815 Residencial 1611 352.938,31 1.620,83 1.204,07 2.824,90
NE0816 Residencial 522 309.333,59 1.420,58 884,86 2.305,44
NE0817 Residencial 212 378.071,01 1.736,25 2.186,56 3.922,81
NE0818 Residencial 32 80.961,33 371,81 849,73 1.221,54
NE0819 RNR 15 20.477,13 829,52 18,89 848,41
NE0820 Residencial 108 97.862,02 449,42 536,10 985,52
NE0821 Residencial 361 232.091,64 1.065,86 371,79 1.437,65
NE0822 Residencial 271 215.799,11 991,04 435,70 1.426,74
NE0823 Residencial 220 117.688,58 540,47 472,37 1.012,84
NE0824 Residencial 113 152.958,96 702,45 975,48 1.677,93
NE0837 RNR 8 10,39 8,00 5,45 13,45
NE0838 RNR 7 5.346,39 216,58 7,75 224,33
NE0839 RNR 2 4.126,98 2,00 0,00 2,00
NE0843 RNR 0 6.785,76 0,00 0,00 0,00
NE0844 RNR 3 7.007,68 283,88 5,45 289,33
NE0845 RNR 2 6.907,98 2,00 0,00 2,00
NE0849 RNR 0 7.548,51 0,00 0,00 0,00
NE0850 RNR 0 7.424,01 0,00 0,00 0,00
NE0851 RNR 10 5.314,33 215,28 0,00 215,28
NE0913 Residencial 2587 483.208,49 2.587,00 358,94 2.945,94
NE0914 Residencial 1232 300.627,74 1.380,60 1.091,46 2.472,06
NE0915 Residencial 1822 335.363,62 1.540,12 846,22 2.386,34
NE0916 Residencial 440 301.061,87 1.382,60 1.571,34 2.953,93
NE0917 Residencial 327 385.582,04 1.770,75 634,95 2.405,69
NE0918 Residencial 265 299.467,42 1.375,27 360,82 1.736,09
NE0919 Residencial 17 106.857,09 490,73 573,21 1.063,94
NE0920 Equipamiento 32 16.542,26 27,89 3,90 31,79
NE0923 Agrícola Resid. 46 101.194,86 35,72 79,74 115,47
NE0924 Residencial 27 110.014,13 505,23 942,53 1.447,76
NE0936 RNR 20 2.510,15 101,68 6,05 107,74
NE0937 Residencial 11 3.679,46 16,90 21,20 38,10
NE0938 RNR 1 5.446,68 220,64 5,45 226,09
NE0940 RNR 2 7.224,16 292,65 2,24 294,89
NE0941 RNR 8 8.567,98 347,09 13,56 360,65
NE0942 RNR 8 7.199,66 291,66 14,41 306,06
NE0943 RNR 3 7.212,29 292,17 6,05 298,22
NE0944 RNR 3 6.488,16 262,83 6,05 268,89
NE0946 RNR 8 7.695,58 311,74 15,26 327,00
125
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE0947 RNR 2 6.910,28 279,93 6,78 286,71
NE0948 RNR 0 7.508,51 0,00 0,00 0,00
NE1013 Residencial 1472 325.456,64 1.494,63 571,44 2.066,06
NE1014 Residencial 2522 455.623,87 2.092,41 767,08 2.859,49
NE1015 Residencial 2736 511.832,55 2.350,54 634,12 2.984,66
NE1016 Residencial 418 314.671,33 1.445,10 1.418,21 2.863,30
NE1017 Residencial 375 239.386,81 1.099,36 1.053,53 2.152,89
NE1018 Residencial 214 292.430,59 1.342,96 351,14 1.694,09
NE1019 Residencial 45 298.240,01 1.369,64 68,29 1.437,93
NE1024 Prot ecológica 0 8.310,17 0,00 0,00 0,00
NE1035 RNR 17 4.569,18 185,10 2,24 187,34
NE1036 RNR 8 7.430,28 301,00 14,41 315,41
NE1037 Residencial 43 298.764,43 1.372,04 86,21 1.458,25
NE1038 RNR 8 7.411,60 300,24 7,75 307,99
NE1039 RNR 6 7.063,17 286,13 3,63 289,76
NE1040 RNR 26 5.773,27 233,87 10,17 244,04
NE1041 RNR 12 8.527,50 345,45 23,97 369,42
NE1042 Residencial 17 9.251,07 42,48 70,20 112,69
NE1043 Residencial 36 3.818,45 17,54 32,44 49,97
NE1044 RNR 6 8.567,86 6,00 18,89 24,89
NE1045 RNR 6 7.115,72 6,00 24,64 30,64
NE1046 RNR 6 7.414,08 6,00 15,26 21,26
NE1047 RNR 0 7.786,94 0,00 0,00 0,00
NE1113 Residencial 69 26.600,02 122,16 69,45 191,61
NE1114 Residencial 180 225.880,88 1.037,33 2.342,12 3.379,46
NE1115 Residencial 820 231.134,46 1.061,46 899,03 1.960,49
NE1116 Residencial 692 416.683,25 1.913,57 944,92 2.858,49
NE1117 Residencial 273 236.828,69 1.087,61 1.144,20 2.231,81
NE1118 Residencial 78 290.422,50 1.333,74 1.355,07 2.688,80
NE1119 Agrícola Resid. 0 129.835,64 0,00 0,00 0,00
NE1124 Prot ecológica 0 962,82 0,00 0,00 0,00
NE1125 Prot ecológica 0 2.123,55 0,00 0,00 0,00
NE1129 Agrícola Resid. 7 72.809,55 25,70 15,26 40,96
NE1130 Agrícola Resid. 36 52.401,58 36,00 2,24 38,24
NE1131 RNR 3 3.513,55 142,33 16,10 158,44
NE1134 RNR 2 508,95 20,62 6,05 26,67
NE1136 Agrícola Resid. 3 22.363,23 7,89 10,17 18,07
NE1137 Agrícola Resid. 9 28.962,09 10,22 9,08 19,31
NE1138 RNR 5 7.682,00 311,19 18,89 330,08
NE1139 RNR 250 7.430,94 301,02 0,00 301,02
NE1140 RNR 8 8.074,09 327,08 6,78 333,86
NE1141 RNR 9 12.734,21 515,86 26,15 542,01
126
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1142 Residencial 24 100.973,78 463,71 65,38 529,10
NE1143 Residencial 88 355.397,44 1.632,13 221,34 1.853,46
NE1144 Residencial 40 192.643,88 884,70 104,13 988,83
NE1145 RNR 6 7.284,19 295,08 6,05 301,13
NE1146 RNR 3 6.428,44 260,41 3,63 264,05
NE1213 Residencial 41 97.745,57 448,89 1.076,43 1.525,31
NE1214 Agrícola Resid. 82 232.274,64 82,00 83,30 165,30
NE1215 Residencial 4 20.981,42 96,35 0,00 96,35
NE1216 Residencial 13 84.086,40 386,16 316,51 702,66
NE1217 Agrícola Resid. 11 202.278,62 71,41 55,09 126,50
NE1225 RNR 35 2.646,55 107,21 0,00 107,21
NE1226 RNR 5 997,82 40,42 0,00 40,42
NE1227 RNR 0 291,46 0,00 0,00 0,00
NE1228 RNR 16 3.535,23 143,21 23,25 166,46
NE1229 Residencial 102 106.465,72 488,93 598,97 1.087,90
NE1230 Agrícola Resid. 10 46.791,26 16,52 26,64 43,16
NE1231 Residencial 58 42.950,74 197,25 135,06 332,31
NE1232 Residencial 92 332.939,60 1.528,99 203,90 1.732,89
NE1233 Agrícola Resid. 19 46.811,39 16,53 14,41 30,93
NE1234 RNR 24 6.236,42 252,63 62,96 315,60
NE1235 RNR 13 8.074,02 327,08 8,17 335,25
NE1236 RNR 7 5.336,82 216,19 6,78 222,97
NE1237 RNR 7 8.277,50 335,32 32,63 367,95
NE1238 Agrícola Resid. 35 38.599,56 13,63 79,91 93,54
NE1239 Agrícola Resid. 33 62.896,08 22,20 8,17 30,38
NE1240 RNR 5 6.719,98 272,22 3,63 275,86
NE1241 RNR 2 10.117,35 409,85 2,24 412,09
NE1242 RNR 6 10.455,21 423,54 6,78 430,32
NE1243 RNR 6 18.311,46 741,79 24,64 766,43
NE1244 Residencial 60 354.032,44 1.625,86 109,46 1.735,31
NE1245 Residencial 11 60.694,82 278,73 10,17 288,91
NE1312 RNR 18 3.299,70 133,67 60,54 194,21
NE1313 Agrícola Resid. 15 204.330,28 72,13 67,81 139,94
NE1314 Agrícola Resid. 14 32.773,69 11,57 0,00 11,57
NE1315 Prot ecológica 10 5.754,13 10,00 2,24 12,24
NE1327 RNR 0 409,16 0,00 0,00 0,00
NE1329 Agrícola Resid. 7 53.201,06 18,78 3,63 22,41
NE1330 Agrícola Resid. 5 78.695,43 27,78 5,45 33,23
NE1332 Agrícola Resid. 36 194.976,76 68,83 60,54 129,37
NE1333 Agrícola Resid. 3 32.659,16 11,53 19,49 31,02
NE1334 RNR 0 8.136,26 0,00 0,00 0,00
NE1335 RNR 7 7.350,81 297,78 26,15 323,93
127
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1336 RNR 6 6.009,57 243,45 18,89 262,33
NE1337 RNR 7 7.925,02 321,04 13,56 334,60
NE1338 RNR 10 8.324,02 337,20 20,34 357,54
NE1339 Agrícola Resid. 4 23.917,64 8,44 6,90 15,35
NE1340 RNR 161 6.218,21 251,90 2,24 254,14
NE1341 RNR 64 8.320,10 337,04 0,00 337,04
NE1343 RNR 9 8.082,44 327,42 8,17 335,59
NE1344 RNR 7 8.330,42 337,46 21,07 358,53
NE1413 RNR 21 3.776,93 153,00 0,00 153,00
NE1414 Prot ecológica 18 1.188,64 2,07 0,00 2,07
NE1415 RNR 3 4.147,04 167,99 0,00 167,99
NE1416 RNR 0 2.607,55 0,00 0,00 0,00
NE1433 RNR 2 8.516,51 2,00 11,87 13,87
NE1434 RNR 4 8.567,34 4,00 6,05 10,05
NE1438 RNR 18 8.194,81 331,97 33,30 365,27
NE1439 RNR 5 6.540,13 264,94 18,65 283,58
NE1440 RNR 453 7.307,16 453,00 0,00 453,00
NE1441 RNR 16 8.567,39 347,06 16,10 363,17
NE1442 RNR 11 7.750,85 313,98 20,34 334,33
NE1443 RNR 3 7.058,23 3,00 9,99 12,99
NE1444 RNR 15 8.567,39 15,00 23,25 38,25
NE1445 RNR 3 8.260,83 3,00 15,26 18,26
NE1513 Equipamiento 21 1.062,84 21,00 0,00 21,00
NE1516 Prot ecológica 5 836,68 5,00 0,00 5,00
NE1517 Prot ecológica 257 458,16 257,00 6,05 263,05
NE1518 Prot ecológica 7 0,00 7,00 0,00 7,00
NE1533 RNR 6 7.269,35 6,00 6,90 12,90
NE1534 RNR 11 6.952,31 281,64 14,41 296,04
NE1535 RNR 9 8.520,37 345,16 16,10 361,26
NE1538 RNR 11 7.841,29 317,65 6,05 323,70
NE1539 Residencial 52 63.985,62 293,85 459,79 753,64
NE1540 Residencial 16 37.012,89 169,98 9,65 179,63
NE1541 RNR 6 7.757,41 6,00 20,34 26,34
NE1542 RNR 0 6.544,44 0,00 0,00 0,00
NE1543 RNR 5 6.406,62 5,00 9,08 14,08
NE1544 RNR 26 5.285,26 214,10 25,31 239,41
NE1545 RNR 6 6.432,87 6,00 6,78 12,78
NE1610 RNR 0 2.051,91 0,00 0,00 0,00
NE1611 Equipamiento 14 3.504,41 14,00 0,00 14,00
NE1612 Equipamiento 7 8.912,44 15,03 0,00 15,03
NE1613 Equipamiento 21 15.315,05 25,82 0,00 25,82
NE1614 Equipamiento 0 4.108,97 0,00 0,00 0,00
128
Microárea Uso vigente Demanda
actual [kVA]
Área neta habilitada
Demanda saturación
[kVA]
Demanda cocinas [kVA]
Demanda Proyectada Total
[kVA]
NE1617 Residencial 12 23.330,03 107,14 739,44 846,59
NE1618 Residencial 0 28.523,98 0,00 0,00 0,00
NE1634 RNR 0 7.743,15 0,00 0,00 0,00
NE1635 RNR 9 6.785,97 274,90 25,43 300,32
NE1636 RNR 12 6.703,52 271,56 30,63 302,19
NE1637 RNR 2 7.827,29 2,00 2,24 4,24
NE1639 Residencial 17 37.948,25 174,27 700,06 874,34
NE1640 Residencial 108 248.908,40 1.143,09 466,48 1.609,57
NE1641 RNR 0 7.707,81 0,00 0,00 0,00
NE1642 RNR 5 8.360,86 338,70 13,56 352,26
NE1644 RNR 5 2.269,70 91,94 6,05 98,00
NE1710 Equipamiento 14 8.304,33 14,00 0,00 14,00
NE1713 Equipamiento 0 17.049,38 0,00 0,00 0,00
NE1714 Equipamiento 7 4.803,03 8,10 0,00 8,10
NE1717 Residencial 17 67.126,16 308,27 2.236,25 2.544,52
NE1733 RNR 12 7.123,83 288,58 37,54 326,12
NE1734 RNR 5 8.129,64 329,33 6,05 335,38
NE1735 RNR 20 8.245,91 334,04 63,75 397,79
NE1736 Agrícola Resid. 10 81.125,58 28,64 39,35 67,99
NE1737 RNR 10 6.511,28 263,77 30,27 294,04
NE1738 RNR 2 7.421,65 2,00 6,78 8,78
NE1739 RNR 2 7.969,51 2,00 6,78 8,78
NE1740 Residencial 14 86.187,14 395,81 46,01 441,82
NE1833 RNR 9 6.051,46 245,14 27,97 273,11
NE1834 RNR 7 7.302,54 295,82 36,93 332,75
NE1839 RNR 3 8.268,76 3,00 5,45 8,45
NE1840 RNR 6 7.833,66 317,34 8,17 325,51
NE1841 RNR 6 7.265,18 294,31 8,17 302,48
NE1939 RNR 15 8.353,30 338,39 16,95 355,34
NE1940 RNR 15 7.294,71 295,51 15,26 310,76
NE1941 RNR 5 8.054,63 326,29 12,71 339,00
NE2040 RNR 3 7.493,47 3,00 0,00 3,00
129
ANEXO N°13: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA NO COINCIDENTE AÑO 2018
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE0213 Residencial 8,99 NE1138 RNR 5,47
NE0214 Residencial 42,82 NE1139 RNR 271,89
NE0314 Residencial 268,28 NE1140 RNR 8,69
NE0315 Equipamiento 3,38 NE1141 RNR 10,04
NE0316 Equipamiento 22,00 NE1142 Residencial 39,48
NE0414 Industrial 503,00 NE1143 Residencial 273,45
NE0415 Residencial 2.270,93 NE1144 Residencial 65,61
NE0416 Residencial 1.215,68 NE1145 RNR 7,65
NE0417 Residencial 46,86 NE1146 RNR 3,34
NE0513 Industrial 159,35 NE1213 Residencial 98,41
NE0514 Industrial 82,64 NE1214 Agrícola Resid. 125,00
NE0515 Residencial 2.159,38 NE1215 Residencial 8,44
NE0516 Residencial 1.915,27 NE1216 Residencial 22,10
NE0517 Residencial 1.091,08 NE1217 Agrícola Resid. 12,97
NE0612 Residencial 148,17 NE1225 RNR 39,76
NE0613 Residencial 884,54 NE1226 RNR 5,18
NE0614 Residencial 776,45 NE1227 RNR 0,00
NE0615 Residencial 194,89 NE1228 RNR 16,78
NE0616 Residencial 1.436,42 NE1229 Residencial 152,62
NE0617 Residencial 741,01 NE1230 Agrícola Resid. 10,30
NE0618 Residencial 390,63 NE1231 Residencial 76,85
NE0619 Residencial 335,21 NE1232 Residencial 170,66
NE0620 Residencial 28,36 NE1233 Agrícola Resid. 20,23
NE0621 Prot ecológica 8,30 NE1234 RNR 26,65
NE0644 RNR 5,49 NE1235 RNR 15,07
NE0651 RNR 0,00 NE1236 RNR 7,55
NE0652 RNR 2,00 NE1237 RNR 7,65
NE0713 Industrial 8.020,01 NE1238 Agrícola Resid. 37,93
NE0714 Residencial 2.267,50 NE1239 Agrícola Resid. 36,17
NE0715 Residencial 1.210,80 NE1240 RNR 5,59
NE0716 Residencial 594,47 NE1241 RNR 2,26
NE0717 Residencial 649,13 NE1242 RNR 7,73
NE0718 Residencial 197,00 NE1243 RNR 6,34
NE0719 Residencial 234,34 NE1244 Residencial 118,87
NE0720 Residencial 321,14 NE1245 Residencial 15,86
NE0721 Residencial 926,44 NE1312 RNR 29,20
NE0722 Residencial 349,78 NE1313 Agrícola Resid. 22,36
NE0723 Residencial 519,97 NE1314 Agrícola Resid. 18,04
NE0743 RNR 3,14 NE1315 Prot ecológica 17,16
NE0744 RNR 2,11 NE1327 RNR 0,00
NE0745 RNR 2,11 NE1329 Agrícola Resid. 8,19
130
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE0751 RNR 6,00 NE1330 Agrícola Resid. 5,21
NE0813 Residencial 2.484,83 NE1332 Agrícola Resid. 40,59
NE0814 Residencial 2.048,95 NE1333 Agrícola Resid. 3,13
NE0815 Residencial 1.788,75 NE1334 RNR 0,00
NE0816 Residencial 763,30 NE1335 RNR 7,62
NE0817 Residencial 337,88 NE1336 RNR 6,60
NE0818 Residencial 54,63 NE1337 RNR 7,62
NE0819 RNR 16,65 NE1338 RNR 10,85
NE0820 Residencial 153,57 NE1339 Agrícola Resid. 4,11
NE0821 Residencial 491,77 NE1340 RNR 178,10
NE0822 Residencial 385,16 NE1341 RNR 72,83
NE0823 Residencial 284,95 NE1343 RNR 10,83
NE0824 Residencial 193,83 NE1344 RNR 7,64
NE0837 RNR 8,07 NE1413 RNR 27,00
NE0838 RNR 7,20 NE1414 Prot ecológica 24,00
NE0839 RNR 2,00 NE1415 RNR 4,00
NE0843 RNR 0,00 NE1416 RNR 0,00
NE0844 RNR 3,14 NE1433 RNR 2,06
NE0845 RNR 2,00 NE1434 RNR 4,06
NE0849 RNR 0,00 NE1438 RNR 19,52
NE0850 RNR 0,00 NE1439 RNR 5,22
NE0851 RNR 11,75 NE1440 RNR 490,00
NE0913 Residencial 2.958,66 NE1441 RNR 17,21
NE0914 Residencial 1.456,09 NE1442 RNR 11,89
NE0915 Residencial 1.999,30 NE1443 RNR 3,07
NE0916 Residencial 634,40 NE1444 RNR 16,23
NE0917 Residencial 519,47 NE1445 RNR 3,09
NE0918 Residencial 428,53 NE1513 Equipamiento 27,00
NE0919 Residencial 29,96 NE1516 Prot ecológica 7,00
NE0920 Equipamiento 36,11 NE1517 Prot ecológica 379,00
NE0923 Agrícola Resid. 49,43 NE1518 Prot ecológica 10,00
NE0924 Residencial 50,17 NE1533 RNR 6,07
NE0936 RNR 21,65 NE1534 RNR 11,30
NE0937 Residencial 13,96 NE1535 RNR 9,30
NE0938 RNR 1,12 NE1538 RNR 12,95
NE0940 RNR 2,23 NE1539 Residencial 77,11
NE0941 RNR 9,79 NE1540 Residencial 22,88
NE0942 RNR 8,71 NE1541 RNR 6,14
NE0943 RNR 3,32 NE1542 RNR 0,00
NE0944 RNR 3,36 NE1543 RNR 5,08
NE0946 RNR 8,69 NE1544 RNR 29,57
NE0947 RNR 2,35 NE1545 RNR 6,07
NE0948 RNR 0,00 NE1610 RNR 0,00
131
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE1013 Residencial 1.714,97 NE1611 Equipamiento 18,00
NE1014 Residencial 2.969,80 NE1612 Equipamiento 9,23
NE1015 Residencial 3.182,23 NE1613 Equipamiento 27,00
NE1016 Residencial 612,61 NE1614 Equipamiento 0,00
NE1017 Residencial 616,53 NE1617 Residencial 28,33
NE1018 Residencial 349,97 NE1618 Residencial 0,00
NE1019 Residencial 79,55 NE1634 RNR 0,00
NE1024 Prot ecológica 0,00 NE1635 RNR 9,81
NE1035 RNR 18,92 NE1636 RNR 13,00
NE1036 RNR 8,11 NE1637 RNR 2,02
NE1037 Residencial 75,54 NE1639 Residencial 29,87
NE1038 RNR 8,70 NE1640 Residencial 182,83
NE1039 RNR 6,69 NE1641 RNR 0,00
NE1040 RNR 29,63 NE1642 RNR 5,21
NE1041 RNR 14,05 NE1644 RNR 5,27
NE1042 Residencial 21,66 NE1710 Equipamiento 18,00
NE1043 Residencial 40,13 NE1713 Equipamiento 0,00
NE1044 RNR 6,14 NE1714 Equipamiento 9,02
NE1045 RNR 8,18 NE1717 Residencial 55,51
NE1046 RNR 7,13 NE1733 RNR 12,95
NE1047 RNR 0,00 NE1734 RNR 5,20
NE1113 Residencial 112,50 NE1735 RNR 22,53
NE1114 Residencial 366,29 NE1736 Agrícola Resid. 10,46
NE1115 Residencial 1.165,52 NE1737 RNR 10,97
NE1116 Residencial 924,31 NE1738 RNR 2,05
NE1117 Residencial 474,89 NE1739 RNR 2,05
NE1118 Residencial 155,72 NE1740 Residencial 22,04
NE1119 Agrícola Resid. 0,00 NE1833 RNR 9,90
NE1124 Prot ecológica 0,00 NE1834 RNR 7,62
NE1125 Prot ecológica 0,00 NE1839 RNR 4,05
NE1129 Agrícola Resid. 8,29 NE1840 RNR 6,55
NE1130 Agrícola Resid. 38,03 NE1841 RNR 6,57
NE1131 RNR 3,23 NE1939 RNR 18,25
NE1134 RNR 2,09 NE1940 RNR 19,31
NE1136 Agrícola Resid. 3,10 NE1941 RNR 5,48
NE1137 Agrícola Resid. 10,15 NE2040 RNR 4,00
132
ANEXO N°14: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COINCIDENTE AÑO 2018
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE0213 Residencial 8,89 NE1138 RNR 5,47
NE0214 Residencial 41,36 NE1139 RNR 250,83
NE0314 Residencial 257,22 NE1140 RNR 8,68
NE0315 Equipamiento 3,33 NE1141 RNR 10,02
NE0316 Equipamiento 22,00 NE1142 Residencial 33,62
NE0414 Industrial 482,67 NE1143 Residencial 231,63
NE0415 Residencial 2.550,65 NE1144 Residencial 58,87
NE0416 Residencial 1.082,59 NE1145 RNR 6,56
NE0417 Residencial 45,55 NE1146 RNR 3,26
NE0513 Industrial 115,21 NE1213 Residencial 69,37
NE0514 Industrial 76,54 NE1214 Agrícola Resid. 82,00
NE0515 Residencial 2.323,50 NE1215 Residencial 5,52
NE0516 Residencial 1.692,75 NE1216 Residencial 20,25
NE0517 Residencial 1.036,38 NE1217 Agrícola Resid. 11,65
NE0612 Residencial 105,85 NE1225 RNR 35,55
NE0613 Residencial 841,28 NE1226 RNR 5,14
NE0614 Residencial 545,81 NE1227 RNR 0,00
NE0615 Residencial 162,42 NE1228 RNR 16,59
NE0616 Residencial 1.272,51 NE1229 Residencial 137,83
NE0617 Residencial 698,14 NE1230 Agrícola Resid. 10,23
NE0618 Residencial 367,33 NE1231 Residencial 69,77
NE0619 Residencial 316,35 NE1232 Residencial 160,14
NE0620 Residencial 27,60 NE1233 Agrícola Resid. 19,12
NE0621 Prot ecológica 8,09 NE1234 RNR 25,55
NE0644 RNR 5,48 NE1235 RNR 13,99
NE0651 RNR 0,00 NE1236 RNR 7,42
NE0652 RNR 2,00 NE1237 RNR 7,64
NE0713 Industrial 5.892,01 NE1238 Agrícola Resid. 35,81
NE0714 Residencial 1.647,31 NE1239 Agrícola Resid. 33,10
NE0715 Residencial 977,89 NE1240 RNR 5,45
NE0716 Residencial 553,45 NE1241 RNR 2,26
NE0717 Residencial 589,79 NE1242 RNR 6,64
NE0718 Residencial 179,60 NE1243 RNR 6,95
NE0719 Residencial 218,28 NE1244 Residencial 110,74
NE0720 Residencial 296,26 NE1245 Residencial 15,47
NE0721 Residencial 855,12 NE1312 RNR 18,72
NE0722 Residencial 333,10 NE1313 Agrícola Resid. 15,80
NE0723 Residencial 503,27 NE1314 Agrícola Resid. 14,00
NE0743 RNR 3,33 NE1315 Prot ecológica 12,24
NE0744 RNR 2,23 NE1327 RNR 0,00
NE0745 RNR 2,22 NE1329 Agrícola Resid. 7,11
133
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE0751 RNR 5,00 NE1330 Agrícola Resid. 5,14
NE0813 Residencial 1.617,09 NE1332 Agrícola Resid. 36,86
NE0814 Residencial 1.728,33 NE1333 Agrícola Resid. 3,10
NE0815 Residencial 1.643,23 NE1334 RNR 0,00
NE0816 Residencial 694,01 NE1335 RNR 7,61
NE0817 Residencial 311,56 NE1336 RNR 6,46
NE0818 Residencial 50,86 NE1337 RNR 7,61
NE0819 RNR 16,92 NE1338 RNR 10,83
NE0820 Residencial 141,91 NE1339 Agrícola Resid. 4,07
NE0821 Residencial 446,32 NE1340 RNR 162,54
NE0822 Residencial 348,69 NE1341 RNR 66,60
NE0823 Residencial 266,49 NE1343 RNR 9,75
NE0824 Residencial 182,29 NE1344 RNR 7,63
NE0837 RNR 8,05 NE1413 RNR 21,00
NE0838 RNR 7,43 NE1414 Prot ecológica 18,00
NE0839 RNR 2,00 NE1415 RNR 3,00
NE0843 RNR 0,00 NE1416 RNR 0,00
NE0844 RNR 3,39 NE1433 RNR 2,05
NE0845 RNR 2,00 NE1434 RNR 4,05
NE0849 RNR 0,00 NE1438 RNR 19,29
NE0850 RNR 0,00 NE1439 RNR 5,52
NE0851 RNR 10,53 NE1440 RNR 453,00
NE0913 Residencial 2.694,68 NE1441 RNR 17,18
NE0914 Residencial 1.328,33 NE1442 RNR 11,87
NE0915 Residencial 1.991,30 NE1443 RNR 3,05
NE0916 Residencial 581,09 NE1444 RNR 15,18
NE0917 Residencial 476,86 NE1445 RNR 3,07
NE0918 Residencial 393,65 NE1513 Equipamiento 21,00
NE0919 Residencial 27,88 NE1516 Prot ecológica 5,00
NE0920 Equipamiento 32,00 NE1517 Prot ecológica 263,05
NE0923 Agrícola Resid. 46,70 NE1518 Prot ecológica 7,00
NE0924 Residencial 46,56 NE1533 RNR 6,06
NE0936 RNR 20,48 NE1534 RNR 11,96
NE0937 Residencial 12,46 NE1535 RNR 9,77
NE0938 RNR 1,09 NE1538 RNR 11,87
NE0940 RNR 2,23 NE1539 Residencial 70,71
NE0941 RNR 8,71 NE1540 Residencial 20,52
NE0942 RNR 8,69 NE1541 RNR 6,11
NE0943 RNR 3,32 NE1542 RNR 0,00
NE0944 RNR 3,27 NE1543 RNR 5,06
NE0946 RNR 8,68 NE1544 RNR 27,15
NE0947 RNR 2,27 NE1545 RNR 6,06
NE0948 RNR 0,00 NE1610 RNR 0,00
134
Microárea Uso vigente Demanda 2018
[kVA] Microárea Uso vigente
Demanda 2018 [kVA]
NE1013 Residencial 1.539,16 NE1611 Equipamiento 14,00
NE1014 Residencial 2.623,25 NE1612 Equipamiento 7,14
NE1015 Residencial 2.810,60 NE1613 Equipamiento 25,82
NE1016 Residencial 559,91 NE1614 Equipamiento 0,00
NE1017 Residencial 552,60 NE1617 Residencial 19,46
NE1018 Residencial 317,96 NE1618 Residencial 0,00
NE1019 Residencial 73,05 NE1634 RNR 0,00
NE1024 Prot ecológica 0,00 NE1635 RNR 9,78
NE1035 RNR 17,68 NE1636 RNR 12,97
NE1036 RNR 8,68 NE1637 RNR 2,02
NE1037 Residencial 70,63 NE1639 Residencial 26,75
NE1038 RNR 8,69 NE1640 Residencial 168,47
NE1039 RNR 6,68 NE1641 RNR 0,00
NE1040 RNR 27,19 NE1642 RNR 5,48
NE1041 RNR 12,97 NE1644 RNR 5,21
NE1042 Residencial 20,61 NE1710 Equipamiento 14,00
NE1043 Residencial 37,20 NE1713 Equipamiento 0,00
NE1044 RNR 6,11 NE1714 Equipamiento 7,01
NE1045 RNR 6,12 NE1717 Residencial 41,34
NE1046 RNR 6,10 NE1733 RNR 12,93
NE1047 RNR 0,00 NE1734 RNR 5,47
NE1113 Residencial 76,64 NE1735 RNR 21,45
NE1114 Residencial 276,49 NE1736 Agrícola Resid. 10,39
NE1115 Residencial 1.032,44 NE1737 RNR 10,92
NE1116 Residencial 836,05 NE1738 RNR 2,04
NE1117 Residencial 425,11 NE1739 RNR 2,04
NE1118 Residencial 144,80 NE1740 Residencial 20,24
NE1119 Agrícola Resid. 0,00 NE1833 RNR 9,70
NE1124 Prot ecológica 0,00 NE1834 RNR 7,61
NE1125 Prot ecológica 0,00 NE1839 RNR 3,04
NE1129 Agrícola Resid. 7,19 NE1840 RNR 6,54
NE1130 Agrícola Resid. 36,03 NE1841 RNR 6,56
NE1131 RNR 3,18 NE1939 RNR 16,12
NE1134 RNR 2,07 NE1940 RNR 16,12
NE1136 Agrícola Resid. 3,07 NE1941 RNR 5,47
NE1137 Agrícola Resid. 9,09 NE2040 RNR 3,00
135
ANEXO N°15: FU ACTUAL - DEMANDA NO COINCIDENTE
136
ANEXO N°16: FU 2018 - DEMANDA NO COINCIDENTE
137
ANEXO N°17: FU SATURADO - DEMANDA NO COINCIDENTE
138
ANEXO N°18: FU ACTUAL - DEMANDA COINCIDENTE
139
ANEXO N°19: FU 2018 - DEMANDA COINCIDENTE
140
ANEXO N°20: FU SATURADO - DEMANDA COINCIDENTE
141
ANEXO N°21: CENTRO DE CARGA S/E 57 POMASQUI