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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

"RECUPERACIÓNDE LA SUBESTACIÓN 10NUEVA

INTRODUCIENDO 23 kVCOMO VOLTAJE

PRIMARIO"

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE

SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

I! JORGE ANÍBAL MORALES I LES

ADOLFO CAMPOS BETANCOURT

QUITO, JUNIO DE 1999.

ÍNDICE

CERTIFICACIÓN

AGRADECIMIENTO

DEDICATORIAS

INTRODUCCIÓN

CAPITULO I1. GENERALIDADES

1.1. OBJETIVO 1

1.2. ALCANCE 1

1.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN 2

1.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA 2

1.3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN 2

1.4. ÁREA DE COBERTURA DE LA SUBESTACIÓN 3

1.5. RECORRIDO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS PRIMARIOS 4

1.5.1. PRIMARIO "32 A" 4

1.5.2. PRIMARIO "32 B" 6

1.5.3. PRIMARIO "32 C" 8

1.5.4. PRIMARIO "32 E" 10

CAPITULO II

2. PROGRAMA COMPÜTACIONAL "DPA/G™" 13

2.1. METODOLOGÍA 14

CAPITULO III

3. OPERACIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO EXISTENTE

3.1. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS Y MODELACIÓN DIGITAL 22

3.2. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN POR PRIMARIO 24

3.2.1. PRIMARIO "32 A" 24

3.2.1.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 A" 25

3.2.2. PRIMARIO "32 B" 27

3.2.2.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 B" 28

3.2.3 PRIMARIO "32 C" 29

>':.(. r tLA PO'.ITVCMrA NACIONAL "" " " "" (•ACIJI.TAD DríÑ>,>EÑÍERIA ll.F(."rRK:X'

3.2.3.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 C" 29

3.2.4. PRIMARIO "32 E" 30

3.2.4.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍAS E" 30

3.3. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DE LOS PRIMARIOS 31

CAPITULO IV

CAMBIO DE VOLTAJE DEL SISTEMA PRIMARIO

4.1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES 33

4.1.1. PLANIFICACIÓN 33

4.1.2. PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 33

4.1.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 3 3

4.1.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 34

4.1.5. RED DE DISTRIBUCIÓN 34

4.1.6. RED PRIMARIA 34

4.1.7. ALIMENTADOR 34

4.1.8. PUNTO DE INTERCONEXIÓN 34

4.1.9. DEMANDA 34

4.1.10. DEMANDA MÁXIMA 34

4.1.11. CARGA INSTALADA 34

4.1.12. FACTOR DE DEMANDA 34

4.1.13. FACTOR DE CARGA 35

4.1.14. FACTOR DE PERDIDAS 35

4.1.15. ENERGÍA ELÉCTRICA 35

4.1.16. USUARIO O CONSUMIDOR 35

4.1.16.1. CLASIFICACIÓN DEL USUARIO , 35

4.1.17.MICROAREA 36

4.1.18. CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA 36

4.1.19. ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA 36

4.2.LIMITES MÉTODO DE MICROAREAS 37

4.2.1. METODOLOGÍA DE DIVISIÓN 37

4.2.2.DEMANDAS Y CARGAS INSTALADAS POR MICRO ÁREA 38

4.2.3. ANÁLISIS DE MICROAREAS 40

4.2.4. DELIMITACIÓN PRELIMINAR DE LA NUEVA ÁREA 42

4.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL CENTRO DE GRAVEDAD 42

4.3 SISTEMA PROPUESTO 44

4.3.1. CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE 44

4.3.2 CAMBIO DE VOLTAJE DE 6.3 A 23 W 47

4 3 3 INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 48

4.3.3.1. UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 49

FACULTAD DF INGKMIER1A 11ECTR1CA

4.3.4. CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS 50

4.3.4.1. RECORRIDO DEL PRIMARIO 32 AN. 52

4.3.4.2. PRIMARIO 32 EN 52

4.4. ANÁLISIS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO 53

4.4.1. PRIMARIO 32AN 54

4.4.2. PRIMARIO 32 EN 54

4.4.3. PERDIDAS RESISTIVAS EN LOS PRIMARIOS 55

4.4.3.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE PERDIDAS 57

4.4.4. PERFILES DE VOLTAJES OBTENIDOS 60

4.5. DELIMITACIÓN DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURA 62

4.6. REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE LA SUBESTACIÓN 63

CAPITULO VESTUDIO ECONÓMICO

5.1. COSTOS DE LA EJECUCIÓN DE OBRA 65

5.1.1. CONSIDERACIONES PRELIMINARES 65

5.1.2. UNIDADES DE OBRA 66

5.1.3. ETAPAS FIJAS 66

5.1.4. ETAPAS VARIABLES 66

5.1.5. GRUPO DE TRABAJO 67

5.1.6. VOLUMEN DE OBRA 67

5.2. CRONOGRAMA DE TRABAJO 68

5.2.1. ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN 68

5.3. CALCULO DE TIEMPO 68

5.4. CÁLCULOS ECONÓMICOS 69

5.4.1. MATERIALES. 69

5.4.1.1 COSTO DE EQUIPOS Y MATERIALES 70

5.4.2 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA 71

5.4.3 SUSPENSIONES DE SERVICIO 72

5.5 BENEFICIOS 72

5.5.1 AHORRO ENERGÉTICO 72

5.5.2 AHORRO POR INVERSIÓN 73

5.5 COSTOS-BENEFICIOS 74

CONCLUSIONES

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

"" ' YÁcUl.fÁD DtlSoENIERJA "ELÉCTRICA"

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo ha sido

desarrollado íntegramente por los Srs.

Jorge Aníbal Morales lies y Adolfo

Campos Betancourt.

Ing. Mentor Poveda

Director de Tesis.

A GRADECIMIENTO

A todas las personas que nos han

ayudado desinteresadamente en la

elaboración del presente trabajo, al

personal de la Empresa Eléctrica Quito

por la información proporcionada.

Al Ing. Mentor Poveda por su acertada

dirección durante la elaboración de la

presente, por sus consejos y sabios

conocimientos.

Los autores

DEDICATORIA.

A MI MADRE ZOILA ROSA, POR SU

GRAN EJEMPLO DE TRABAJO,

COMPRENSIÓN Y TERNURA,

PILAR FUNDAMENTAL EN MI

FORMACIÓN COMO PERSONA Y

COMO PROFESIONAL

DEDICATORIA.

A MIS PADRES POR SU CONSTANTE

APOYO QUE SIEMPRE ME BRINDARON

CON SU VOZ DE ALIENTO.

A MIS HERMANOS Y ESPOSA

A LISETH Y DANIEL

RECUPERACIÓN DELA SUBESTACIÓN 10

NUEVAINTRODUCIENDO

23 kV COMOVOL TAJE PRIMARIO.

INTRODUCCIÓN

Los sistemas de distribución en la actualidad son enfocados de tal manera de poder

optimizar recursos técnicos, económicos y humanos en las empresas de suministro de

energía. Debido a los costos crecientes de la energía se ha incrementado el interés sobre

la evaluación y reducción de pérdidas técnicas y no técnicas en las empresas de

suministro, por lo que, es indispensable el personal especializado en ingeniería de

distribución a fin de cumplir con una planificación cuidadosa, sistemática y adecuada

para poder optimizar los recursos y a la vez disminuir las pérdidas de potencia y energía

en función de realizar las inversiones más rentables en líneas y equipos de distribución.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTTUCA

Nuestro sistema de distribución en el país sufre de grandes deficiencias tanto técnicas

como administrativas, tal es así que, el porcentaje de pérdidas en casi todas las empresas

de suministro fluctúa alrededor del 18 %, es por esto que hemos realizado un estudio

enfocado hacia un sector del área de servicio de la Empresa Eléctrica Quito S.A, en el

cual se obtienen en primer lugar las condiciones de operación actuales, se evalúan sus

pérdidas a livel de líneas de aumentación primarias y se plantean soluciones a fin de

poder optimizar el sistema de suministro.

La planeación apropiada, la operación y el control de sistemas a gran escala, requieren

de técnicas computacionales avanzadas, el desarrollo de éstas técnicas en la última

década, ha permitido la realización de estudios en lo referente al comportamiento de

sus redes de distribución, obteniéndose resultados que permiten proponer soluciones y

mejoras en el sistema de suministro, es así que, en el presente estudio se ha utilizado la

ayuda computacional Distribution Primary Analysis (DPA\G™).

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAPITULO

GENERALIDADES

1.1. OBJETIVO:

Mejorar la operación presente y futura del sistema de distribución del sector Oriental del

Distrito Centro Norte de Quito, reduciendo las pérdidas y al mismo tiempo aprovechando al

la capacidad y el espacio físico disponible en el patio de la subestación.

1.2. ALCANCE.

El presente estudio empieza con un análisis de la operación actual de los cuatro primarios de

la subestación, basándose en éste resultado, se procede a realizar una reconfiguración del

área de cobertura de la subestación, para lo cual, primeramente se realizará el estudio de

demanda de todo el sector con todos los primarios que intervienen de las distintas

subestaciones y se tratará de definir la nueva área de cobertura teniendo presente la

ubicación real de la misma y su futura expansión.

Una vez asignada la nueva área de cobertura, se realizará la remodelación de la red a 23 kV

incorporando transformadores primarios para mantener sectores de primarios a 6.3 kV sin

cambiar los transformadores de distribución. Utilizando el programa computacional

DPA/G™ se obtendrán pérdidas tanto de potencia como de energía, perfiles de voltajes del

sistema antes y después de la remodelación.

1

ESCUELA POLITÉCNICA NAC10HAL ' FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

El presente estudio culminará con un análisis económico para la implantación del cambio de

voltaje en la nueva área de cobertura de la subestación utilizando costos de remodelación

por km de línea y transformadores primarios. Finalmente se realizará el estudio de Costo -

Beneficio del sistema propuesto.

1.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN.

1.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA:

La subestación 32 más conocida como 10 Nueva se encuentra situada en el extremo Centro

Este de la Ciudad de Quito, en el barrio de San Pablo, sector 32 - Vicentina Baja junto a la

subestación Vicentina del Sistema Nacional Interconectado.

1.3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN.

La subestación de distribución 10 Nueva es de tipo abierto con estructuras metálicas,

dispone de un transformador trifásico de capacidad de 15/20 MVA (OA/FA) con cambiador

de taps automático. La alimentación primaria se realiza a un nivel de voltaje de 46 kV desde

la subestación Vicentina del Sistema Nacional Interconectado. Su secundario alimenta a un

juego de barras ubicado en las cabinas de operación a un nivel de voltaje de 6.3 kV a voltaje

nominal de este lado del transformador. Sus características técnicas se muestran en la Tabla

1.1. Del juego de barras principales, mediante pórticos, se derivan cuatro circuitos que se

denominan los primarios 32 A, 32 B, 32C y 32 E (nomenclatura de la Empresa Eléctrica

Quito), los mismos que transportan energía a diversas áreas de servicio asignadas a cada

uno.

Transformador trifásico marca YORKSHIREConexión: Delta - Estrella

CapacidadEnfriamientoVoltajeAmperiosImpedancia

15MVAOA

46/6.3 kV188/1375 A

10.33%

20MVAFA

46/6.3 kV251/1833 A

13.78%

Tabla 1.1. Características del transformador de la subestación.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE L .GENIERIA ELÉCTRICA

Cabe mencionar que dicha subestación entró en operación en Julio de 1981, con una

expectativa de vida de 23 anos. El área total de la subestación es de 955 m2 con una

superficie de casa de control de 100 m2 y un patio de maniobras de 400 m2, existiendo

espacio suficiente para poder instalar otro transformador de potencia trifásico de la misma

capacidad física.

1.4. ÁREA DE COBERTURA DE LA SUBESTACIÓN

El área de cobertura de la subestación se puede apreciar en la figura 1.1, la misma que se

puede dividir en dos sectores claramente definidos. El primer sector que es alimentado por

tres primarios 32 B, 32 C y 32 E que es una zona de aka densidad de carga y con índice de

crecimiento casi saturado por ser una zona residencial - comercial y está comprendida entre

los siguientes límites:

Norte: Av. Patria

Sur: Av. Cristóbal Colón

Este: Av. Doce de Octubre

Oeste: Av. Amazonas.

Figura 1.1. Área de cobertura actual de la subestación.

ESCUELA POUTECNJC A NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELECnUCA~

La segunda área que sirve dicha subestación es típicamente residencial de ingresos medios,

con un crecimiento moderado en la zona de San Pablo y la Vícentiha. Cabe indicar que ésta

zona está cerca de la subestación y es alimentada por el primario 32 A. De lo anterior se

puede apreciar que la subestación 10 Nueva se encuentra a un extremo de los centros de

carga; es decir, que ésta subestación es un ejemplo de una planificación incorrecta ya que se

deben seleccionar ubicaciones cercanas a los centros de carga. La ubicación incorrecta hace

que sus primarios recorran grandes distancias antes de tomar carga, lo que produce una

deficiente calidad de energía y bajos niveles de voltaje principalmente en los puntos más

extremos de la red. Por otro lado, dicha ubicación ha impedido que la subestación pueda

asumir la carga para la que inicialmente estaba dimensionada (40 MVA).

1,5. RECORRIDO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS PRIMARIOS.

Los recorridos de los primarios son de característica mixta (aéreo - subterráneo), tal es asi

que su recorrido se inicia en el pórtico de entrada de línea y sujeción de barras mediante una

trayectoria subterránea, llegando sus cuatro primarios a las estructuras ubicadas en el

exterior de la cabina de operación mediante un montaje MNC2f10' y a través de éste a una

estructura de retención RNA4[10] comenzando el recorrido aéreo en estructuras normalizadas

en postes de hormigón armado de 11.5 m, con crucetas metálicas y empleando estructuras

tipo RNA1, RNA2, RNA3, RNA4, RNA5. El calibre y material del conductor varía

dependiendo de las expansiones que en el transcurso del tiempo se han realizado, es así que,

encontramos conductores de Cobre (Cu) y aleación de Aluminio con calibres que van desde

el 336 MCM hasta el # 6 AWG.

1.5.1. PRIMARIO «32 A".

El primario 32 A es de característica aérea en su totalidad, sirve al sector de la Vicentina,

San Pablo y Urbanización Monjas Orquídeas en forma radial, el tipo de usuario es

completamente residencial tipo B[10l Con las excepciones de las instituciones Coliseo

Rumiñahui, Concentración Deportiva de Pichincha y Velódromo, usuarios que poseen

centros de transformación particulares y por ende alimentación exclusiva subterránea.

'1<>1: Normas Empresa Eléctrica Quilo. Ver Referencia Bibliográfica

ESCUELA POLITÉCNICA NACIÓN AL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Este primario físicamente tiene dos troncales principales, tal como puede apreciarse en la

figura 1.2.

Figura 1.2. Recorrido del primario 32 A.

La primera trayectoria recorre la calle Sierra con un calibre de conductor de Cu 2/0 AWG y

la segunda las calles Ortiz, Queseras del Medio y Libertador con una variedad en calibre y

materiales de conductores como son aleación de aluminio 336, 3/0, 1/0 MCM y Cobre 2/0,

# 6 y # 4 AWG. Además se encuentran instalados en paralelo al primario dos bancos de

capacitores de 300 kVAR al final de la calle Verde y en la intersección de las calles Ortiz y

Perrier respectivamente.

Este primario está construido de tal manera que físicamente pueda tener interconexiones con

otros primarios de otras subestaciones a fin de poder dar o recibir carga en caso de

contingencias. La ubicación de las interconexiones del primario 32 A son las siguientes:


1) La primera interconexión se encuentra a la altura de la Concentración Deportiva de

Pichincha en la Av. Libertador Simón Bolívar, se interconecta con el primario 10 A de la

subestación 10 Vieja, siendo ésta una interconexión expresa.

2) La segunda Interconexión se encuentra en la calle Lérida y Lugo, interconectándose con

el primario 12 A de la subestación La Floresta.

3) La tercera interconexión se ubica en el sector de San Pablo en la calle Antonio Sierra, se

interconecta con el primario 02 de la subestación Luluncoto, tomando carga de la

Urbanización Las Orquídeas.

Los centros de transformación son en su mayoría de característica trifásicos, existiendo en

algunas derivaciones transformadores monofásicos. Las potencias instaladas de los

transformadores fluctúan entre 15 y 150 kVA, existiendo una carga instalada de 3 273 kVA.

1.5.2. PRIMARIO "32 B".

El primario 32 B es de característica radial mixto (aéreo - subterráneo) y provee de energía

al sector Noreste de La Mariscal comprendido entre las avenidas Nueve de Octubre,

Orellana, González Suárez y Colón.

El recorrido de éste primario es el siguiente: sale de la subestación mediante un pórtico

terminal RNA4 - D1101 hacia la calle Hernando Dávila con conductor de Aluminio calibre

266 MCM hasta llegar a la Av. Ladrón de Guevara, siguiendo por ésta hasta el redondel de

la Floresta para proseguir luego por la Av. La Coruña hasta la calle Francisco Salazar y por

ésta última hasta la Av. Doce de Octubre. A partir de ésta se derivan dos grandes ramales, el

primer ramal recorre la Av. Colón hasta la altura de la Av. Nueve de Octubre sector La

Mariscal y el segundo es un ramal subterráneo que cubre las calles San Ignacio, San Javier,

Av. Orellana y calle Wimper.

En la figura 1.3 se puede apreciar el recorrido físico de éste primario, en el cual, se puede

notar los 2 850 metros que recorre el primario desde la subestación hasta la intersección de

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

la Av. Doce de Octubre y Francisco Salazar sitio desde el cual se inicia el abastecimiento

considerable de energía.

Figura 1.3. Recorrido del primario 32 B.

La operación eléctrica de éste primario es de tal manera que el suministro de energía tenga

una confiabilidad aceptable para lo cual se tienen diversas interconexiones con otros

primarios de la misma o de otras subestaciones, con el fin de transferir la carga de un

primario a otro de acuerdo a las necesidades del momento.

El primario 32 B tiene seis interconexiones que se detallan a continuación:

1) La primera interconexión se encuentra en la Av. Doce de Octubre y Baquerizo Moreno,

se interconecta con el primario 12 A de la subestación La Floresta.

2) La segunda interconexión se encuentra en la Av. Doce de Octubre y Av. Colón, se

interconecta con el primario 12 B de la subestación La Floresta.

ESCUELA POUTECN1C A NACIONAL F ACULTAD DE INGENIERÍA ELECTO1CA

3) La tercera interconexión se realiza con el primario 32 C de la misma subestación, ésta

interconexión sirve para balancear carga de los primarios y se encuentra en la

intersección de las calles Francisco Salazar y Tamayo.

4) La cuarta interconexión se lo realiza con el primario 32 C en la calle Juan León Mera

entre Cordero y Colón.

5) La quinta interconexión se realiza con el primario 53 E de la subestación Pérez Guerrero

y se encuentra en la calle Juan León Mera entre las calles Colón y Santa María.

6) La sexta interconexión se realiza con el primario 53 C de la subestación Pérez Guerrero

y se encuentra en la Av. Colon a la altura de la Av. Nueve de Octubre.

Cabe recalcar que dichas interconexiones, de acuerdo a información obtenida en el

Departamento de Operación de la Empresa Eléctrica Quito se realizan solo una o máximo

dos interconexiones al mismo tiempo, ya que cada interconexión representa cargas

adicionales representativas para el primario.

Los transformadores de distribución instalados a lo largo de su recorrido, ya sean ubicados

en postes o cámaras de transformación son trifásicos a un nivel de voltaje de 6300 / 208 -

121 V con capacidades que oscilan entre los 5 y 250 kVA. La potencia total instalada en el

primario es de 12 003 kVA, además en éste primario se encuentra instalado un condensador

trifásico de 300 kVAR conectado en paralelo ubicado en la Av. Colón y Av. Nueve de

Octubre, el mismo que es usado para mejorar el nivel de voltaje del primario.

1.5.3. PRIMARIO "32 C".

El primario 32 C es de característica aérea en su totalidad, suministra energía a los sectores

de La Floresta y Mariscal en forma radial.

Su trayectoria se inicia mediante una estructura RNA4 - D[101 y calibre de conductor 477

MCM saliendo de la subestación por la calle Hernando Dávila hasta la Av. Ladrón de

Guevara, pasando el redondel de la Floresta para proseguir por las calles Vizcaya, Valladolid

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICAESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

y Cordero, siendo ésta última su gran troncal principal en la que su concentración de carga

es representativa. Su recorrido se aprecia en la figura 1.4. El usuario típico conectado a éste

primario es residencial comercial tipo Afl01.

Rgura 1.4. Recorrido del primario 32 C.

El primario 32 C está construido de tal manera que físicamente pueda tener interconexiones

con cargas de similares condiciones y sus características son las siguientes:

1) La primera interconexión se encuentra a la altura de la calle Juan León Mera (Norte) y

Cordero con el primario 32 B de la subestación Vicentina.

2) La segunda interconexión se encuentra en la calle Juan León Mera (Sur) y Cordero con

el primario 32 E de la subestación Vicentina.

ESCUELA FOL!TCCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

3) Una tercera interconexión se encuentra en la calle Wilson (Oeste) y Almagro,

interconectándose con el primario 12 A de la subestación La Floresta.

4) Una cuarta interconexión se encuentra ubicada en al calle Salazar (Este) y Tamayo,

interconectándose con el primario 32 B de la subestación Vicentina.

Cabe indicar que las interconexiones son realizadas por medio de seccionamientos tipo

barras ubicadas en postes mediante un montaje MNF2110], nomenclatura usada por la

Empresa Eléctrica Quito.

Los centros de transformación son en su mayoría trifásicos, existiendo tres derivaciones con

transformadores monofásicos cuyas potencias instaladas fluctúan entre 15 y 150 kVA,

teniendo una carga instalada de 5 288 kVA.

1.5.4. PRIMARIO "32 E"

El primario 32 E es de característica radial en su totalidad y provee de energía al sector

centro de La Mariscal comprendido entre las calles Jorge Washington, Amazonas, Lizardo

García y Reina Victoria. El recorrido de éste primario es el siguiente: Sale de la subestación

10 Nueva mediante un pórtico RNA4 - D{101 hacia la calle Hernando Dávila y por ésta hasta

llegar a la Av. Ladrón de Guevara, continuando su recorrido por ésta última hasta el

redondel de las Focas en la intersección con la Av. Doce de Octubre, Luego sigue por la

calle Jorge Washington y por ésta hasta la calle Juan León Mera, lugar donde se inicia su

gran troncal que recorre hacia el Norte hasta la calle Lizardo García que es el final de dicho

primario, sirviendo a toda ésta área mediante ramales hacia sus costados a un usuario

residencial - comercial tipo A[10]. En la figura 1.5 se puede apreciar el recorrido de éste

primario.

La operación eléctrica de éste primario es de tal manera que el servicio al cliente tenga una

confiabilidad aceptable, para lo cual se han dispuesto diversas interconexiones con otros

primarios de la misma o de otras subestaciones a fin de que cuando ocurran contingencias

debido a daños se pueda transferir la carga del uno al otro primario de acuerdo a las

necesidades del momento, tal así que, éste primario tiene cuatro posibles interconexiones; es

10

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA"

decir, el primario 32 E puede tomar o ceder carga en cuatro puntos a lo largo de su

recorrido.

Figura 1.5. Recorrido del primario 32 E

1) La primera interconexión se encuentra en k Av. Ladrón de Guevara y Andalucía a la

altura de la Facultad de Ingeniería Civil de la Escuela Politécnica Nacional y se lo

realiza con el primario 10 B de la subestación 10 Vieja, dicha interconexión tiene como

propósito transferir toda la carga del primario 32 E en caso de contingencia en la

subestación 10 Nueva.

2) La segunda interconexión se encuentra en las calles Reina Victoria y Jorge Washington

y se interconecta con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero.

3) La tercera interconexión se encuentra a la altura de las calles Robles y Amazonas y se

interconecta con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero.

11ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENffiRIA ELÉCTRICA

4) La cuarta interconexión se realiza en las calles Roca y Reina Victoria con el primario

10 B de la subestación 10 Vieja.

Los transformadores de distribución instalados a lo largo de su recorrido, ya sean ubicados

en postes o cámaras de transformación son trifásicos de voltaje nominal de 6300 / 208 -

121 V con capacidades que oscilan entre los 5 y 500 kVA. La potencia total instalada en el

primario es de 11 067 k VA, además se encuentra en éste primario un condensador trifásico

de 300 kVAR conectado en paralelo al primario en la calle Robles, el mismo que es usado

para mejorar el nivel de voltaje del primario.

12ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAPITULOII

PROGRAMACOMPUTA CIONAL

DISTRIBUTIONPRIMARYANAL YSIS

DPA/G™

2. PROGRAMA COMPÜTACIONAL "DPA/G™".

El programa computacional DPA/G™ es un programa profesional creado por la firma

SCOTT & SCOTT para el uso en el planeamiento y diseño de sistemas eléctricos de

distribución. Utiliza el "system structure questions lenguage" (SSQL) para comunicación

computador - usuario.

Este programa dispone de tres bases de datos diferentes: la base de datos principal

(DPADB) que contiene la información acerca de subestaciones, primarios, secciones y

equipos conectados a las mismas. La base de datos de los equipos (EQUDPADB) contiene

información de tipo de conductores, separación entre fases, equipos de protección, swiches,

motores, reguladores, transformadores y generadores. La base de datos temporal

(TMPDPADB) es usada temporalmente para gravar los resultados de todos los cálculos y

análisis que realiza internamente el programa.

13

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ~ FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' ~~~

2.1. METODOLOGÍA RECOMENDADA PARA MODELAR REDES DE

DISTRIBUCIÓN:

La metodología usada para modelar una red de distribución se describe a continuación tal

como recomienda el manual del programa'85, primeramente se deberá copiar la base de datos

del programa principal a otro directorio a fin de tener la seguridad de que por cualquier

razón durante su uso, pueda distorsionar la base de datos original.

Como un segundo paso se inicia el programa. En la figura 2.1 se puede apreciar la pantalla

principal de diálogo.

DPA/C 3 1 2

Tafetes £onf?g ¿raifsís £rapWí$ gíndow

J ittt señan PrtScr

Príntersetup...

5.12 : Ucenserf te Eaa g Ifrfltetntca Madorart -

Figura 2.1. Pantalla principal del DPA/G™

En File del menú principal al escoger la opción OPEN DB aparece una ventana de diálogo

como se muestra en la figura 2.2, en la cual se deberá dar la ubicación de la base de datos

principal "Main DB", de los equipos "Equipment DB" y la base temporal "Temporary DB",

para lo cual, se deberá dar un click en la ventana de diálogo "MAINDB PATH" con el fin

de seleccionar el directorio donde se encuentra la base de datos principal en la que se va ha

trabajar, luego en la ventana de la base de datos de los equipos y temporal se deberá dar un

click en las ventanas de diálogo "USE MAINDB PATH" si se usa el mismo directorio en

que se encuentra la base de datos principal.


DATAR ASES

Main Datábase-

p Enable InHialization

c3dpa¡ns~1 \sub32\32b\dpadb.dbd

H Initiaüze/Destroy Datábase

Equipment Datábase

£\dpafns~1 \sub32\32b\equdpadb.dbd

I" initialize/Destroy Datábase

Temporaiy Datábase-

c:\dpains~1 \sub32\32bVtmpdpadb.dbd

f" initialize/Destroy Datábase

Figura 2.2. Pantalla para seleccionar d directorio de las bases de datos a usar.

Una vez seleccionado el directorio de las tres bases de datos se procede a crear la

subestación a la que se conectarán los primarios a modelar. En "EDIT" del menú principal

escoger k opción "SUBSTATION RECORD" y en la ventana de diálogo que se muestra en

la figura 2.3, se deberá ingresar el nombre de dicha subestación y las características

eléctricas como son: nivel de voltaje y voltaje de barras en porcentaje respecto del nominal.


Feeder ID:

Substation ID:

Sub Bus ID:

First Section ID:

KV LJne-to-Line:

Bus Voltagc Level:

L¡ne-to-gnd Fault R:

Feeder Multiplier:

Demands for Aílocation,,.Positive Seq. Source:

Zero Seq. Source:

Figura 2.3. Pantalla para ingresar datos técnicos de una nueva subestación.

Para crear un primario de una subestación, en la ventana "EDIT" del menú principal se

deberá escoger la opción "SKECHT" y el programa presentará la ventana de diálogo como

se muestra en la figura 2.4, debido a que se está creando un primario, se selecciona la

opción "CRÉATE NEW" para ingresar a la pantalla principal del "Skecht" a fin de dibujar

la primera sección del primario, que será la que conecte éste con la subestación,

seguidamente el programa presenta una ventana de diálogo en la cual se debe ingresar el

nombre del primario creado.

16RSCL'Fl.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

SDPA/-G s.rz

SKETCH;

getom -

Initialize Sketch.

r Sketch type —

i <" Substation QK,Shetch|

Cancel

r Sketch source

i <* Créate newi (" £opy new from existíngi r Edit existing

i Select Exlstirrg feeder..

Figura 2.4 Ventana de diálogo para crear un nuevo primario.

Una vez creada la subestación y la primera sección del primario, se pueden dibujar las otras

secciones del primario con la misma metodología que se creó la primera sección. Después

de dibujar cada sección, el programa presenta una ventana de dialogo tal como se muestra

en la figura 2.5, en la cual se deberá ingresar las características técnicas tales como: datos

del conductor, configuración de la red, distancia de cada sección. Las características

técnicas del conductor utilizado en la sección se obtienen de la base de datos

"EQUDPADB" que internamente tiene el programa principal.

17


3DPA/C 3.12 - {SKETCH: 32Er«QíJ]

£He fidít Tatoles

SECTION RECORD EDIT.

£r«uhics

\\

Section: Njpd

Load»»- JSection Hardware

Prin». New

Protedfve DeYtee- Ocíete

Tap&ise...

Substation ID:Feeder ID:

subes32recon32Erecon

Figura 2. 5. Ventana de diálogo para ingresar datos técnicos en una sección.

A continuación se ingresan las características de la carga instalada en la sección, la misma

que es asumida por el programa como ubicada en su punto central. De la misma manera se

ingresan datos técnicos de capacitores, interruptores, transformadores, Swiches. El

programa mediante su base de datos nos permite escoger las características técnicas de todos

estos elementos. En caso de ser equipos que no se encuentren en la base de datos, se debe

crear un nuevo equipo con las especificaciones técnicas que se requiera, para lo cual en la

opción "TABLES" del menú principal se escogerá el equipo, elemento de protección o tipo

de conductor que se desee agregar a la base de datos existente como se muestra en la figura

2.6.

18

KSCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

I DPft/G3.12:UcensedtDEscOT>aPotitecntcaN<dfflal

figura. 2.6. Ventana de diálogo para crear nuevo equipo.

Para el presente estudio fue necesario crear transformadores de distribución primarios con

características técnicas particulares, tales como: Disposición de los bobinados, capacidad,

nivel de voltaje línea - línea tanto primario como secundario, impedancia en porcentaje.

Estos datos técnicos son obtenidos del manual del fabricante y se ingresan en la ventana de

diálogo de transformadores tal como se muestra en la figura 2.7.

19


1250.0000

5.0000

1.0000

0.0000

1.0000

Transformer:

Rated KVA;

Impedance:

Resistance:

Ground:

No Load Losses:

Connectfon Code:

. Phasing ;

I f 1 Phase j

| ^ 3 Phase j

High Side Voltage:

Low Side Voltage:

Continuous Rating: |1250.0000 |KVA

% Z (at 1250.00 KVA)

%R(at 1250.00 KVA)

ohms

KW

(304) 3 PH Delta-delta or wye^wye ungrounded

Transformer usage

l~ Sujbstation transformer[7 P/imary transformerF Distribution transformer

Emergency Rating:|1375.0000 |KVA

Figura 2.7. Ventana de diálogo para ingresar características técnicas de transformadores primarios.

Una vez terminado de dibujar e ingresar los datos técnicos, el programa nos permite realizar

una corrección mediante la opción "BUILD", la misma que detalla los errores que existen

en la red mencionando la sección y el tipo de error. Luego en caso de no existir errores, se

procede a la modelación del primario. El programa presenta la posibilidad de analizar la red

primaria por varios métodos como son: Rea, por sección, balanceado, por fase.

Para proceder a la modelación en la opción "ANALYSIS" del menú principal, escoger el

método mediante el cual se requiera analizar la red. Uno de éstos métodos es el análisis

balanceado de la red ("ANALYSIS BALANCE"), una vez seleccionado éste método el

programa nos presenta una ventana de diálogo para ingresar los parámetros de referencia

para la modelación como son: nivel de voltaje, cargabilidad de conductores y

20


transformadores. Esta ventana de diálogo se muestra en la figura 2.8. Finalmente se deberá

escoger la opción "OK RUN ANALYSIS" a fin de obtener los datos de flujos de energía en

la red analizada.

|DPA/C 3J2 - [DPA/C: 32Erecon]£¡Je £árt I«ble$ ¿onflfl ¿natystj ¿raphics £oom

Balanced Voltage Analysis.

iegend

Flag secHons(s) with

Voltages greatcr than

Voltages less than

Cond. loading > than

Irán, loading > than

firowth(OFF]

Locked rotor (OFF)

Cancel

Figura 2.8 Ventana de diálogo para el ingreso de parámetros para el Análisis

21

ESCb'ELÁ POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAPITULOIII

OPERACIÓN DELSISTEMA PRIMARIO

EXISTENTE.

3.1. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS Y MODELACIÓN DIGITAL

Con el fin de tener un diagnóstico técnico lo más real posible de las características eléctricas

en que actualmente están operando los primarios de la subestación 10 Nueva, se procedió

como primer paso a la obtención de planos con base geográfica y recorridos de cada uno de

los primarios, información que se obtuvo en el Departamento de Inventarios y Avalúos de la

Empresa Eléctrica Quito S.A. Con dicha información se procedió ha realizar una

verificación en campo de los mismos para constatar su veracidad, la misma que fue

actualizada para el presente estudio, constatando que no ha sufrido cambios importantes

sino más bien incorporaciones de transformadores, extensiones pequeñas de red,

desconexión de transformadores e interconexiones entre primarios tal es el caso del primario

32 A que ha tomado la carga de la Urbanización Orquídeas que inicialmente estaba asignada

al primario 2 de la subestación Luluncoto. También la interconexión realizada en la

intersección de las calles Tamayo y Salazar con el fin de transferir parte de la carga del

primario "32 B" al primario "32 C" de la misma subestación.

22


Con la información de campo actualizada se procedió a ingresar los datos al programa

computacional DPA/G™ con la metodología que a continuación se explica.

Con los planos de los primarios actualizados de la subestación, se procedió ha dividir en

secciones, necesidad indispensable del programa DPA/G™, estas secciones se las obtuvo

dividiendo el primario de acuerdo a criterios de cambio de calibre de conductores, carga

instalada, equipos de seccionamiento, derivaciones de red. El cuadro de las secciones,

equipos que lo conforman y la carga de las mismas se muestra en el Anexo 1.

La modekción digital se realiza para la condición crítica y ésta se da cuando el primario

está a demanda máxima, valor que se obtiene con datos de voltaje y corriente de los

primarios. Las lecturas de corrientes de los primarios en barras de la subestación fueron

tomadas en intervalos de demanda de 15 minutos durante una semana típica del 17 al 23 de

Noviembre de 1997, datos proporcionados por el Departamento de Despacho de la Empresa

Eléctrica Quito al Proyecto Reducción de Pérdidas para el Sistema Eléctrico Quito

Convenio EEQSA - OLADE - EPN. Estos datos se muestran en el Anexo 2.

El cálculo de la demanda se sustentó utilizando las lecturas de corriente y voltaje por medio

de la siguiente expresión:

S= V3 * V * I

Los valores de demanda máxima, factor de potencia y voltaje a nivel de subestación

utilizados para la modelación digital de los primarios se muestran en la tabla 3.1

Primario32 A32 B32 C32 E

Demanda Max.(MVA)2.513.101.904.15

fp(%)0.%0.960.960.96

V S/E (%)97.697.697.697.6

Tabla 3.1 Características técnicas de los primarios para modelar en UPA..

23


El dato del factor de potencia y nivel de voltaje es coincidente para cada primario por ser de

la subestación al nivel de barras.

3.2. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN POR PRIMARIO.

3.2.Í. PRIMARIO "32 A"

El presente primario se modeló don ü'na demanda máxima de 2.51 MVA, con un factor des»

potencia del 96% y un voltaje de subestación de 6 150 V que corresponde al 97.6% del

voltaje nominal del sistema.

Analizando los resultados de la modelación digital (DPA\G™), se puede apreciar que la

máxima caída de voltaje acumulado en las secciones es 2.5 %. En la tabla 3.2. se muestran

las secciones con mayores caídas de voltajes.

Secciones con caídas de voltajes críticasPasajeLibertador 1Libertador 2

2.3%2.5%2.5%

Tabla 3.2. Secciones del primario 32 A coa mayores caídas de voltaje.

Estas secciones son terminales de red que se encuentran en la Av. Libertador sector donde el

primario 32 A abastece a grandes clientes como es la Concentración Deportiva de

Pichincha. Cabe aclarar que a pesar de tener la máxima caída de voltaje del primario, éste

valor está dentro de los valores permitidos por Normas de la Empresa Eléctrica Quito que

recomienda un valor de caída de voltaje no mayor al 3.5 % para un usuario tipo BÍ10].

La cargabilidad de los conductores que conforman el primario es crítica en ciertas secciones

de red ya que sobrepasan el límite térmico recomendado por el fabricante, las secciones más

críticas se muestran en la tabla 3.3.

Secciones conSección

QM1HidalgoHidalgo 1

porcentajes de carga críticas.%75103%

Calibre2AAA6 Cu6Cu

Tabia 3.3. secciones del primario 32 A con cargabilidad critica

24


Estas secciones que están sobrecargadas inicialmente fueron ramales terminales construidos

con conductores de calibres pequeños y con las expansiones de red realizadas sin

planificación se han convertido en troncales principales, razón por la cual se produce

pérdidas excesivas en éstas secciones.

Las pérdidas resistivas son notorias en las secciones de inicio del recorrido de cada

primario, debido a que por éstas se transmite toda la energía que distribuye a los distintos

ramales, tal es así que, en este primario las secciones que mayores pérdidas resistivas

aportan son:

Secciones con mayores pérdidas resistivasinicioinicio2Hidalgo

3.5kW8.1 kW6.1 kW

Tabla 3.4. secciones del primario 32 A con mayores pérdidas resistivas.

Los resultados de la modelación del primario 32 A en detalle se muestran en el Anexo 3.

3.2.1.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO «32 A"

Para realizar el estudio de pérdidas del primario, primeramente se procede a calcular las

pérdidas de potencia resistivas en los intervalos de demanda previamente establecidos

utilizando la siguiente expresión.

/Demanda dt] A2Pérdidas At = Pérdidas a demanda máxima *

[Demanda máxima]*!

Siendo:

Pérdidas At : Pérdidas de potencia en el intervalo de demanda At

Demanda At : Demanda de potencia en el intervalo At

Demanda máxima : Demanda máxima en el per iodo de análisis.

25


Cabe indicar que el valor de la potencia de pérdidas a demanda máxima de la expresión, es

el resultado que se obtiene de la modelación digital en el programa computacional

DPA\G™, cuyo valor es 36.9 kW.

Con los datos de pérdidas de potencia resistivas en ios intervalos de demanda se procede a

la graficación de la curva de pérdidas de potencia resistivas Vs intervalos de demanda, tal

como se muestra en la figura 3.1.

PERDIDAS DE ENERGÍA DEL PRIMARIO 32 A

40

I3530

25 H

** 20

i15

10

5

O8 8 8 8 8 8 8

O •"** O O '"M O

8 8 8 S 8. §o o v o o o o v o p o o s o o o o s oO — O O — O O ' - ' O O — »

SEMANA TÍPICA

Figura 3-1 - Curva de pérdidas de potencia Vs. tiempo del primario 32 A.

En la curva de pérdidas resistivas Vs intervalos de demanda se aclara que no es necesario la

integración por áreas para obtener la energía de pérdidas ya que cada valor de pérdidas de

potencia es representativo para todo el intervalo de demanda.


La energía de pérdidas se calcula mediante la siguiente expresión.

Siendo:

PPer(i) : Potencia de pérdidas en el intervalo de demanda i

: Intervalo de demanda i

Las pérdidas de energía del primario 32 A es de 1.85 MWh/Semana y éste valor

extrapolado a un año es 96. 5 MWh/año.

3.2.2. PRIMARIO "32 B"

Se modeló con una demanda máxima de 3.1MVA con un factor de potencia del 96% y un

voltaje al nivel de subestación de 6150 V que corresponde al 97.6% del voltaje nominal del

sistema.

Analizando los resultados de la modelación digital (DPA\G™) tenemos que las secciones

con mayores caídas de voltajes constituyen toda la red subterránea comprendida entre las

calles Orellana, Colón, San Javier y Líncon, secciones que tienen una caída de voltaje del

4.2 %. Un segundo sector que tiene una gran caída de voltaje es "La Mariscal", en las que

todas las sección del primario que recorren por la Juan León Mera a partir de la calle Roca

hacia el Norte tienen una caída de voltaje máxima de 4. 1 %.

Estos valores altos de caídas de voltaje en las secciones del primario se deben a que éstas se

encuentran muy alejadas desde la subestación de distribución. En la tabla 3.5 se muestran

las secciones con caídas de voltaje criticas.

Secciones con caídas de voltajes críticasLinconLinconlOrellana

4.2%4.2%4.2%

Tabla 3.5. Secciones del primario 32 B con caídas de voltaje criticas

27

ESTl-TilA POUTKCNK'A NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Las Normas de la Empresa Eléctrica Quitollo] recomienda un valor de caída de voltaje

máximo del 2 % para circuitos primarios que suministran energía a usuarios tipo A^101, El

usuario conectado al primario en el sector de La Mariscal y el sector comprendido entre las

calles Orellana, San Javier y Líncon es tipo A'10^, razón por la cual disponen de una caída de

voltaje excesiva comparada con los límites permitidos por Normas, siendo suministrados

energía con deficiente nivel de voltaje que llega al 4.2%.

El Troncal del primario "32 B" está construido casi en su totalidad con conductor de

aleación de aluminio calibre 266 MCM. Del análisis de la modelación digital se puede

notar que la sección más cargada es "Inicio" con un 68 % de su límite térmico.

Las pérdidas resistivas son notorias en el inicio del recorrido del primario, debido a que por

éstas se transmite toda la energía que distribuye a los distintos ramales del primario. En la

tabla 3.6. se muestran las secciones con mayores pérdidas de potencia resistivas.

Secciones con mayores pérdidas resistivasInicioDavilaDavila 2CoruñaSalazar

5.7kW5.3 kW11.3kWIS.lkW16.9kW

Tabla 3.6. Secciones del primario 32 B con mayores perdidas resistivas.

Los resultados de la modelación digital en el programa computacional DPA/G™ del

primario 32 B en detalle se muestra en el Anexo 3.

3.2.2.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO "32 B".

El resultado de la modelación nos proporciona las pérdidas técnicas resistivas siendo el

valor de 82.4 kW a demanda máxima.

Las pérdidas de energía del presente primario se obtuvieron siguiendo la metodología

descrita para el primario 32 A. Sus valores se muestran en la tabla 3.7.


PERDIDAS DE ENERGÍAMWh/Semana

5.02MWh/año

261.02

Tabla 3.7. Pérdidas de energía del primario 32 B

3.2.3. PRIMARIO "32 C"

La modelación digital del primario 32 C se realizó con una demanda máxima de 1.9 MVA,

un factor de potencia del 96% y un voltaje de 6150 V que corresponde al 97.6% del nominal

del sistema. El resultado de la modelación proporciona las pérdidas resistivas de potencia a

demanda máxima cuyo valor es de 28.1 kW.

Del análisis de la modelación se puede ver que las secciones con mayores caídas de voltaje

se encuentran en el sector de La Mariscal entre las calles Presidente Wilson, Almagro y

Cordero. Cabe mencionar que el tipo de usuario que habita en el sector está clasificado

como usuario tipo A110', debiendo tener como máximo una caída de voltaje del 2 % para

circuitos primarios, sin embargo en la modelación digital se obtienen caídas que llegan hasta

el 2.57 % como es el caso de la sección "Victoria". Debido a que la modelación se lo realizó

a demanda máxima, el valor del 2.57 % de caída de voltaje no es preocupante, ya que la

demanda máxima tiene un intervalo de duración de 15 minutos.

La cargabilidad de los conductores a demanda máxima es aceptable ya que no existen

conductores en todo el primario que estén siendo forzados; es decir, que sobrepasen el 75%

de su capacidad de conducción. La sección con conductor con mayor cargabilidad es la

"Vasub" con un 63.3 % de su capacidad. Los resultados de la modelación se muestran en

detalle en el Anexo 3.

3.2.3.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO 32 C.

Con la metodología descrita para el cálculo de pérdidas de energía para el primario 32 A y

utilizando las pérdidas de potencia a demanda máxima cuyo valor es de 28.1 kW se

calcularon las pérdidas de energía para el primario 32 C y sus resultados se muestran en la

tabla 3.8.



2.37MWh/año

123.4

Tabla 3.8. Pérdidas de energía del primario 32 C.

3.2.4. PRIMARIO "32 E"

El primario 32 E se modeló con una demanda máxima de 4.15 MVA, un factor de potencia

de 96% y un nivel de voltaje en las barras de 6 150 V que corresponde al 97.6% del voltaje

nominal del sistema.

La caída de voltaje del primario es muy deficiente, tratándose de un primario que sirve

exclusivamente a usuarios tipo A|10' del sector de La Mariscal. Las Normas exigen una caída

de voltaje máximo del 2 %. Este primario opera técnicamente con una caída de voltaje muy

alta respecto a las normas de la Empresa Eléctrica Quito. El troncal principal del primario

desde la intersección de las calles Juan León Mera y Veitimilla hacia el Norte tiene caídas

de voltaje acumuladas de 8.2 % debido a la gran distancia que recorre éste primario para

suministrar energía a la carga.

En lo referente a la cargabilidad de los conductores, se puede apreciar que están

sobrecargados sobre el 84.5 % de su capacidad térmica, principalmente el gran troncal de

salida desde la subestación hasta la calle Jorge Washington, lo que produce pérdidas por

efecto Joule.

3.2.4.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO "32 E"

El cálculo de pérdidas de energía para el presente primario, se realizó con la metodología

descrita anteriormente. El valor de pérdidas de potencia a demanda máxima es de 227.5 kW,

cuyos resultados se muestran en la tabla 3.9.


14.4MWh/año

748.89

Tabla 3.9. Pérdidas de energía del primario 32 E

30

CSCLTÍI.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

3.3. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DE LOS PRIMARIOS.

Del análisis de los cuatro primarios de la subestación se puede notar que las secciones

críticas en lo referente a caídas de voltaje se encuentran en los puntos más alejados de sus

recorridos, tal es el caso de los primarios 32 B, C y E cuyas secciones críticas se hallan en el

Sector de La Mariscal con valores que son superiores a los límites establecido por

normas'10', esto se debe a que la subestación se encuentra muy alejada de los centros de

carga. Por otro lado podemos destacar que el primario 32 A transporta energía al sector de

La Vicentina, sector aledaño a la subestación, razón por la cual los valores de caídas de

voltaje son inferiores a los valores máximos establecidos por las normas de la Empresa

Eléctrica Quito.

La energía entregada por la subestación 32 es la suma de las energías individuales de los

cuatro primarios siendo su valor de 58.52 GWh/año, sus valores desglosados se muestran en

la tabla 3.10.

ENERGÍAS

Primario

32 A32 B32 C32 ETotal

Energía entregadaGWh/año

11.8714.7910.7221.1458.52

%20.325.318.336.1100

Pérdidas de energíaMWh/año

96.5261.02123.4

748.891230

%7.8

21.210.060.9100

Tabla 3.10. Valores de energías y porcentajes de pérdidas.

Las pérdidas de energía resistivas evaluadas en los cuatro primarios es 1.23 GWh/año, que

representa el 2.1 % del total de la energía suministrada por la subestación, valor que es

comparable con los resultados del estudio realizado por la Organización Latinoamericana de

Energía para el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito. Su gráfico se muestra

en la figura 3.2.


Energía total de la Subestación

12.1%

Energía entregada

! Pérdidas de energía resistivas

Figura 3.2. Energía total de la subestación 32 y sus pérdidas.

De los cálculos obtenidos concluimos que el primario 32E es el que contribuye con un

mayor porcentaje en las pérdidas resistivas totales (60.9 %), resultado que tiene explicación

por ser el de mayor carga instalada, abasteciendo áreas con grandes concentraciones de

carga consolidadas y por ser el de mayor longitud que recorre desde la subestación hasta los

centros de carga. Por lo antes indicado, se hace necesario considerar aspectos técnicos para

la asignación de una nueva área de cobertura de la subestación en estudio a fin de optimizar

recursos disminuyendo sus pérdidas.

.32

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DF. INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAPITULOIV

CAMBIO DEVOLTAJE DEL

SISTEMA PRIMARIO.

Una de las tareas básicas en el proceso de planeamiento y previsión de la carga requiere de

un conocimiento de la ubicación del centro de gravedad de la carga, así como de su alcance.

Este planeamiento generalmente se lo realiza para períodos de cinco a diez años.

Para atender las necesidades de planeamiento de un sistema de distribución se torna

necesario el conocimiento de la distribución de carga por áreas elementales (microáreas),

centros de gravedad de la carga, mapas de carga y áreas de servicio o influencia a fin de

facilitar el dimensionamiento de los elementos que conforman la red.

4.1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES EMPLEADOS EN PLANIFICACIÓN DE

SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

4.1.1. PLANIFICACIÓN.

" Es tomar decisiones con antelación a los acontecimientos con el propósito de mejorar las

condiciones presentes "'5J.

33


4.1.2. PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

"£'/ propósito fundamenta] de la planificación de un sistema eléctrico, es asegurar que un

suministro adecuado esté siempre disponible para satisfacer la demanda estimada en la

cantidad y la ubicación previstas en un futuro próximo y más lejano"w

4.1.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.

"Es ¡aparte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran número de

consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra restricción técnica de

cualquier naturaleza" '4|.

4.1.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.

"Lugar donde se transforma el voltaje de subíransmisión al de distribución primaria " '4'.

4.1.5. RED DE DISTRIBUCIÓN.

"El conjunto de los elementos componentes del Sistema de Distribución " .

4.1.6. RED PRIMARIA.

"La parte de la red de distribución que opera a la tensión primaria del sistema" ^101.

4.1.7. ALIMENTADOR.

"Sección de red primaria que se inicia en las barras de alto voltaje de la subestación de

distribución y que constituye por su capacidad de transporte de energía la parte principal

de la red"t'°], conocida para efectos de operación y mantenimiento como Primario.

4.1.8. PUNTO DE INTERCONEXIÓN.

"Un punto de la red primaria o secundaria en el cual se instala un elemento de corte que

permite aislar o conectar física y eléctricamente dos secciones de la misma, mediante su

accionamiento automático o manual "flü}

4.1.9. DEMANDA.

"Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un inten>alo

previamente establecido " '4l

34

ESCI ,1;i,A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

4.1.10. DEMANDA MÁXIMA.

"£5 la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él" *4l

4.1.11. CARGA INSTALADA.

"Es la sumatoria de todos las potencias de placa de los equipos instalados en un sistema

de distribución "m.

4.1.12. FACTOR DE DEMANDA.

"£5 la relación entre la demanda máxima de un sistema a la carga total instalada " [4l

4.1.13. FACTOR DE CARGA.

" Es la relación entre la demanda promedio de un período establecido con respecto a la

demanda máxima del mismo período "[4J.

4.1.14. FACTOR DE PERDIDAS

"Es la relación de la pérdida de potencia promedio a la pérdida de potencia a demanda

máxima, durante un período específico de tiempo " '4l

4.1.15. ENERGÍA ELÉCTRICA.

" Es la potencia activa requerida por una determinada carga en un período de tiempo

dado"{5].

4.1.16. USUARIO O CONSUMIDOR.

" Persona natural o jurídica que ha suscrito un convenio con la Empresa, para el

suministro de energía eléctrica dentro de un establecimiento, edificio o local"110!.

4.1.16.1. CLASIFICACIÓN DEL USUARIO

Dado que los parámetros para el diseño son función de la utilización de la energía asociada

a la demanda por usuario y a su distribución en el área considerada, es necesario establecer

una clasificación de los consumidores, de acuerdo a factores que determinan en forma

general, la incidencia de la demanda sobre la red de suministro.

35ESCbTLA POLITÉCNICA NACIONAL - - - - — - - F^ajLTAD DE |NGEN]ERIA ELÉCTRICA

A los usuarios dependiendo de la demanda de diseño y caídas admisibles de voltaje en el

punto mas alejado de la fuente de alimentación son clasificados según normas de la

Empresa Eléctrica Quito 'I0^ en usuario tipo A, B, C, D y E como se muestra en la tabla 2.1

USUARIO TIPO

A

B

C

D

E

DMU (kVA)

8 - 1 4

4 - 8

2 - 4

1 . 2 - 2

0.8- 1.6

CAÍDA

ADMISIBLE (%)

2

3.5

3.5

3.5

6

Tabla 2.1. Clasificación de usuarios

4.1.17. MICROAREA.

"Subdivisión del área urbana de un sistema de distribución, con una demanda proyectada

que representa una fracción de la demanda máxima prevista por primario"^.

4.1.18. CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA

"Se entiende por centro de gravedad de la carga, un punto con momentos eléctricos iguales

para todas las cargas en el área considerada''' '4^

4.1.19. ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA:

"Son los sectores geográficos hasta donde extiende su atención la subestación o el primario

considerado "'4l

4.1.20. MAPAS DE CARGA

"Los mapas de carga son representaciones gráficas de la distribución de carga en una

localidad o región convenientemente subdividida en áreas elementales"^.

Para obtener los mapas de carga año tras año es necesario determinar también los índices de

crecimiento por zonas típicas que son áreas que representan características semejantes de

carga y análogas de crecimiento.


La elaboración de mapas de carga año tras año es esencial para un proceso de planeamiento,

para posibilitar una simulación de las condiciones futuras tales como, distribución de carga

entre los alialentadores, subestaciones, etc. Asimismo, posibilitar una definición de

cronogramas de obras en el tiempo.

Un proceso que debe ser analizado para la elaboración de mapas de carga es la

determinación de la demanda de cada microárea a partir de una suma de las demandas de los

transformadores pertenecientes.

4.2. ANÁLISIS DE LIMITES Y ÁREAS DE SERVICIO POR EL MÉTODO DE

MICROAREAS.

4.2.1. METODOLOGÍA DE DIVISIÓN

La elaboración del presente estudio se basó en los planos que contienen las referencias

geográficas del Ilustre Municipio de Quito y las redes eléctricas proporcionadas por la

Empresa Eléctrica Quito.

Para la división de microáreas se requirió previamente información de las Coordenadas

universales con las que se maneja la base geográfica, división que fue proporcionada por el

Departamento de Cartografía del Instituto Geográfico Militar.

Con la información de cobertura de la subestación 32 se escogió un sector que cubra la

totalidad del área y sus alrededores a fin de proceder a la división de ésta en microáreas,

para lo cual se procedió de la siguiente manera:

A partir del punto de intersección de los ejes de coordenadas geográficas universales

coincidentes con la esquina inferior izquierda de la micro área Fl se procedió a dividir en el

eje horizontal cada 300 m y trazar las respectivas paralelas con respecto al eje vertical, de

igual forma con el eje vertical horizontal. De ésta manera se obtuvieron las microáreas del

sector asignando en el eje horizontal la numeración (1..9) y en el eje vertical en forma

alfabética (A..N) tal como se muestra en la figura 4.1.

37


1

oESCUELA POLITÉCNICA NACIONALDIVISIÓN DE CUADRICULAS DEL

ÁREA DE ESTUDIO

El sector que se dividió en microáreas y se sugiere para el estudio tiene los siguientes

límites:

Norte: Av. Orellana

Sur: Luis Felipe Borja - Briceño - Valparaíso (sector La Alameda)

Este: Calle Libertador (Guápulo).

Oeste: Av. Amazonas

El propósito de la asignación alfanumérica es para identificar fácilmente en la microárea la

demanda, su carga instalada, su densidad de carga y que primarios abastecen a ésta a fin de

poder realizar un diagnóstico realista de la operación eléctrica de la red que se encuentra en

la misma. El estudio por microáreas facilita enormemente la planificación de distribución y

basándose en cada una de ellas poder generalizar el comportamiento eléctrico de un gran

sector.

4.2.2. ASIGNACIÓN DE LAS DEMANDAS Y CARGAS INSTALADAS POR

MICRO ÁREA

Siguiendo la metodología usada para la modelación de los primarios de la subestación 32

(capitulo III sección 3.1) se procedió ha modelar todos los primarios de las subestaciones

12, 10 Vieja y 53, primarios que intervienen en el sector propuesto para el estudio. Sus

condiciones de operación a demanda máxima para modelar en el programa computacional

DPA/G™ se muestran en las tablas 4.1, 4.2 y 4.3. Sus resultados se muestran en detalle en

el Anexo 3.

Primario12 A.12B12D

Subestación 12Demanda Max.(MVA)

3.582.70

1 0.91

*

fp(%)0.960.960.96

V S/E (%)1 97.6

97.697.6

Tabla 4.1 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\G™.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

38


Subestación 10 ViejaPrimario

10A10B10C10 D

Demanda Max.(MVA)0.402.583.43

' 2.07

fp(%)0.960.960.960.96

V S/E (%)97.697.697.697.6

Tabla 4.2 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\GT

Subestación 53 Pérez GuerreroPrimario

53 C53 D53 E53 F

Demanda Max.(MVA)2.073.953.673.85

fp (%)0.960.960.960.96

V S/E (%)97.697.697.697.6

Tabla 4.3 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\O™.

Luego de la modelación se procedió a clasificar y asignar a cada sección de primario a su

respectiva microárea, obteniéndose así la demanda de cada microárea como la suma de las

demandas de cada sección del primario que interviene en ésta. Sus resultados se muestran en

la figura 4.2.

39

F.sn ¡El A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

DEMANDA EN LAS CUADRICULAS1 2 3 4 5 6 8

no

24

6S4

127

v"14"

61

23'*

43

3 1 6

232

391

1 n."!2

374

'<i>

11

v;n

62

77

48

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291

4^1

331

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136

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10^n

10

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380

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47

25

8

15

5

10

3

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514

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1380

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157

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1042

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1062

1615

567

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289

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266

I2S"

387

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3

* Potencia Instalada en kYA* Demanda en kW

255d

1146

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593

412 >

1506

2205

1040

i 002

747

7! 5

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1 2<í

443

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3

10

3

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13

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879

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1877

2675

927

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321

1^50

482

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1807

761

258

160

53

208

69

10

3

.:;S&¿í;;SÉSJíi

1407

563

1907

872

3908

1683

1678

598

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845

2152

512

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223

2<,>v)

801

2478

838

2"^

79

320

108

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48

16>4

653

1690

503

288

2335

573

I3S

32

2^25

603

5>)0

141

735

248

250

83

240

%

^45

246

45

11

150

51

670

231

195

65

15

5

71

25

A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

L

M

N

Figura 4.2. Microáreas con potencia instalada y demanda del sector en estudio

4.2.3. ANÁLISIS DE MICROÁREAS.

La heterogeneidad de las microáreas, la utilización no uniforme del suelo y la

diversifícación en la utilización de la energía son factores que indican el crecimiento

urbanístico y eléctrico desordenado que actualmente existe en el sector.

40

l'.SCUll.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Del análisis de las microáreas se observa que en el área en estudio se puede diferenciar dos

sectores claramente definidos. El sector de alta densidad de carga que se muestra en la

figura 4.3 con color azul, que es la representación de sectores tipo residencial - comercial

tipo A1101 tales como La Mariscal, Sector Multicentro, Av. González Suárez, cabe indicar

que éstos sectores se encuentran alejados de la subestación 10 Nueva. Los sectores de baja

densidad se muestran en color amarillo y son de usuarios de características residencial tipo

B |IOJ y comprende los sectores del Dorado, La Vicentina, San Pablo y Guápulo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9

N

Figura 4.3. Sectores de alta y baja densidad de carga.

En lo referente a la localización de las subestaciones 12 y 32 se observa que éstas se

encuentran ubicadas en microáreas que tienen baja densidad de carga, sin embargo

abastecen a microáreas con altas densidades de carga ubicadas lejos de la subestación.

De los resultados se concluye que a demanda máxima los transformadores no son

aprovechados en la totalidad de su capacidad, lo que nos da una idea de que se podría

realizar un estudio de los centros de transformación a fin de optimizar recursos tanto

técnicos como económicos, mejorando así las condiciones de operación del sistema de

distribución.

41ESCl-Til-A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA "

4.2.4. DELIMITACIÓN PRELIMINAR DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURADE LA SUBESTACIÓN 10 NUEVA.

Para un estudio de remodelación del suministro de energía a un sector, el primer paso es

encontrar en éste toda la información referente a los alimentadores existente con todos los

transformadores instalados y sus demandas aprovechadas, a partir de ésta y con un

conocimiento real físico del sector se procede a delimitar el área. Uno de los métodos

empleados es el principio de la determinación del centro de gravedad de la carga.

4.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL CENTRO DE GRAVEDAD DE LAS CARGAS.

La localización óptima de la subestación es de fundamental importancia en la proyección de

los sistemas de suministro energético, la aplicación de criterios cualitativos en el análisis de

éste problema regularmente conduce hacia soluciones que no cuentan con el amparo de una

adecuada fundamentación técnica - económica. Por otra parte, la suposición de que la

subestación será correctamente ubicada cuando se haga coincidir con el centro de carga,

considerado éste como un punto estático en el que pudiera considerarse concentrada toda la

carga, es también erróneo ya que físicamente éste puede coincidir con lugares que no

prestan garantía para la instalación de los equipos que conforman la subestación.

Asimilando los fundamentos de la Mecánica Teórica a la disposición de la carga eléctrica en

un área , es posible afirmar que las coordenadas de los centros eventuales de cargas vendrán

dadas por la expresión:

CQ=SQ(i)*P(iXx,y)

QT

Siendo:

Q(i) = Demanda en la cuadrícula i

P(i)(x,y) - Vector posición de la demanda

QT = Demanda total del área propuesta

42


Una vez asignada a cada micro área las demandas y conociendo físicamente la cobertura de

los primarios de las subestaciones 10 Vieja, 12 La Floresta, 53 Pérez Guerrero, podemos

delimitar un sector que físicamente sea factible en el abastecimiento de energía y coincida

con el centro de carga en las proximidades de la subestación 32, teniendo presente la

condición de que la subestación ya está construida.

En el presente estudio de asignación del nuevo sector de cobertura de la subestación 32 se

ha considerado la salida de operación de la subestación 10 Vieja, debido a su espacio físico

reducido que no permite su expansión, lo que dificulta enormemente las operaciones de

mantenimiento. Se puede añadir que el año de ingreso de la subestación al sistema de

distribución de La Empresa Eléctrica Quito fíie en 1961 con una expectativa de vida de 9

años, lo que implica que ésta subestación fue inicialmente creada para una cobertura

pequeña y temporal. Actualmente la subestación 10 Vieja se encuentra en un sector

totalmente céntrico en la acera de la Av. Queseras del Medio, que es de gran circulación

vehicular que sirve para el descongestionamiento de la ciudad.

Con los antecedentes antes indicados, calculado el centro de carga y habiendo recorrido

físicamente el sector, se propone la nueva área de cobertura de la subestación 32, la cual se

muestra en la Figura 4.4. El centro de carga no es coincidente con el lugar que actualmente

está instalada la subestación, obedeciendo esto a que las cargas importantes se encuentran

ubicadas hacia el Oeste de la misma, adicionalmente se prevé que exista un crecimiento

moderado hacia el sector Este de la ubicación actual de la subestación, principalmente en el

sector de Guápulo y Urbanización Orquídeas, lo que haría que el centro de gravedad de la

carga se aproxime cada vez más a coincidir con la ubicación de la subestación en la nueva

área de cobertura.

43


8

A

B

C

D

E

F

G

H

I

J

K

L

M

N

24

127

61

61

224

508

29

182

11

62f

77

335

213

132

16

3

10

10

699

876

439

74*

593

234

278

47

8

5

3

576

157

1042

1062

322

272

104

368

3

663

1106

729

8

3

3

13

44

3

Figura 4.4 Área de estudio para la remodelación.

4.3. SISTEMA PROPUESTO

Del estudio físico se ve claramente que en una misma microárea se tienen dos y hasta tres

primarios localizados en ésta, por lo que actualmente las áreas de cobertura de los primarios

están sobrepuestas, no existiendo de ésta manera áreas físicas definidas. El estudio sugiere

primarios que tengan una área de cobertura radial a la subestación y bien definida, para lo

cual se hace necesario la conexión y desconexión física de sus secciones.

4.3.1. CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE

El cambio de voltaje de un sistema de distribución existente se realiza principalmente con el

fin de transportar mayor cantidad de energía hacia usuarios localizados alrededor de la

subestación sin que exista restricción en la calidad de energía en lo referente a la caída de

voltaje y con ello eliminando la posibilidad de ubicar una nueva subestación en eJ sector.

44KSCUKl.A POI.m-CNirA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

En la planificación del cambio de voltaje se deberá tomar en cuenta la topología de la red

(radiales, mallados), su forma de instalación (aérea, subterránea) y principalmente el costo

de la inversión tanto de los equipos a instalar como también el costo de la energía no

vendida durante las suspensiones de servicio necesarias para poder realizar los trabajos de

remodelación de la red.

Para realizar el cambio de voltaje de un sistema de distribución existente delinearemos dos

formas: La primera mediante la construcción total de una nueva red de distribución y la

segunda mediante un estudio técnico - económico de ingeniería de distribución el cual

permite optimizar los recursos existentes.

La primera alternativa de construir un nuevo sistema primario tiene la ventaja de no

interrumpir el abastecimiento de energía hacia los usuarios durante la construcción de la red

y una vez concluido ésta el lapso de tiempo de interrupción de servicio será mínima

solamente el indispensable para realizar el traspaso de flujo de energía de la red anterior a la

nueva red construida, reduciendo al mínimo los costos por energía no vendida. El

inconveniente de ésta alternativa es que los elementos que conforman la red existente no se

optimizan a pesar de tener un valor residual aceptable y al implementar con nuevos

elementos, el proyecto se vuelve muy costoso.

La segunda alternativa de realizar un estudio técnico - económico de ingeniería de

distribución a fin de optimizar recursos existentes de la red nos lleva a plantearnos la

posibilidad de realizar una remodelación dependiendo de su forma de instalación (aérea,

subterránea). En el caso de tener una red totalmente aérea los trabajos de remodelación para

el cambio del voltaje se facilitan enormemente ya que se puede utilizar los mismos

conductores y algunos elementos que conforman la red (Postes, Crucetas) y se tendría que

aumentar las distancias de separación entre líneas a fin de tener la distancia de aislamiento

adecuada para el nuevo voltaje del sistema.

En el caso de un sistema subterráneo el cambio de voltaje se ve afectado por diversos

parámetros como son: la construcción de ductos para la instalación de los nuevos

conductores que tengan el aislamiento adecuado para el nuevo nivel de voltaje, lo cual

implica generalmente una avería al ornato del sector. El costo de la inversión es superior a

45

ESCUKLA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

un sistema aéreo ya que prácticamente se tienen que reemplazar todos los elementos que

conforman la red subterránea.

Actualmente el Departamento de Remodelación de Redes y Cambio de Voltaje de la

Empresa Eléctrica Quito es la encargada de realizar de esta actividad, la misma que se ha

venido realizando de una manera mecánica como es la renovación total de todos sus

elementos de transformación, seccionamiento, sujeción y fijación. Actividad que se la ha

venido realizado en redes y líneas totalmente aéreas y alejadas de la ciudad como son

(Cumbaya- Nayón- Conocoto).

Un punto importante a considerar en la remodelación de redes y cambio de voltaje en

primarios es la tenencia de los transformadores de distribución, novedad que se observa en

el libro de obra del proyecto de remodelación de redes realizadas (Cumbaya - Nayón) en la

cual existe la negativa por parte del usuario de realizar una nueva inversión en adquirir un

nuevo centro de transformación que se ajuste al nuevo nivel de voltaje. En el caso de

cámaras de transformación el conflicto se agrava aun más por cuanto el usuario canceló en

su totalidad el valor de su centro de transformación más un valor anual por su

mantenimiento.

El control e identificación de los transformadores de distribución con lo que la Empresa

Eléctrica Quito realiza el avalúo es mediante la asignación de una numeración más una

inicial. (E de empresa, C cliente y P de particular). Para el caso de las cámaras la

denominación es la de Cámara Empresa, Cámara Cliente - Empresa y Cámara Cliente. Si

bien existe ésta diferenciación, la empresa al avaluar sus activos contabiliza todos estos

equipos asumiendo autoridad de decisión para cambiar en el caso de mejoras en el servicio

eléctrico.

En el presente estudio los autores plantean el cambio de voltaje en base a un análisis técnico

de ingeniería de distribución, innovando el sistema actual mediante la ubicación e

instalación de transformadores primarios en lugares de mayor concentración de carga y red

subterránea.

46KSTüKLA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INÜEÑIERJA ELÉCTRICA

4.3.2. CAMBIO DE VOLTAJE DE 6.3 A 23 kV.

Para el cambio de voltaje en la nueva área de cobertura de la subestación hemos considerado

aspectos técnicos tales como: Confíabilidad, expansión y operación del sistema basados

fundamentalmente en los resultados del estudio técnico de la modelación del DPA\G™.

Un aspecto técnico a consideras es.la topología de les primarios existentes, considerando

que en una red aérea radial se facilitad los cambios que se deban realizar en la red teniendo

siempre como objetivo principal optimizar la infraestructura y el material existente.

Analizando la red primaria existente en la nueva área de cobertura de la subestación se

tiene dos áreas bien definidas. La primera que es un área servida mediante red primaria

aérea con transformadores de distribución perteneciente a la Empresa Eléctrica Quito por lo

que se plantea la posibilidad de realizar el cambio de voltaje a 23 kV basados en los criterios

antes descritos.

Las microáreas que se sugiere en el presente estudio el cambio total de voltaje a 23 kV se

muestra en la figura 4.5

1 3 4 5 8A

BC

DEF

GHI

JKLMN

Microáreas a 23 kV.

| jMicroáreas a 6.3 kV servidas por TP

Figura 4.5. Microáreas a 23 y 6.3 kV

47

EKCUEI.A POUTKÍ'NICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Al cambiar totalmente dicha área a 23 kV estamos permitiendo a los primarios de la

subestación transmitir una mayor cantidad de energía y por ende abarcar una mayor área de

cobertura de la subestación que actualmente tiene un crecimiento urbanístico considerable

hacia el sector de Orquídeas y Guápulo, al mismo tiempo descongestionar las subestaciones

aledañas (Floresta y Luluncoto).

La segunda área tiene una red primaria aérea en su totalidad y su red secundaria es

subterránea, por lo que todos los centros de transformación se encuentran en cámaras

ubicadas en los edificios aledaños. En la figura 4.5 se muestra dicha área en la cual los

transformadores de distribución en su mayoría son particulares, lo que dificulta el cambio de

voltaje de la red primaria, ya que el propietario del transformador es reticente a realizar una

nueva inversión para reemplazar el transformador al nuevo voltaje del sistema. Debido a

que no existe una planificación para cambiar el voltaje del primario los transformadores de

distribución particulares fueron adquiridos para un voltaje fijo (no conmutable), lo que no

permite reutilizarlos en el nuevo sistema.

El presente estudio sugiere la incorporación de transformadores primarios 23 / 6.3 kV en

sectores estratégicos manteniendo por sectores la red de 6.3 kV a fin de evitar el

inconveniente del cambio de transformadores particulares.

4.3.3. INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS.

Los transformadores primarios serán alimentados en alto voltaje a 23 kV, de su secundario a

6.3 kV se alimentará a la red existente.

Las características técnicas y dimensiones de los transformadores primarios a incorporarse

en el estudio fueron proporcionadas por el fabricante nacional ECUATRAN, las mismas

que fueron utilizadas para modelar en el programa DPAG\™. Las características técnicas de

los transformadores primarios se muestran en el Anexo 4. Cabe mencionar que los

transformadores primarios existen en el mercado nacional bajo pedido.

48


4.3.3.1. UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS

Los recorridos de los primarios existente y la ubicación geográfica del sector nos ha

permitido escoger espacios verdes en los que se pueden instalar los nuevos equipos,

existiendo la posibilidad de instalar transformadores primarios, transformadores primarios

con terciarios con sus respectivas protecciones. A continuación se detallan los lugares

sugeridos para la instalación de los nuevos centros de transformación primarios.

En la Embajada de los Estados Unidos actualmente existe una amplia cámara sumergible

desde la cual se derivan circuitos subterráneos a 6.3 kV para alimentar cargas de los

edificios de la Universidad Católica y edificios Aledaños. Razón por la cual se sugiere la

instalación de un transformador primario en este lugar, designándolo como TP1, cuya

capacidad por el estudio de la densidad de carga por microáreas es de 1.5 MVA.

Un segundo transformador primario TP 2 de 1 MVA de capacidad se instalará junto a la

Cámara Empresa - Cliente existente en el Edificio Marianitas, ubicado en la intersección de

la Av. Doce de Octubre y Roca, el mismo que alimentará desde su secundario a 6.3 kV parte

de la carga de la Universidad Católica y un sector comprendido entre las calles Roca,

Tamayo y Carrión. Para la instalación del transformador primario se ha proyectado la

ampliación de la cámara existente hacia el exterior del edificio.

El tercer transformador primario TP 3 de 1 MVA de capacidad se instalará en la cámara

existente del edificio Gutiérrez ubicado en la calle Plaza Gutiérrez entre Roca y Carrión.

Desde su secundario a 6.3 kV alimenta a la carga existente de las calles Roca, Carrión,

Veitimilla, Gutiérrez y Tamayo. La cámara existente dispone de un espacio físico para la

instalación del nuevo transformador, ya que inicialmente ésta cámara alojaba dos

transformadores de distribución.

El transformador TP 4 de 1 MVA que alimentará parte de la carga del Hospital Militar más

la carga concentrada de la Escuela Politécnica Nacional (sector Sur) como también la carga

dispersa que se encuentra en calle Queseras del Medio. Se instalará en la Cámara N° 1 del

Hospital Militar ubicado en la calle Queseras del Medio y Andalucía, la misma que tiene

espacio suficiente para dar cavidad al transformador primario.

49

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGE.NIERJA ELÉCTRICA

El Quinto transformador primario TP 5 de 1MVA se instalará en la Cámara N° 2 del

Hospital Militar ubicado en la calle Gran Colombia y Pasaje Andrade, ésta cámara dispone

de espacio suficiente por estar localizada junto a un espacio verde. Mediante su secundario a

6.3 kV alimentará a los transformadores de las cámaras del Hospital, antigua ESPE y cargas

particulares de Edificios aledaños.

El transformador primario TP 6 de capacidad 1.5 MVA se instalará junto a la cámara N° 1

de la Maternidad Isidro Ayora, ya que existe el espacio físico disponible para la

construcción de una nueva cámara. Este transformador alimentará a través de su secundario

a 6.3 kV las cargas de la Maternidad, Hospital Eugenio Espejo y Congreso Nacional.

Finalmente en el parque El Arbolito se sugiere la construcción de una cámara sumergible

para mantener el ornato y la estética del parque, ésta cámara dará cabida a dos

transformadores primarios TP 7 y TP 8.

El transformador TP 7 de 1.25 MVA de capacidad, alimentará a los centros de

transformación de la Casa de la Cultura Ecuatoriana y la carga dispersa en la calle Tarqui

que actualmente es alimentada por el primario 10 D de la subestación 10 Vieja.

El transformador TP 8 de 1.25 MVA de capacidad, alimentará a la red existente a 6.3 kV

que suministra energía al sector Sur del parque el Arbolito que actualmente es cubierto por

el primario 10 C de la subestación 10 Vieja.

Las capacidades de los transformadores primarios descritos anteriormente fueron

previamente calculadas de acuerdo a las cargas existentes en las microáreas asignadas a

cada uno de éstos. Sus capacidades se muestran en el Anexo 5 y se verifican con la

modelación.

4.3.4. CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS PLANTEADOS.

Las subestaciones de distribución generalmente tienen primarios radiales con posibilidad de

realizar interconexiones con otros primarios de la misma o de otras subestaciones y con

áreas de servicio definidas y específicas, es así como se ha propuesto que la subestación 10

50

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACUXTAD D£ INGENIERÍA ELÉCTRICA

Nueva tenga dos nuevos primarios denominados 32 AN y 32 EN. Las microáreas que serán

abastecidas por cada uno de ellos se muestran en la figura 4.4.

3 4 5 6 8ABCDEFGHIJKLMN

t.4: \rea(

ftWI

Cobertura del primario 32 EN

Cobertura del primario 32 AN

ie cobertura de los nuevos primarios de la S/E 32.

Con ésta nueva configuración los primarios abastecen una demanda obtenida de la

configuración óptima mediante la modelación digital, sus valores se muestran en la tabla

4.3. Es importante mencionar que el primario 32 AN proyectado, tiene una demanda de

2.96 MVA cubriendo un gran porcentaje de la nueva área de cobertura de la subestación,

este hecho tiene explicación ya que el sector de cobertura de éste primario tiene en su gran

mayoría cargas dispersas de característica rural en casi todo el sector de Guápulo y

Orquídeas, sectores que en un futuro cercano experimentarán un crecimiento considerable,

el mismo que estaría asegurado con la nueva configuración.

El sector de cobertura asignado al primario proyectado 32 EN es de alta densidad de carga,

por lo que a pesar de tener una pequeña área de cobertura tiene una demanda de 10.9 MVA.


SUBESTACIÓN 32 RECONFIGURADA.PRIMARIO

32 AN32 EN

DEMANDA ( MVA)2.9610.9

Tabla 4.3. Demanda de los primarios proyectados de la subestación

4.3.4.1. RECORRIDO DEL PRIMARIO 32 AN

El recorrido del primario 32 AN se inicia en la subestación 10 Nueva formando una Y, su

primer troncal cubre todo lo que actualmente es el primario 32 A, excepto el ramal de la Av.

Libertador, desconexión que se lo realiza en las calles Cajías y Godín.

El segundo troncal se inicia desde la subestación 10 Nueva siguiendo el recorrido actual del

primario 32 C hasta el parque de la Iberia y Ladrón de Guevara para luego seguir por ésta

hasta el redondel de la Floresta.

La incorporación de las secciones del primario 12 A pertenecientes a las microáreas G4 y

H4 al primario se realiza por medio de la construcción de un pequeño ramal de 10 metros

con conductor # 2 AWG en la calle Barcelona y Ladrón de Guevara previamente de realizar

dos desconexiones. La primera en la intersección de las calles Lugo y Madrid y la segunda

en el cruce de las calles Mollorca y Madrid.

El sector de Guápulo que actualmente es abastecido por el primario 12 B y cuyas microáreas

pertenecen al área de estudio, es incorporado al nuevo primario mediante la construcción de

un tramo de red de 300 metros desde el redondel de la Floresta por la calle Madrid hasta la

Av. Conquistador con un conductor de aleación de aluminio calibre 2 AWG conectándose

en la sección Conquistador 12 (nominación en la modelación).

La desconexión de las secciones que forman parte del nuevo primario se realiza mediante la

apertura de un seccionador existente en la Av. Conquistador, la sección Conquistador 4.

4.3.4.2. PRIMARIO 32 EN.

El primario 32 EN se estructuró tomando secciones existentes de primarios que actualmente

están en operación Su recorrido se inicia en la subestación siguiendo la trayectoria que

52

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA"

actualmente tiene el primario 32 E. En el redondel del Coliseo General Rumiñahui se

construirá un tramo de derivación subterráneo de 200 metros a 23 kV con conductor 2/0 de

Cobre, tramo que unirá la red de la Av. Libertador y mediante ésta incorporar toda la carga

del primario 10 A de la subestación 10 Vieja.

Desde el redondel del coliseo Rumiñahui sigue la trayectoria a 23 kV por la Av. Ladrón de

Guevara hasta conectarse con el transformador primario TP 1. A partir de éste continúa el

circuito a 23 kV por la Av. Doce de Octubre hasta la calle Roca conectándose con el

transformador primario TP 2.

Desde la intersección de la Av. Doce de Octubre y Roca se deriva un ramal a 23 kV hasta la

calle Plaza Gutiérrez, lugar en que se conectará al transformador primario TP3.

El otro gran ramal a 23 kV se deriva en la calle Queseras del medio, a la altura de la

Facultad de Ingeniería Civil de la Escuela Politécnica Nacional hasta llegar a la cámara del

Hospital Militar conectándose al transformador TP 4 continuando el circuito por la calle

Queseras del Medio - Av. Gran Colombia hasta conectarse con el transformador TP 5, a

partir de éste y por la calle Gran Colombia el circuito termina conectándose con el

transformador primario TP 6

Finalmente en la Intersección de la Av. Gran Colombia y calle Jiménez se deriva un tramo a

23 kV por la calle Jiménez hasta la Av. Doce de Octubre (Parque el Arbolito) sitio en el cuál

se conectarán los transformadores primarios TP 7 y TP 8.

En el Anexo 9, se puede ver en detalle los recorridos de los dos nuevos primarios

proyectados y sus sectores de abastecimiento de energía claramente definidos.

4.4. ANÁLISIS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO.

La confiabilidad de un primario es la disponibilidad de suministro de energía en el tiempo,

tal es así que, en la reconfiguración de los nuevos primarios se ha tomado en cuenta las

posibles contingencias que puedan tener éstos durante su operación.

53

KSCUEI.A POLtTECNIfA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

4.4.1. PRIMARIO 32AN

El área asignada al abastecimiento de energía por éste primario se encuentra rodeada de dos

subestaciones aledañas La Floresta y Luluncoto. Subestaciones que suministrarían energía a

parte del primario en caso de existir contingencias.

La interconexión éste primario se la puede realizar con el primario 2 D de la subestación

Luluncoto (S/E Sur), al transformador existente de 7.5 MVA a un nivel de 23 kV, previo al

cambio del nivel de voltaje de este primario (2 D), es de indicar que dentro del programa de

operaciones para mantenimiento de subestaciones estos dos primarios se interconectan sin

afectar la operación del sistema. Dicha interconexión se la realizará en la calle Antonio

Sierra mediante el seccionador existente modelado en la sección Sierra 4.

La segunda alternativa de interconexión es a través del primario 12 A de la subestación la

Floresta, una vez que se haya realizado el cambio del transformador de potencia al nuevo

nivel de voltaje. Las interconexión se realizará en la intersección de las calles Madrid y

Mallorca.

4.4.2. PRIMARIO 32 EN

La configuración del nuevo primario 32EN se proyectó de tal manera que su topología sea

radial con una confiabilidad para poder alimentar las cargas a través de otros primarios de

las subestaciones aledañas como La Floresta, Pérez Guerrero y La Marín.

En el área de cobertura de éste primario existen cargas importantes que necesitan una alta

confiabilidad en suministro de energía, tal es el caso de la Maternidad Isidro Ayora, El

Congreso Nacional, El Hospital Eugenio Espejo y El Hospital Militar. Para éstas cargas se

tienen previstas las interconexiones con el primario 8D de la subestación La Marín a un

nivel de voltaje de 6.3 kV, debido a que éstas cargas están inicialmente alimentadas a través

de transformadores primarios se deberá coordinar para su interconexión abriendo

primeramente el lado de bajo voltaje del transformador primario y luego realizar el cierre

del circuito a interconectar. Cabe indicar que el primario 8D actualmente llega hasta estos

centros de carga en forma subterránea y su interconexión se la realizaría en el seccionador

existente de cada cámara de transformación.

54

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL "FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

La Primera interconexión de éste primario se realizaría con el primario 53 F de la

subestación Pérez Guerrero en la Av. 10 de Agosto entre Río de Janeiro y Buenos Aires,

previamente la apertura del seccionador en el lado de bajo voltaje del transformador

primario TP7. Esta interconexión suministraría energía a parte de la carga que alimenta el

transformador primario TP7.

La segunda interconexión se realizaría en La Av. 10 de Agosto y Estrada con el primario

53 F de la subestación Pérez Guerrero, previa la apertura del seccionador en el secundario

del transformador primario TP8.

La tercera interconexión se lo realizaría en Av. Juan León Mera entre Jorge Washington y

18 de Septiembre con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero, previa la apertura

del seccionador en el lado del secundario del transformador primario TP 1 de la Embajada

Americana.

La cuarta interconexión se lo realizaría con el primario 12 A de la subestación La Floresta

en la intersección de las calles Wilson y Gutiérrez Plaza, previa la apertura del seccionador

en el lado del secundario del transformador primario TP 3 Ubicado en la cámara del Edificio

Plaza Gutiérrez.

Finalmente la quinta interconexión se realizará con el primario 12 A de la Subestación La

Floresta en la intersección de la Av. Doce de Octubre y Veitimilla, previa la apertura del

seccionador en el lado del secundario del transformador primario TP 2.

4.4.3. METODOLOGÍA PLANTEADA PARA EL ESTUDIO DE PERDIDAS

RESISTIVAS EN LOS PRIMARIOS.

Existen diferentes metodologías para las estimaciones de pérdidas dependiendo de la

información disponible y de la exactitud de los resultados que se requieran. La metodología

empleada por los autores en el presente estudio se basa en la ayuda computacional adquirida

por la Escuela Politécnica Nacional. (Programa DPAG™ descrito ampliamente en él

capitulo 2).

55


Con la asignación de cuadrículas a los dos nuevos primarios 32 AN y 32 EN se procedió a

modelar en el programa computacional DPA/G™ a fin de obtener las pérdidas del nuevo

sistema reconfigurado. Dentro de las bondades que nos presenta la ayuda computacional nos

permite la reconfiguración de secciones de distintos primarios mediante la apertura de una

de ellas y el cierre de otras, conservando la demanda original distribuida inicialmente por el

programa en todas las secciones involucradas.

Los resultados de la modelación de los nuevos primarios se muestran resumidamente en la

Tabla 4.4 y en detalle se puede apreciar en el Anexo 6.

PERDIDASPRIMARIO

32 AN32 EN

kW3.3

191.6

Tabla 4.4. Pérdidas de potencia de los nuevos primarios.

En el nuevo sistema reconfigurado, debido a la incorporación de los transformadores

primarios, se toma en cuenta las pérdidas que éstos tienen, tanto por efecto Joule como

también por la corriente de magnetización. Las pérdidas resistivas por efecto Joule están

tomadas en cuenta en la modelación digital, siendo éstas función de la corriente de carga.

Las pérdidas de magnetización son función principal del voltaje del sistema, siendo éste un

valor prácticamente constante a cualquier valor de demanda. Las pérdidas de magnetización

de los transformadores primarios que se instalarán son los siguientes: (datos proporcionados

por la fábrica ECUAIRAN).

PERDIDAS DE MAGNETIZACIÓNPotencia Nominal (MVA)

11.251.5

Pérdidas (kW)2.12.643.2

Tabla 4.5. Pérdidas de magnetización de los transformadores primarios

Las pérdidas totales del sistema propuesto tanto resistivas como las que aportan los

transformadores primarios se muestran en la tabla 4.6.

56


PERDIDAS DE POTENCIA (kW)sistema a 6.3 kV

465Sistema a 23 kV

215Ahorro

250% Ahorro

53.8

Tabla 4.6. Pérdidas de potencia del área de cobertura.

En el sistema a 6.3 kV se ha considerado las pérdidas totales de los dos transformadores de

potencia de la Subestación 10 Vieja, dependiendo del factor de utilización del transformador

cuyo valor es de 48 kW, cuando el sistema está a demanda máxima, valor calculado en base

a los datos técnicos.

El 53.8 % de ahorro de pérdidas de potencia a demanda máxima se sustenta en que un gran

sector del área asignada se cambia a un voltaje de 3.6 veces mayor con respecto al voltaje

actual, razón por la cual la corriente disminuye en la misma proporción en las cuadrículas

que se alimentan en su totalidad a 23 kV. Por otro lado debemos considerar que un gran

sector sigue cubierto a 6.3 kV mediante los transformadores primarios manteniéndose aquí

las pérdidas originales.

4.4.3.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE PERDIDAS.

Las pérdidas de energía del sistema propuesto se calcularán en base a la siguiente expresión:

Siendo.

— f * P * Tlper *per *

: Pérdidas de energía

Factor de pérdidas

Potencia de pérdidas

Período de tiempo

El factor de pérdidas de un primario se calcula utilizando las curvas de carga siguiendo los

siguientes pasos:

1. Encontrar las pérdidas en demanda del primario utilizando la siguiente

expresión:

57

RSCUtl-A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE tNOENIERIA ELÉCTRICA

P = P . *per(t) rper max

[D(t)f

[Dmáx]2

2. En la curva de carga, las pérdidas en demanda es representativa para todo el

intervalo de demanda ya que éste intervalo de tiempo es pequeño. El factor de

pérdidas se obtiene mediante la siguiente expresión:

íperT*P,per max

Aplicando estos procedimientos se ha calculado el factor de pérdidas de cada primario los

mismos que se muestran en la tabla 4.7.

FACTOR DE PERDIDAS32 A32 B32 C32 E10. A10B10C10D12. A12B

0.330.47

' 0.460.49

' 0.450.460.490.450.580.62

Tabla 4.7. Factor de pérdidas de los primarios en la nueva área de cobertura.

Debido a que en una misma cuadrícula se encuentran varios primarios se ha escogido para

nuestro estudio un factor de pérdidas ponderado, el cual será representativo para ésta área,

ya que éste factor solamente depende de las características técnicas de la red y del uso de la

energía eléctrica en una determinada área.


Para la determinación del factor de pérdidas ponderado de una cuadrícula en particular se

utilizó la siguiente expresión matemática:

fper(l)*Pper(l) + fper(2) * Pper(2) + fper(3) * Pper (3) +

fper (k) - —

Pper(l) + Pper(2) + Pper(3) +

fper(k) =

Siendo:

X [(fpcr)i * (Pper), ]

(Pperh-

fper(k). Factor de pérdidas ponderado de la cuadrícula k

(fper)i: Factor de pérdidas del primario i

(Pper); : Potencia de pérdidas del primario i

(Pper)j : Potencia de pérdidas totales en la cuadrícula

1 8ABC

DEF

GH

I

J

K

L

MN

KSTUELAPOLITECNICANATIONAL

0.450.45

0.450.45

0.320.320.32

0.490.45

0.450.450.32

0.320.32

iüÜ

0.62

0.620.62

0.490.49

0.470.480.40

0.400.400.54

0.620.62

0.62

0.470.47

0.450.480.58

0.580.470.53

0.62

0.490.480.47

0.62

0.620.620.62

0.62

0.62

Figura 4.5. Factores de pérdidas por cuadrículas59


En la figura 4.5 se muestra los valores del factor de pérdidas ponderado por cuadrícula, el

mismo que se puede notar claramente que en las cuadrículas con más densidad de carga se

encuentra más alto su factor de pérdidas.

Finalmente utilizando estos factores de pérdidas ponderados por mícroárea se procede a

obtener el valor de la energía de pérdidas en cada microárea. Sus valores en detalle se

muestran en el Anexo 7.

Comparando las pérdidas de energía de los dos sistemas, se obtiene una considerable

reducción en su valor, que se muestra en la tabla 4.7.

PERDIDAS DE ENERGÍA (MWh/año)Sistema a 6.3 kV

1.804Sistema a 23 kV.

853.85% reducción

47.3

Tabla 4.7. Pérdidas anuales de energía.

Este valor del 47.3 % de reducción en las pérdidas de energía se debe a que el voltaje

primario de casi el 80 % de la nueva área de cobertura será alimentada con el nuevo voltaje

a 23 kV, lo que implica una disminución en el efecto Joule de calentamiento en conductores.

Por otro lado, en el nuevo sistema no existe el aporte de pérdidas de los transformadores de

la subestación 10 Vieja.

4.4.4. PERFILES DE VOLTAJES OBTENIDOS.

En la actualidad es muy importante la calidad de energía que se entrega al consumidor, ésta

calidad comprende parámetros importantes tales como:

• Continuidad de servicio

• Niveles de voltajes

La continuidad de servicio se refiere a la confiabilidad del sistema eléctrico; es decir, el

número de interrupciones de energía eléctrica al usuario. En la reconfiguración de los

primarios 32 AN y 32 EN se tomó muy en cuenta este parámetro, debido a esto los nuevos

60

ESC'UELA POLITÉCNICA NACIONAL - - - - — - - FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

primarios fueron proyectados de tal manera que su topología sea tipo radial con recurso para

que puedan abastecer al sector de cobertura de cada uno de éstos mediante interconexiones

con otros primarios de subestaciones aledañas.

Los perfiles de voltajes se refieren al nivel de voltaje que la empresa de suministro le

entrega al usuario, generalmente los usuarios que se encuentran en los terminales del

primario tienen niveles de voltaje bajo respecto al nivel nominal, debido a las caídas de

voltajes producidas en el recorrido. El programa computacional DPA/G™ nos brinda una

ventaja para analizar los perfiles de voltaje en forma gráfica en todas las secciones que

conforman el primario modelado.

Cabe mencionar que con el fin de mejorar el perfil de voltaje del primario modelado, de tal

manera que se encuentren dentro de los valores exigidos por la Empresa Eléctrica Quito

(que recomienda máximo un 3% de caída de voltaje en el punto más alejado de la red), se ha

previsto la instalación en el primario 32EN en la calle Sodiro y Valparaíso (modelado como

sección sodirol) de un capacitor de 300 kVAR de capacidad y ajustado por el programa en

270 kVAR con lo cual se logra mejorar el nivel de voltaje a los usuarios más extremos de la

red.

Cabe destacar que con el incremento de capacitores se lograría incluso llegar al voltaje

nominal, pero los costos de los equipos son grandes que no justifican su instalación. Por otra

parte a demanda mínima se elevaría demasiado el voltaje volviéndose peligroso para el

transformador de distribución reduciendo su vida útil y por ende al usuario final poniendo

en riesgo sus equipos eléctricos.

En la figura 4.6 se muestra el perfil de voltaje antes y después de la modelación del tramo de

la Jorge Washington del primario 32 EN, en la misma se puede apreciar que, en la nueva

reconflguración no solo que disminuye las pérdidas de energía sino también se proporciona

al usuario una energía de buena calidad, cabe recalcar que en lo que se refiere a lo

económico no se logra ninguna recuperación por calidad de energía, ya que el precio del

kWh al usuario es el mismo, aún cuando el nivel de voltaje esté fuera del limite permitido.

Sin embargo, la imagen de la Empresa Eléctrica Quito se vería enormemente mejorada.

61ESC'! ÍELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

PERFILES DE VOLTAJES

—u?0

w

H

0

5

96

95

94

93 -

92 -

91

90

WashinS Washin4 WahinS washinó

— — _p r iniano rcconfigurado

i

Washin3 Washin4 „, , • - . • fWahm5 washinó

•

Figura 4.6. Perfiles de voltajes.

4.5. DELIMITACIÓN DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LA

SUBESTACIÓN 10 NUEVA.

La delimitación preliminar del área de cobertura se realizó tomando en consideración

microáreas con limites fijos, sin tomar en cuenta si la delimitación era factible físicamente.

Después de haber realizado la configuración óptima de los primarios de la subestación 10

Nueva mediante la modelación digital, la delimitación definitiva del área de cobertura

comprende el sector de La Vicentina, El Dorado, Parte Sur de la Floresta, Urbanización

Orquídeas y Guápulo teniendo como límites las siguientes calles:

Norte : Vizcaya - Mallorca - Madrid - Doce de Octubre - Presidente Wilson

Sur : Vicente Solano - Escudero (Orquídeas).

Este : Av. Conquistador (Guápulo)

Oeste : Julio Castro - Gran Colombia - Sodiro.


4.6. REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE LA SUBESTACIÓN.

Una vez definida el área que abastecerá de energía la subestación 10 Nueva, la estimación

de la capacidad del transformador de la subestación se obtiene sumando las demandas de

todas las microáreas del área de cobertura, siendo esta de 12.47 MW, si asumimos un factor

de potencia promedio del sistema de 0.96 (consideración por el tipo de usuario) obtenemos

una potencia aparente de 13.86 MVA, más la consideración de un factor de crecimiento de

la carga de un 15 %, la capacidad del transformador de la subestación es de 15.94 MVA.

El Departamento técnico de subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito, tiene políticas

definidas para la instalación de transformadores de potencia en subestaciones, tal es así que

las capacidades más comunes de los transformadores son de 15/20 MVA, 20/25 MVA para

voltajes 46 / 23 kV y transformadores de 33.5 MVA para voltajes 138/23 kV.

Para el reemplazo del transformador de potencia de la subestación en el presente estudio se

consideran dos alternativas. La primera es instalar un transformador existente de 20/25

MVA de capacidad y un nivel de voltaje de 46/23 kV, el mismo que actualmente se

encuentra instalado en la subestación Eplicachima y encontrándose proyectado para que

salga de funcionamiento'21, se sugiere sea reutilizado previo un mantenimiento preventivo.

Esta alternativa satisface la demanda del sector de cobertura de la subestación y nos

produce un ahorro en la puesta en ejecución del proyecto debido al costo del transformador

que no se compraría. Las características del transformador existente en la subestación

Eplicachima se muestra en la tabla 4.8.

Transformador trifásicoConexión: Delta - Estrella

CapacidadEnfriamientoVoltajeAmperiosImpedancia

20 MVAOA

46/22.8 kV251/505 A10.33%

25 MVAFA

46/22.8 kV313/631 A13.78%

Tabla 4.8. Características técnicas del transformador existente en la S/E Eplicachima

La segunda alternativa es instalar un transformador de 138/23 kV y 33.5 MVA de

capacidad, con lo cuál se lograría alivianar la carga del transformador del sistema Nacional63

ESC'IÍELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA '

Interconectado 138/46 kV existente, ya que actualmente el mismo está al límite de su

capacidad. Esta alternativa incrementaría los costos ya que se tendría que adquirir un nuevo

transformador para la subestación. La ventaja de ésta es que, al tener una potencia instalada

considerable permitiría en un futuro cercano y previos estudios de ingeniería de distribución

abarcar mayores áreas de cobertura a 23 kV, incluso sacando de operación a la Subestación

La Floresta y cubrir los sectores que actualmente están con un crecimiento considerado

como es la Urbanización Monjas - Orquídeas y el sector Sur de Guápulo.

Finalmente, después de haber mencionado las dos alternativas con un sustento técnico,

recomendamos se instale el transformador existente en la subestación Eplicachima, a fin de

reducir la inversión inicial del proyecto.

64


CAPITULOV

ESTUDIOECONÓMICO

Las inversiones a proponer deben ser rentables para la puesta en marcha de la ejecución

de un proyecto. Una obra que se determina como necesaria por las condiciones técnicas

es obligación verificarlas en cuanto a sus beneficios económicos.

Para los fines de la estimación de los costos directos y generales de la obra se ha definido

en función de los datos obtenidos de proyectos anteriores resumidos en precios unitarios.

Los rendimientos se han definido basándose en valores de proyectos realizados por parte

de la Empresa Eléctrica Quito y el INECEL

5.1. COSTOS DE LA EJECUCIÓN DE OBRA.

5.1.1. CONSIDERACIONES PRELIMINARES

Para la ejecución del proyecto de cambio de voltaje e instalación de nuevos

transformadores primarios es necesario organizar la información de costos, personal,

alcances y desarrollos del proyecto para lo cual consideraremos:

65

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA F.LECrRJCA

• Unidades de obra.

• Grupo de trabajo

• Volumen de obra

5.1.2. UNIDADES DE OBRA.

No son mas que módulos de construcción para los desarrollos, que se presentan en el

sistema de distribución, por ejemplo, kilómetro de línea, elementos y equipos de

operación, con una estructura tal que permitan valorar rápidamente las diversas obras

que se propongan[4]

5.1.3. ETAPAS FIJAS

Definidas como la etapa inicial mediante la cual podemos magnificar el proyecto

relacionando esta etapa con todo lo que implica la implantación de la postería e

instalación de accesorios de fijación para los elementos básicos comunes a todas las

redes de distribución. Se consideran las siguientes etapas fijasínj:

1. Replanteo

2. Transporte de postes

3. Excavación de huecos

4. Erección de postes

5. Ensamblaje de accesorios de sujeción (tensores)

6. Instalación de Equipos y accesorios.

5.1.4. ETAPAS VARIABLES.

Variables porque se clasifican por las condiciones técnicas y de la topología de la red a

construirse, por ser éstas consideradas para la ejecución del proyecto. Se detallarán el

grupo de trabajo, equipo y rendimiento:

1. Ensamblaje de estructuras.- Se refiere a la instalación de herrajes y elementos de

sujeción de la red primaria y secundaria de distribución.

66

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACIJLTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

2. Retiro de estructuras- Se refiere al desmontaje de herrajes y elementos de sujeción

de la red primaria y secundaria de la red de distribución

3. Transporte, tendido y regulado de conductores.- Esta actividad contempla la

instalación y fijación de los conductores de la red proyectada o remodelada.

En el proceso del cambio de voltaje comprende el retiro de redes y equipo en caso de

ser necesario existiendo en esta operación etapas fijas y variables.

5.1.5. GRUPO DE TRABAJO.

El grupo de trabajo es un conjunto de personas los mismos que serán responsables de la

culminación del proyecto. Formando en éste un grupo personal técnico y

administrativo, delegando funciones y responsabilidades de acuerdo a su jerarquía

laboral. La conformación del grupo de trabajo está establecida de acuerdo a la necesidad

de planificación (dirección técnica y administración) y ejecución del proyecto (mano de

obra), por lo que consta del siguiente personal10:

1. Ingeniero Eléctrico.

2. Capataz.

3. Limeros 1 y 2

4. Ayudante de limero.

5. Peón.

6. Chofer.

7. Oficinista.

5.1.6. VOLUMEN DE OBRA.

Nos indica una cuantificación en forma general sin definir procedimientos, de la cantidad

de obra ha realizarse, la misma que para su estudio requiere de un cronograma

programado y fases de elaboración.

67


5.2. CRONOGRAMA DE TRABAJO

El cronograma de trabajo facilita e indica la continuidad de las obras, así como optimiza

los recursos humanos y materiales, siendo éste un mecanismo para la elaboración del

presupuesto económico y tiempo de duración de la obra. Todo cronograma estará

acompañado de los tiempos establecidos para la ejecución de las actividades pudiendo

alternar dos o más actividades en el mismo tiempo.

5.2.1. ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN

1. Suspensión del servicio eléctrico (Coordinación con la Empresa Eléctrica Quito).

2. Apertura de seccionamientos en tramos promedio de 800 a lOOOm

3. Revisión visual del conductor y reemplazo del mismo.

4. Retiro temporal de cables de estructura vieja

5. Desmontaje de estructuras (6.3 kV) RNA

6. Instalación de la nueva disposición de herrajes para un aislamiento de 23 kV con

estructuras tipo RVA

7. Montaje de nuevos centros de transformación

8. Instalación y sujeción de cables a estructura nueva

9. Empalme del neutro corrido

10. Fijación de postería

11. Regulación de redes

12. Cierre de seccionamientos al nivel de 6.3 kV

13. Cambio de voltaje al nivel de subestación

14. Desmontaje de centros de transformación antiguos

15. Normalización de red.

Las fases de ejecución corresponden a una planificación ordenada, la misma que

aproveche al máximo las suspensiones del servicio dejando para la última etapa el cambio

de voltaje al nivel de subestación.

68


5.3. CALCULO DE TIEMPO

Todo cálculo en la parte técnica se lo hará por red de kilómetro lineal y poste plantado.

Así, tomando en cuenta el grupo de trabajo definido anteriormente y por los estudios

estadísticos de trabajos similares realizados por el Departamento de Fiscalización y

Construcción de Redes de la Empresa Eléctrica Quito S.A con una jornada de trabajo de

8 horas/día se puede resumir la duración de la ejecución de la obra. En el Anexo 8 se

puede apreciar la estimación de los tiempos para cada fase de ejecución.

El tiempo estimado para la ejecución del proyecto calculado en base al cuadro de

rendimientos es de 30 días calendario con la participación de tres grupos de trabajo.

5.4. CÁLCULOS ECONÓMICOS

Para la evaluación económica en lo referente a la mano de obra y materiales se

empleará los precios unitarios que dispone actualmente el Departamento de División,

Ejecución y Recepción de Obras de la Empresa Eléctrica Quito, los mismos que tienen

una vigencia de Enero a Julio de 1998 y pertenecen al grupo de trabajo antes indicado.

Para la valorización del costo del proyecto debemos identificar claramente tres ítem:

• Materiales

• Mano de obra y dirección técnica

• Suspensiones de servicio

5.4.1. MATERIALES

En lo referente a este ítem y con el objeto de resumir su cálculo se ha procedido a

cuantificar el global de materiales representativos en un presupuesto como son el listado

de estructuras y montajes de la red existente. Con esta cantidad se procedió a estimar el

total del nuevo material que se empleará en el proyecto.

Para la cuantificación del material ha ser reemplazado se verificó en campo el total de

estructuras y montajes, verificando la existencia de vanos no mayores de 40 metros ni

69


menores de 35 metros cumpliendo las Normas de Distribución de la Empresa Eléctrica

Quito. El desglose del material se encuentra en el Anexo 7

5.4.1.1 COSTO DE EQUIPOS Y MATERIALES

El costo para la ejecución del proyecto tanto en equipos y materiales se obtiene de la

suma de los parciales de cada ítem mostrado en la tabla 5.1

COSTOS DE EQUIPOS Y MATERIALES

ÍTEMABCDE

EQUIPOTransformadores PrimariosTransformadores de DistribuciónEquipo de Protección y SeccionamientoEstructuras de RedElementos de conexión

P.TOTAL1 125'000.0002 726'500.000

91330.000394'1 70.00021*000.000

SUMAN UN TOTAL (SUCRES) 4 358'000.000EN DOLARES 435 800

Tabla 5.1 Costos de equipos y materiales

Es de indicar que los conductores serán reutilizados los existentes, existiendo pequeños

tramos que tienen que construirse para la configuración actual, sin que esto incida en el

presupuesto total.

El valor del ítem A correspondiente a los transformadores primarios es presupuestado

en el mercado nacional y bajo pedido por la fabrica de transformadores ECUATRAN

sobre la base de los datos técnicos requeridos y proporcionados por los autores del

proyecto.

En lo referente al ítem B, es de señalar que, dentro de la operación de la Empresa

Eléctrica, en remodelación de redes, los transformadores trifásicos de su propiedad son

reemplazados por equipos de transformación para el nuevo nivel de voltaje, siendo los

transformadores retirados y reutilizados en otros sectores, previamente de ser sometidos

a un mantenimiento preventivo. Los transformadores monofásicos se los retira de

70

hSCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA tUÍCTRJCA

funcionamiento y no se consideran su reutilización Con ésta consideración el valor de!

ítem B se reduce considerablemente como se muestra en la tabla 5.2. La lista de los

transformadores de distribución así como su potencia se puede ver detalladamente en el

Anexo 8.

ITEMB

Transformadores

TrifásicosMonofásicosDolares

%1007822

TOTAL2 726'500.0002 126'670.000

598'500.00059850

Tabla 5.2 Calculo del ítem B sin costo de transformadores trifásicos

El equipo de protección y seccionamiento (ítem C) será aquel que nos permitirá operar

desde los transformadores primarios a los dos niveles de voltaje para las diferentes

interconexiones, como también sera el reemplazante de los seccionamientos de

interconexiones actuales.

El ítem D corresponde al material de herraje y representa un reemplazo total, ya que el

material retirado se lo valora como chatarra, por lo que no es utilizable en otro lugar. El

ítem E se deteriora en el momento del retiro y regulación de las redes por lo que hace

necesario su reemplazo total.

Con toda es ta descripción y considerando una tasa de cambio de 10.000 sucres por cada

Dólar. El rubro de la cantidad de materiales descontando la proporción correspondiente

al ítem B transformadores trifásicos es de ($ 223 000) DOSCIENTOS VEINTE Y

TRES MIL DOLARES.

5.4.2 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA.

Para la evaluación económica en lo referente a la mano de obra al igual que como se

realizó con los materiales, se empleará los precios unitarios proporcionados por la

71


Empresa Eléctrica Quito y que pertenecen al grupo de trabajo antes indicado, su

desglose se muestra en el Anexo 8 y su resumen en la tabla 5.3.

MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA

ÍTEMABC

OBRAEtapas fijasEtapas variablesDirección TécnicaTotal S\En dólares

P.TOTAL130'000.00035'000.0007000.000

172*000.00017200

Tabla 5.3 Costos de Mano de Obra y Direccióa Técnica

5.4.3 SUSPENSIONES DE SERVICIO.

Se ha estimado que la venta de energía no realizada por la ejecución del proyecto sería la

correspondiente a la asignada a los nuevos primarios, siendo su valor de 98.8 MWh, con

una jornada de suspensión de 8 horas y una tarifa promedio dada por la diferencia en la

utilización de energía de S/ 500 el kWh. El valor de las suspensiones de servicio será de

($4 900) CUATRO MIL NOVECIENTOS DOLARES

Por otra parte se ha planificado que cada suspensión afecte al tramo de red considerada,

operando el resto del sistema mediante las interconexiones (Capitulo I) existente hasta

lograr estructurar el sistema propuesto.

5.5 BENEFICIOS

Los beneficios se relacionarían con todos los ahorros económico que se logren siendo

estos:

• Ahorro en potencia y energía

• A horro por inversión.

72

KSCUKI-A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

5.5.1. AHORRO ENERGÉTICO.

Para ía evaluación del ahorro de potencia y energía se ha considerado como referencia la

planilla de Enero de 1999 facturada a la Empresa Eléctrica Quito por la compra de

energía.

En la metodología planteada para el cálculo del ahorro energético se ha considerado

todo el sistema actual a 46 kV, restando el ahorro de potencia y energía desarrollada en

éste proyecto. Su cálculo detallado se muestra en el Anexo 8 y su resumen en la tabla 5.4

CALCULO DE AHORRO DE ENERGÍASISTEMA A 46kV

ÍTEMEnergía totalFacturación S/Ahorro S/ por mesAhorro por año

ACTUAL72'923 278

19572'346.928

PROPUESTO72'772866

19 539*124.41633'222.512

398'670144En Dólares 39 867

Tabla 5.4 Ahorro en costos Energéticos sistema 46kV

Este ahorro se traslada a valor presente con la expresión:

yp,A.^s^m

VP: Valor presente

A : Ahorro

i: tasa de interés

n: Período de años

73

ESCUELA ;">l,nr,CNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Se ha calculado a valor presente en dólares con una tasa de interés del 12% y un período

de 20 años dando un valor de ($ 297 766) DOSCIENTOS NOVENTA Y SIETE MIL

SETECIENTOS SESENTA Y SEIS DOLARES.

5.5.2 AHORRO POR INVERSIÓN

El ahorro por inversión corresponde a las pérdidas de potencia, las mismas que se

liberaría del sistema en caso de no existirías, cuyo valor por kW es de 300 USD, según

estudios realizados por OLADE en sistemas de distribución161. El ahorro total por

inversión se muestra en la tabla 5.5

AHORRO POR INVERSIÓN

kW de Pérdidas Precio por kW i250 | 300

TOTAL75000

Tabla 5.5 Ahorro por inversión

Este valor se contabilizará una sola vez por todo el tiempo de inversión del proyecto.

5.6 COSTOS Y BENEFICIOS.

El resultado de un proyecto de inversión y su consiguiente toma de decisiones involucra

el conocimiento suficiente de los parámetros de costos de inversión y beneficio, a

continuación se detallan estos costos y beneficios ahorrativos en la tabla 5.6

BALANCE ECONÓMICO EN DOLARES

COSTOSEquipos y materiaesMano de obraSuspensiones de sevicioTOTAL

223 000172004 900

245 100

BENEFICIOSEnergéticoPor Inversión

297 76675000

372 766

RELACIÓN BENEFICIO-COSTO 1.52

Tabla 5.6 Balance Económico

Para que el proyecto resulte atractivo se deberá obtener relaciones Beneficio - Costo

mayores a la unidad. En el presente estudio la relación antes descrita es de 1.52, que

74


indica que por cada unidad de inversión su beneficio sería del 152 %. Todo cálculo se ha

valorado con un equivalente a S/10 000 sucres por dólar, cotización real al momento de

realizar este estudio.

75


CONCLUSIONES

1. Con la reconfíguración de la subestación 10 Nueva, la relación Beneficio - Costo es

1.53, lo que implica que al invertir una cantidad inicia! se recupera la inversión

inicial más un 53 %. Este ahorro permitiría que la empresa de suministro reinvierta

estos recursos en nuevos sectores de cobertura, sin incrementar la potencia instalada

e incrementando sus beneficios técnicos - económicos.

2. El presente estudio del cambio de voltaje del sistema de distribución nos ha

permitido demostrar las ventajas que se obtienen como son: abarcar una mayor área

de cobertura por subestación, disminuyendo sus pérdidas técnicas y mejorando la

calidad de energía, con lo cual la empresa suministradora mejoraría su imagen en

una zona comercial de empresas líderes de la sociedad.

BIBLIOGRAFÍA.

[1] Westinghouse, "Distribution Systems". Westinghouse, 1959.

[2] Poveda, Mentor. " Como Mejorar la Proyección de la Demanda para Estudios de

Distribución sin Costo para las Empresas Eléctricas" V SEDEE, 1986.

[3] Scott & Scott, Manual del Usuario del DPA\G™

[4] Poveda, Mentor. "Planificación de Sistemas de Distribución" EPN.

[5] Electrobrás. "Planejamento de Sistemas de Distribuicáo". Volumen I, Comité de

Distribuicáo CODI, 1982.

[6] OLADE, "Latín American and the Caribbean Energy - Economy Efficiency and

Prívate Sector". A Key Element in Power Sector Recovery. Quito 1993.

[7] Páez, Gonzalo. " Planificación Integrada de Sistemas Eléctricos de Potencia".

Revista Técnica AIDI, 1987.

[8] SEDEE. " Pérdidas de Energía en los Circuitos Primarios Urbanos de la Ciudad de

Ambato". ffl seminario SEDEE, 1984.

[9] Poveda, Mentor, "El Manejo de la Demanda y la Conservación de la Energía"

Revista Técnica Recuento y Proyección por los Cincuenta Años de la Facultad de

Ingeniería Eléctrica EPN, Diciembre 1995.

[10] Empresa Eléctrica Quito," Normas de Distribución" Parte A y B 1979.

ANEXOLSECCIONES Y EQUIPOS DE LOS PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN

10 NUEVA


SECCIONES DEL PRIMARIO 32 A

NOMBREINICIOINICIO2INICIOSSIERRASffiRRAlSIERRA2SIERRASSIERRA4SIERRASGRADAS1RIOCON JUNTO 1TOBAR1TOBARDANILOTOBAR2GRADAS2GRADAS3INICIO4ORTIZORTIZ1ORTIZ2QM1HIDALGOALVAREZHIDALGO1CAJIASCAJIAS1QM3QM4QM5LIBERTADO!LIBERTADOFLIBERTADOIPASAJEHIDALGO2HIDALGO3OLEASOLEAS 1GODINOLEAS2

LONGITUD ( m )101.2161.630.22601007040501001455012040207018020016893.368.264.4117055903050

T7 -»

8060606064649030501001007060

210

CALIBRE336AA2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU4AA2AA6CU6CU6CU6CU4AC2AA

2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2AA6CU4CU6CU4CU

1/OCU6CU

1/OCU1/OCU2CU2CU2CU

1/OCU6CU6CU6CU6CU6CU6CU

kVA instalados009000000750501500451131001525000

25000

1130751133000

13075

6307575750

10015113

Observaciones

Secionamiento particular

Seccionamiento cerrado

Scccionamiento cerrado

Seccionamiento abierto


SECCIONES DEL PRIMARIO 32 A

NOMBRESAENZVERDESAENZ1HIDALGO4QM2ANGOSTTNAPERRffiRlPERRIER2ffiERIA3PERRIERfflERIAlIBERIAANAGOYTIAINICIO 1

LONGITUD ( m )1206013680

96.780

79.462.62223510316

98.4297.4

CALIBRE6CU6CU6CU6CU2AA4CU

1/OAA1/OAA336AA1/OAA4CU4CU2AA2AA

k VA instalados

0454511345113750387575754515

Observaciones

Secc abierto, C 300kVAR

300kVAR

SECCIONES DEL PRIMARIO 32 B

NOMBRE

InicioInicio 1DávilaDávila2Dávila3ValladoGuevaraGuevara 1CoruñaSalazarS alazar 1Salazar2Salazar3DestrugeDestruge2CaamañoCoruña2Ignacio 1LinconLinconlLincon2OrellanaSOrellanaSOrellana4Caamaño 1Caamaño2JavierIgnacioJavier 1OrellanaOrellanalOrellana2CoruñalWinperColónColón 1Colón2SeisSeislSeis2Batallas

LONGITUD ( m )9128851812412014046524490241066381001367268854210

12467961414

2229512

19326315596

3081361245030505066

CALIBRE266 AA2AA

266 AA'26£ AA266 XA266 AA477 AA477 AA477 AA477 AA

6 Cu6 Cu6 Cu

477 AA477 AA2/0 AA

6 Cu Sub6 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub4 Cu Sub2 Cu Sub4 Cu Sub

2 Cu2 Cu

2 Cu Sub4 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub

1/0 Cu Sub477 AA477 AA477 AA477 AA477 AA477 AA

6 Cu

kVA instalados

45

•

75

7501007530

112.550

26275

63056075

350100100909060150150454535045125

751505060

Observaciones

Seccionamiento a cada lado

Seccionador cerrado

INTERCONEXIÓN 32 C

SECCIONES DEL PRIMARIO 32 B

NOMBRE |LONGITUD(m)

Batallas 1Seis3Seis4SeisSColónSPinzónPinzón2PinzónSPinzón4Pinzón 1Colón4ColonoColón?ColónSMeraColón9Colón 10Colón 11Colón 12ColónlSColónHColónlSColónlóColónl?AmazonasAmazonas 1Amazonas2ColónSSeis6Seis?Seis8ColónlSDoceDoce2Doce3Docel

2260408646508443863612015073463250889048721648518615150695825342466904415443

CALIBRE

6 Cu477 AA477 AA477 AA4/0 AA6 Cu6 Cu6 Cu6 Cu2 Cu

2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu1/0 AA2 Cu2 Cu2 Cu

2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2 Cu2 Cu2 Cu

2 Cu Sub477 AA

4 Cu4 Cu2 Cu

266 AA266 AA266 AA1/0 Cu

kVA instalados

301075

2000

156075

751256030

15063011215050

200603050

300 Kvar3001004515030060112100100045200730

TOTAL POTENCIA INSTALADA 12003.5

Observaciones

INTERCONEXIÓN 24 D

INTERCONEXIÓN 53 E

INTERCONEXIÓN 32C

INTERCONEXIÓN 53 E

INTERCONEXIÓN 12 A

SECCIONES DEL PRIMARIO 32 C

NOMBRECL1CL2CL3DAVILAVALLADOLIDVASUBVALLADOLID 1GUEVARAMALLORCAMALLORCA1PERRIER1PERRIER2ASTÜRIAS1PERRiERGUEVÁRÁiVIZCAYAVALLADOLID2VALLADOLID3CORDEROCORDERO 1TOLEDOTOLEDO 1CORDERO2CORDEROSCORDERO4CORDERO5TAMAYOTAMAYO1TAMAYO2TAMAYO3CORD'ÉRO'6CORDERO?CORDEROSALMAGRO""""ALMAGRO 1ALMAGRO2ALMAGRO3ALMAGRO4ALMAGRO5WILSON1WILSON2

LONGrrüD(m)193.3

9519052

129.123

95.160

16.43656241240336131i io303032

r so1042100605030503050

T6~4202116

~ 46"7260684046

41.540

CALIBRE266AA

2AA2AA

336AA336AA4/Otri

266AA477AA

6CU6CU6CU6CÜ6CU6CÜ

477AA266AA266AA266AA266AA266AA6CU6CU

266AA266AA266AA266AA1/OCU1/OCU1/OCU1/OCU266AA266AA266AA2/dcu2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU

kVA instalados030300

100000

1000050100380600

75600501002352502002501252500

165___

150300" o" ~113590750

7575

Observaciones




SECCIONES DEL PRIMARIO 32 C

NOMBREWILSONBAQUERIZO2VICTORIABAQUERIZOBAQUERIZ01CORDERO9DAVILA1CL4

iiUJNULTUl} (.mj30

92.872.817

72,3206520

CALIBRE2/OCU6CU2CU6CU6CU

266ÁAi/ocij2AA

kVA instalados6015060345100

10003045

ObservacionesSeccionamiento abierto



SECCIONES DEL PRIMARIO 32 E

NOMBRÉSalíSalilLadrónLadrón 1Ladrón2LadrónSPoliPoülPoli2PoliSLadrón4LadrónóLadrón?LadrónSDoceoctDoceoctlDoceoct2Doceoct3WashinTamayoWashin 1Washin2PlazaWashin3WashinSlWashin4WashinSMeraOlWashinóWashinSWashin?MeralMera2Mera3Mera4Robles 1Robles2RoblesSRobles4

LONGITUD ( m )124.338

594.658121

463.4421128641406817745841019458020722633164303433767

60207

29341010403662

CALIBRE336AA336AA336AA336AA336AA336AA

4Cu4Cu Sub4Cu Sub4Cu Sub336AA266AA266AA266AA

2/OCu Sub266AA266AA266AA266AA266AA266AA266AA6 Cu

266AA266AA266AA266AA3/0 Cu266AA266AA266AA3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu

kVA instalados

51545

50300500100

Secci. Abierto60

Secci. cerrado250

50250

50Secci. cerrado

11345

6003045125

Secci. cerrado13575

10060

Secci. Abierto300kVAR

Observaciones

Secci. cerrado

Interconexión primario 10 B

Interconexión primario 53DCondensadores


NÓRÍBRE

RoblesSRobles6Mera5Mera6RocaRoca2RocalRoca3Roca4RocaSRocaóReina3ReinaReina2ReinalMera?MeraSMera9MeralOCamónCarriónlCarrión2MerallMeral2MeralSVeitirniVeitimilVeitimi2AmazoAmazolAmazo2VeitimiSVeitimi4VeitimiSVeitimióReina4Reina5R.eina6Meral4

LONGITUD ( m

504473181760371735364531433137184138154443382439455428106819173184361320411362

CALIBRE

4 Cu4 Cu

3/0 Cu3/0 Cu266AA2 Cu

266AA266AA266AA266AA266AA6 Cu6 Cu6 Cu

4 Cu Sub3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu4 Cu4 Cu6 Cu

3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu2/0 AA2/0 AA2/0 AA

2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2/0 AA2/0 AA2/0 AA2/0 AA6 Cu6 Cu6 Cu

3/0 Cu

kVA instalados

1503060

150630

10010075

Secci. Abierto

150

250100

Secci. cerrado175

752001102575

803004515090175165

1130

630100300

u 30Secci. cerrado

Observaciones

Secci. cerrado

Interconexión primario 10B


NOMBRE

Meral5WilsonWilsonlWUson2Mera 16Mera 17PintoPintolPinto2Pinto3MeralSMariscalMariscal 1Maríscal2MariscáisMariscal4MariscáisMeral9MeralOMera21CarriónSRoblesReina?

LONGITUD ( m )

8148362822341580346845583643394190562520609630

CALIBRE

1/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu

1/0 Cu1/0 Cu2 Cu2 Cu2 Cu2AA1/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu

1/0 Cu1/0 Cu1/0 Cu6 Cu2 Cu

266 AA

kVA instalados

113125

30

11316075

601257511275113163150

Secci. Abierto100325500

TOTAL POTENCIA INSTALADA 1 1067

Observaciones

Interconexión primario 32 C

Interconexión primario 53 D

ANEXO 2.LECTURAS DE CORRIENTES DEL SISTEMA SCADA DE LAS

SUBESTACIONES 10 NUEVA, 12 LA FLORESTA, 53 PÉREZ GUERRERO Y10 VIEJA.


FECHA: MERCÓLES 2S11/98LECTURAS DE CARCA DE LA SUBESTACIÓN 10 NUEVA

POTENCIA: 1MOMVA

HOM

0.15

OJO

045

1.00

1.16

1.»

146

2.00

2.15

2JO

2.46

1.00

3.15

3.30

345

4.00

4.15

4.30

445

6.00

(.16

6305.45

6.00

8.15

«JO

«46

7.00

7.15

7.30

7.4S

800

«.15

t.30

146

«00

915

9.30

845

10.00

10.16

10.3010.<5

11.00

11.15

1130

1145

12.00

12.1612»

1246

13.00

13.1615.»

1345

14.00

(4.15

14 30

1446

16JX)

15.16

15.30

1546

11.00

1«.15

1630

«48

17.00

17.16

17.30

17.45

1B«J

18.1518.50

11.46

19.00

19.16

19.30

18-45

20.0020.15

20 JO

20.4521.00

2115

21 JO

2146

220022.15

22JO22.46

23.»

23.16

23.30

234624.00

U

9797919(8484&8*81777777777777777784948>97

10412416517920517917-16616114714813412712711411:11411411410Í}15109115ne116120114114114114114114

12C12C1211211271211271271301301301301231301381381381441441792062272332412412482502S6256249236230223210203183164158138131118112106

PMB»V

706363K57575751575757575757875757575751637690

11813115(14314413713111811811310610710095959t96969696979797

10396

104989898989898

1059t98

10510710110210210210210210810811510911512214215516817518818218818819518818218216816816815414112111410895898275

•MOA

W

10410497979191919'9191848<8<8<84848484849197

11713817019120819418917417516215814514414213C13C12812Í128121128121128128128128128128128128121122128136134127134127134135135136135135135143142142149165162189224238253260260260273279278265251244237229225198178172152138131118111

mo90

88

13

83

77

77

77

77

n75

73

73

73

73

73

73

73

7S

75

77

K

8>

117

151

187

1H8

172

108

190

158

142

141

131

128

125

116

113

112

113113

108

113

108

113

114

114

117

113

1 6

1 3

1 3

1 1

1 1

1 5

118

120

115

120

118

12J

121

122122

122

122

128

127

128

132

132

138

143

170

196

211

220

230

228

232

237

243

241

232223

214

208

202

184

174

164

148

133

121

113

104

97

U

92

8790K8378817479727374

74747467747474747476868094

101IOS1091201351451511791952232362542502442512612762702612682652842732792682612612552542432492452612412612672582742692732612602802582642682562532532392322192021891831671561561501441341351241231101081031001049690

PltMV919193868686868181

83

8376827575757582838283848789

10510711611612613914716216220523223025225625626026427326827126827228027428327127026325725924525626026324726426326227027326825626427626125724925825026624723422820919918917317115715915114613813612411411410710710310498

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1517

1455

1542

1562

1470

1398

1393

1327

1213

1182

1085

«82

902

TO

TA

LtW

6.3

6.2

6.4

6.4

6.4

«.3

8.3

6.3

6.4

6.3

6.3

6.3

64

6.4

6.3

6.3

6.4

6.4

6.4

6.4

6.4

MVA 11

.4

16.0

16.4

16.9

17.0

16.5

16.6

16.7

16.6

16.9

16.8

17.0

16.3

15.5

15.2

14.5

13

4

12.9

11.8

10.9

10.0

CA

RfiA

*57 76 02 84 85 83 83 83 84 78 84 85 81 77 78 77 67 64 59 64 50

VQA

CA

R.M

AX

14.9

0

14.9

014

.60

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

014

.90

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

0

14.9

014

.90

14.9

0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20 JO

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

20.0

ENERGÍA SEMANAL 32A

3000 -,

2500 -

2000 -

1500 -

1000 -

500 - Energla=227.\J

/h\Semana

o o o o o o o o oQ p p p O p p p p ¡ 8 § | ¡

HORAS

PERDIDAS 32A

Pérdidas=1.85 MWhVSemana

HORAS

ENERGÍA SEMANAL 32B

EnergTa=284.4 MWhVSemana

HORAS

PERDIDAS 32B

Pérdidas=5.02 MWh\Semana

ENERGÍA SEMANAL 32C

2000 -,

1800 -j

1600 -

1400 -

1200 -

1000 -

800 -

600 -

400 -|

200 -

O

Energ¡a=206.13 MWh\Semana

HORAS

PERDIDAS 32C

Pérdidas=2.37 MWhVSemana

ENERGÍA SEMANAL 32E

Energía=406.64MWh\Semana

HORAS

PERDIDAS 32E

250 -, Pérdidas=14.40 MWh\Semana

o o o a o o o o o o o o o o o o o § P aHORAS

ANEXO 3.RESULTADOS DE LA MODELACIÓN DIGITAL DE LOS PRIMARIOS QUE

CONFORMAN DEL SISTEMA EXISTENTE


LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional

BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRIM32A

Nominal Voltage =

6.30 KV Line to Line

PRIM32A

LOAD IN SECTION

LGTH PHS

CONN

SECTION ÑAME

KM

CFG

CONO

KVA

KW KVAR AMPS '

FEEDER TOTALS:

INICIO

INICI02

INICIOS

SIERRA

SIERRA1

SIERRA2

SIERRAS

SIERRA4

SIERRAS

GRADAS 1

RIO

CORTEZ

CONJÜNT01

VERDE 1

TOBAR2

GRADAS 2

GRADAS 3

TOBAR1

TOBAR

DANILO

INICI04

ORTIZ

ORTIZ1

ORTIZ2

QM1

HIDALGO

ALVAREZ

HIDALG01

HIDALG02

CUST

(feeder

pf =

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 A C

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.2 A C

0.2 A C

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

336AA

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

4AA

6CU

2AA

6CÜ

6CU

4 AC

2AA

6CU

6CU

6CU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2AA

6CU

4CU

6CÜ

6CU

0 0 90 0 0 0 0 0

75

0 0

45 150 75 100 15 25 113 45 113 0 0 0

250 0 0

113 0 0

0 0 64 0 0 0 0 0 53 0 0 32 107 53 71 11 18 80 32 80

0 0 0

178 0 0 80 0 0

0 0 29 0 0 0 0 0

24

0 0 14 48 24 32 5 8 36 14 36 0 0 0 80 0 0

36

0 0

0 0 7 0 0 0 0 0 6 0 0 3 11 6 7 2 3 8 3 8 0 0 0 18 0 0 8 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.97)

49.2

65.3

17.3

15.5 7.1

7.1

5.5

2.5

1.5

0.0

0.0

2.8

6.2

4.6

8.6

3.2

1.5

16.6

2.8

6.9

48.5

47.6

44.7

42.3

74.5

102.2

4.7

95.3

30.2

LOAD THRU SECTION

KW KVAR AMPS

CUST

2453

2453

2439

571

539

246

246

192 85 27

0 0 16 53 27 64 23

9

152 16 40

1828

1794

1685

1461

1369

1254 40

1168 361

564

564

553

256

242

110

110 86 38 12 0 0 7 24 12 29 10 4 68 7 18

272

254

204

383

339

288 18

250

-111

236

236

235 59 56 25 25 20

9 3 0 0 2 6 3 7 4 1

16 2 4

175

171

161

143

134

123 4

114 36

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VOLTAGE PERCENT -

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.2

0.4

0.0

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.2

0.1

0.1

0.3

0.2

0.5

0.0

0.2

0.1

0.2

0.6

0.6

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.7

0.9

0.9

1.2

1.4

1.9

1.9

2.1

2.2

97.6

97.4

97.0

97.0

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.9

96.7

96.7

96.4

96.2

95.7

95.7

95.5

95.4

- LOSSES -

KW KVAR

SECTION ÑAME

36.9 3.5

8.0

0.1

0.7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

2.5

1.8

1.5

3.1

3.0

6.0

0.0

2.9

0.3

36.1 6.1 INICIO

10.7 INICI02

0.1 INICIOS

1.0 SIERRA

0.0 SIERRA1

0.1 SIERRA2

0.0 SIERRAS

0.0 SIERRA4

0.0 SIERRAS

0.0 GRADAS 1

0.0 RIO

0.0 CORTEZ

0.0 CONJUNT01

0.0 VERDE1

0.0 TOBAR2

0.0 GRADAS2

0.0 GRADAS3

0.0 TOBAR1

0.0 TOBAR

0.0 DANILO

3.4 INICI04

2.4 ORTIZ

2.0 ORTIZ1

4.2 ORTIZ2

1.2 QM1

1.9 HIDALGO

0.0 ALVAREZ

0.9 HIDALG01

0.1 HIDALG02

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

HIDALGOS

OLEAS

OLEAS 1

GODIN

OLEAS2

SAEN2

VERDE

VERDE

SAENZ1

HIDALG04

CAJIAS

CAJIAS1

QMS

QM4

QMS

LIBERTADOR

LIBERTADORl

LIBERTADOR2

PASAJE

QM2

ANGOSTINA

PERRIER1

PERRIER1

PERRIER2

IBERIAS

PERRIER

IBERIA1

IBERIA

ANAGOYTIA

INICI01

vryr.TariF ñor

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

COND

KVA

KWKVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

(feeder pf - 0.97)

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 A C

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.3 A C

ID MAYTMm

6CU

6CU

6CÜ

6CO

6CU

6CU

6CU

75

0

100 15

113 0

45

53

0

71 11 80

0

32

CAPACITOR 300

6CU

6CU

4CU

1/OCU

6CU

1/OCU

1/OCU

2CU

2/OCU

2CU

1/OCU

2AA

4 CU

1/OAA

45

113 75 113 30

0 0

130 75

630 75 45

113 75

32 80 53 80 21

0 0 92 53

448 53 32 80 53

CAPACITOR 300

1/OAA

336AA

1/OAA

4CU

4CU

2AA

2AA

j

0

38 75 75 75 45 15

w

0

27 53 53 53 32 11

TBF

24

0

32

5

36

0

14

KVAR ( 14 36 24 36 10

0 0

41 24

201 24 14 36 24

KVAR ( 0 12 24 24 24 14

5

man M

6 0.0

0 0.0

8 0.0

2 0.0

8 0.0

0 0.0

3 0.0

30.2 7.2

6.3

1.4

20.3

20.2

20.9

KW

2453

334 82 36

5

105 64 16

KVAR AMPS

CUST

564

-123 37 16

2

-226

-244

-129

236 34

9 4 1

24 24 13

0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP DROP LEVEL

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

-0.0

2.3

2.4

2.4

2.4

2.4

2.3

2.3

97.6

95.3

95.2

95.2

95.2

95.2

95.3

95.3

KW

KVJ

36.9

36

0.5

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.5

0

0.3

0

0.0

0

272 ADJUSTED )

3 0.0

8 0.0

6 0.0

8 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

10 0.0

6 0.0

47 0.0

6 0.0

3 0.0

8 0.0

6 0.0

2.8

7.0

3.1

25.5 1.9

22.0

20.2

27.3

14.7

20.6 1.8

1.9

4.6

10.6

16 40 27

711 11

649

595

548

475

224 27 16 40 53

7 18 12

319 5

291

267

246

213

100 12

7

18

-116

2 4 3

75

1

68 63 58 50 24

3 2 4

12

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

2.4

2.3

2.2

2.2

2.2

2.3

2.3

2.4

2.4

2.5

2.3

1.4

1.4

0.9

95.2

95.3

95.4

95.4

95.4

95.3

95.3

95.2

95.2

95.1

95.3

96.2

96.2

96.7

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.5

0

0.0

0

0.3

0

0.3

0

0.4

0

0.1

0

0.1

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

280 ADJUSTED }

0 0.0

3 0.0

6 0.0

6 0.0

6 0.0

3 0.0

2 0.0

'AYTMHM

1.2

0.6

2.4

3.1

3.1

1.8

0.9

27 13 27 27 27 16 5

12

6

12 12 12

7 2

- T.n<3<3!

3 1 3 3 3 2 1

?q

0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.9

1.0

1.0

0.9

0.9

0.7

0.2

96.7

96.6

96.6

96,7

96.7

96.9

97.4

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

0.0

0

SECTION ÑAME

0.2 HIDALGOS

0.0 OLEAS

0.0 OLEAS1

0.0 GODIN

0.2 OLEAS2

0.1 SAENZ

0.0 VERDE

0.0 SAENZ1

0.0 HIDALG04

0.0 CAJIAS

0.5 CAJIAS1

0.0 QM3

3 QM4

3 QMS

3 LIBERTADOR

2 LIBERTADORl

1 LIBERTADOR2

O PASAJE

0.0 QM2

0.0 ANGOSTINA

0.0 PERRIER1

0.0 PERRIER2

0.0 IBERIAS

0.0 PERRIER

0.0 IBERIA1

0.0 IBERIA

0.0 ANAGOVTIA

0.0 INICI01

PERCENT

PERCENT

SECTION MAME

DROP

LEVEL

PERCENT

SECTION ÑAME CAPACITY

KVA

KW

KVAR

fHUJEíWl : fKlPUiKiU 3' rt. lrt<~lUfilj/

uj/ü/jj J.U.VU.Í.J


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32B

Nominal Voltage =


32B

LOAD IN SECTION

LGTH PHS

CONN

SECTION ÑAME

KM

CFG

CONO

KVA

KW KVAR AMPS

FEEDER TOTALS:

inicio

iniciol

Davila

Davila2

DavilaS

Vallado

Guevara

Guevaral

Coruña

Salazar

Salazarl

Salazar2

SalazarS

destruge

destruge2

Caamaño

Javier

Ignacio

javierl

Orellana

Orellanal

Orellana2

Coruñal

Winper

Coruña2

Ignaciol

Lincon

Linconl

Lincon2

CUST

(feeder pf =

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.5 ABC

0.5 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.3 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

266AA

2AA

266AA

266AA

266AA

266AA

477AA

477AA

477AA

477AA

6CU

6CU

6CU

477AA

477AA

2/OAA

2 Cüsu

4 Cüsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

1/0 CU

6 CUsu

6 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

0 45

0 0 0 0 0 75

0 0

750

100 75 30

0

113 90 90 60 150

150 45 45

350 50 262 75 630

560

0 5 0 0 0 0 0 9 0 0 88 12 9 4 0 13 11 11 7 18 18 5 5 41 6

31 9

74 66

0 3 0 0 0 0 0 4 0 0 44

6 4 2 0 7 5 5 4 9 9 3 3

20 3 15 4 37 33

0 1 0 0 0 0 0 1 0 0 9 1 1 0 0 1 1 1 1 2 2 1 1 4 1 3 1 8 7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.95)

33.6 0.3

33.5

33.5

33.5

33.5

23.1

23.1

22.9

22.9

9.6

1.8

0.8

17.1

17.0

15.3 5.3

0.6

4.4

4.0

3.2

0.5

0.2

1.4

21.0

20.4 6.9

6.5

3.1

LOAD THRU SECTION

KW

KVAR AMPS

CUST

1428

1428 3

1422

1420

1417

1417

1415

1410

1405

1401 64 15 4

1055

1053

380

109 5 90 78 60 8 3

20 232

213

144

102 33

469

469 1

465

463

459

458

456

451

447

437 32

7 2

256

255

190 55

3 45 39 30

4 1 10

116

107 72 51 16

141

141 0

141

141

141

141

141

140

140

140 7 2 0

104

104 41 12

1 10 8 6 1 0 2

25 23 15 11

4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VOLTAGE PERCENT -

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.1

0.0

0.1

0.3

0.0

0.2

0.1

0.0

0.5

0.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.2

0.5

0.5

0.7

0.8

0.9

1.4

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.9

2.0

2.0

2.0

2.0

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.2

2.2

2.2

97.6

97.5

97.5

97.4

97.1

97.1

96.9

96.8

96.7

96.2

95.8

95.8

95.8

95.8

95.8

95.7

95.6

95.6

95.6

95.6

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.4

95.4

95.4

— LOSSES -

KW KVAR

SECTION ÑAME

20.4 1.4

0.0

1.3

2.8

0.4

1.8

1.2

0.4

4.4

4.1

0.0

0.0

0.0

0.2

0.5

0.3

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.2

0.2

0.0

0.0

0.0

39.1 2.0 inicio

0.0 iniciol

1.8 Davila

3.9 Davila2

0.5 DavilaS

2.6 Vallado

2.9 Guevara

0.9 Guevaral

10.6 Coruña

9.9 Salazar

0.0 Salazarl

0.0 Salazar2

0.0 SalazarS

0.4 destruge

1.1 destruge2

0 . 3 Caamaño

0.0 Javier

0.0 Ignacio

0.0 javierl

0.0 Orellana

0.0 Orellanal

0.0 Orellana2

0.0 Coruñal

0,0 Winper

0.1 Coruña2

0.0 Ignaciol

0.0 Lincon

0.0 Linconl

0.0 Lincon2

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

OrellanaS

OrellanaS

Orellana4

Caamañol

Caamaño2

Colon

Colonl

Colon2

Seis

Seísl

Seis2

Batallas

Batallasl

seis3

seis4

seisS

Colon3

Pinzón

Pinzon2

Pinzon3

Pinzon4

Pinzonl

Colon4

Colon6

Colon?

ColonS

Mera

Colon9

ColonlO

Colonll

Colonl2

Colonl3

Colonl4

ColonlS

LGTH PHS

KM

CFG

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

CONO

4 CUsu

2 CUsu

4 Cüsu

2 CUsu

2 CUsu

477AA

477AA

477AA

477AA

477AA

477AA

6CU

6CU

477AA

477AA

477AA

4/OAA

6CU

6CU

6CU

6CU

2 CUsu

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

1/OAA

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

CONN

KVA 75

0

350

100

100 75 125 0

75 150 50 60 30 10 75

2000 0

15 60 75

0

75 125 60 30

0

150

630

112

150 50

200 60 30

KW

9 0

41 12 12

9

15

0 9

18

6 7 4 1 9

234 0 2 7 9 0 9

15

7 4 0 18 74 13 18

6

23

7 4

KVAR t

(feec

4 0

20

6 6 4 7 0 4 9 3 4 2 1 4

117 0 1 4 4 0 4 7 4 2 0 9

37 7 9 3

12

4 2

iMPS

ler

p 1 0 4 1 1 1 2 0 1 2 1 1 0 0 1

25

0 0 1 1 0 1 2 1 0 0 2 8 1 2 1 3 1 0

CUST

f =

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.95)

3.0

0.0

2.4

1.1

0.5

10.3

10.2 9.9

5.0

4.9

4.6

0.9

0.3

4.3

4.3

4.1

8.4

2.4

1.4

0.8

0.0

0.4

8.0

7.5

7.4

7.3

5.7

4.0

0.6

0.8

6.6

6.6

7.1

7.2

KW

1428 45

0

20 18

6

650

638

631

282

269

257 7 2

243

238

117

289 25 12 4 0 4

255

227

222

220

113 50

7 9

95 80 13

8

KVAR t

469 23

0

10

9 3

52 46 42

141

135

129 4 1

122

119 59

-130 13

6 2 0 2

-147

-161

-164

-165 57 25

3 4

-227

-235

-268

-271

MPS (

141 5 0 2 ¿ 1

62 61 61 30 29 28

1 0

26 26 13 30

3 1 0 0 0

28 27 26 26 12

5 1 1

24 24 26 26

:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT /

DROP

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

-0.0

-0.0

-0.0

VCCUM

DROP

2.1

2.1

2.2

2.0

2.0

1.9

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

LEVEL

97.6

95.5

95.5

95.4

95.6

95.6

95.7

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

KW

20.4 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.2

0.2

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR SECTION ÑAME

39.1 0.0 OrellanaS

0.0 OrellanaS

0.0 Orellana4

0.0 Caamañol

0.0 Caamaño2

0.5 Colon

0.5 Colonl

0.2 Colon2

0.0 Seis

0.0 Seisl

0.0 Seis2

0.0 Batallas

0.0 Batallasl

0.0 seis3

0.0 seis4

0.0 seisS

0.0 Colon3

0.0 Pinzón

0.0 Pinzon2

0.0 Pinzon3

0.0 Pinzon4

0.0 Pinzonl

0.1 Colon4

0.1 Colon6

0.1 Colon7

0.0 ColonS

0.0 Mera

0.0 Colon9

0.0 ColonlO

0.0 Colonll

0.0 Colonl2

0.0 Colonl3

0.0 Colonl4

0.0 ColonlS

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Colonl6

Colonl6

Colonl7

Amazonas

Amazonasl

Amazonas2

Colon5

seis6

seis7

seisS

ColonlS

Doce

Doce2

Doce3

Docel

LGTH PHS

KM

CFG

COND

CONN

KVA

KW

KVAR AMPS CUST

(feeder pf = 0

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

2/OCU

506

CAPACITOR 300

2/OCU

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

477AA

4 CUsu

4 CUsu

2 CUsu

266AA

266AA

266AA

1/0 CU

0

300

100 45

150

300 60

112

100

1000 45

201

730

0

35 12

5

18 35

7

13 12

117 5

24 85

— —

\/oT

"yR^ir

r^Rf^iP MA

YTMT

TM —

— —

— —

wTi?!*

1

PERCENT

PERCENT

SECTION ÑAME

Lincon2

DROP

2.17

LEVEL

95.43

3

KVAR ( 0

18

6 3 9

18

4 7 6

59

3

12 43

1 0.0

LOAD

PCT

.95) 7.2

KW

1428 3

KVAR

469

-136

AMPS

141 13

CUST 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP

-0.0

2.0

LEVEL

97.6

95.6

KW

20.4

0.0

KVAR

39.1

0.0

SECTION ÑAME

Colonl6

274 ADJUSTED )

0 0.0

4 0.0

1 0.0

1 0.0

2 0.0

4 0.0

1 0.0

1 0.0

1 0.0

13

0.0

1 0.0

3 0.0

9 0.0

0.0

2.4

0.8

0.2

0.8

1.0

1.2

0.8

0.5

5.9

0.7

0.6

2.9

0

35 11

3 9

38 17 7 6

173 26 12 43

0 17

6 1 4

19

8 3 3

86 13

6

21

0 4 1 0 1 4 2 1 1

18

3 1 5

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

2.0

1.9

1.8

1.8

1.8

1.8

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.6

95.7

95.8

95.8

95.8

95.8

0.0

0.0

0.0

0.0

O.C

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

Colonl7

Amazonas

Amazonasl

Amazonas2

ColonS

seis6

seis7

seisS

ColonlS

Doce

Doce2

Doce3

Docel

T f*lA n MA YTMfTM — —

-_

_-_

TACCC'C — — — —

ijUriIy I*lr\ J.JY1UM

JjvJoo&o — — — —

PERCENT

SECTION ÑAME

inicio

CAPACITY

33.61

KVA

44.12

20.

KW 37

KVAR

39.14

2 iteration(s)

wit

h convergence

criteria of 0.50

RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD

:

KVA

KW

KVAR

PF :

1503.3

1428.2

469.2 0.95 :

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -

KVA

KW

KVAR

44.1

20.4

39.1


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRI32C

Nominal Voltage =


fK-L J¿0

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS: CL1

CL2

CL3

CL4

DAVILA

VALLADOLID

VASUB

VALLADOLIDl

GUEVARA

MALLORCA

MALLORCA1

PERRIER1

PERRIER2

ASTURIAS1

PERRIER

GUEVARA1

VIZCAYA

VALLADOLID2

VALLADOLID3

CORDERO

CORDER01

TOLEDO

TOLED01

CORDER02

CORDER03

CORDER04

CORDEROS

CORDER06

CORDER07

LGTH PHS

KM

CFG

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 A C

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

COND

266AA

2AA

2AA

2AA

336AA

336AA

4/Otri

266AA

477AA

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

477AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

6CU

6CU

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

CONN KVA 0 30 90 20

0

100 0 0 0

100 0 0 50 100 38 0 60 0 75 60 0 50 100

235

250

200 0 0

150

JjU/ilJ J

KW f

0 18 53 12 0

58 0 0 0 58

0 0 29 58 22 0

35 0 44 35 0 29 58 137

146

117 0 0 88

Llt OEA

(VAR

1

(feec

0 6 17 4 0 19 0 0 0 19 0 0 10 19 7 0 12 0 14 12 0 10 19 45 48 38 0 0

29

, i X UW

WPS

ler p 0 2 5 2 0 6 0 0 0 6 0 0 3 6 2 0 4 0 4 4 0 3 6 14 15 12 0 0 9

CUST

f = 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD PCT

0.95}

42.4 3.9

2.9

1.0

35.4

35.2

60.4

38.8

26.7

14.0 9.1

7.3

2.4

4.9

1.8

24.0

34.8

34.0 1.0

33.0

32.1 7.3

4.9

30.0

26.7

23.2

20.4

12.9

12.9

ijvnu i r

KW

1793

1793 61 26

6

1707

1665

1633

1633

1631 139

109 88 15 29 11

1462

1442

1422 22

1359

1341 73 29

1185

1043 910

852

536

492

1I\ OCj

KVAR .

618

618 20

9 2

585

570

555

555

552 46 36 29 5 10 4

495

482

473 7

451

444 24 10

392

345

301

281

177

162

L- 1 X U1V -

AMPS

C

178

178 6 3 1

170

166

163

163

163 14 11

9 1 3 1

146

145

143 2

137

135 7 3

119

105 92 86 54 50

;UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

V L/Jj i ÍV.

SECT ;

DROP 0.3

0.0

0.0

0.0

0.1

0.2

0.0

0.2

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.2

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.1

at rtK

iCCUM

DROP 0.3

0.4

0.4

0.3

0.4

0.7

0.7

0.8

0.9

0.9

0.9

1.0

1.0

1.0

0.9

1.2

1.4

1.6

1.6

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.8

1.9

1.9

1.9

2.0

k^C-lN i

LEVEL

97.6

97.3

97.2

97.2

97.3

97.2

96.9

96.9

96.8

96.7

96.7

96.7

96.6

96.6

96.6

96.7

96.4

96.2

96.0

96.0

96.0

95.9

95.9

95.9

95.9

95.8

95.7

95.7

95.7

95.6

KW

22.2 4.7

0.0

0.0

0.0

0.9

2.9

0.4

2.0

0.7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

3.1

2.1

1.7

0.0

0.4

0.4

0.0

0.0

0.5

0.9

0.4

0.3

0.1

0.4

KVAR

SECTION ÑAME

36.1 6.7 CL1

0.0 CL2

0.0 CL3

0.0 CL4

1.6 DAVILA

5.1 VALLADOLID

0.2 VASUB

2.8 VALLADOLIDl

1.7 GUEVARA

0.0 MALLORCA

0.0 MALLORCA1

0.0 PERRIER1

0.0 PERRIER2

0.0 ASTURIAS1

0.0 PERRIER

7.4 GUEVARA1

3.0 VIZCAYA

2.5 VALLADOLID2

0.0 VALLADOLID3

0.6 CORDERO

0.6 CORDER01

0.0 TOLEDO

0.0 TOLED01

0.7 CORDER02

1.2 CORDEROS

0.6 CORDER04

0.4 CORDEROS

0.1 CORDER06

0.5 CORDER07

LGTH PHS

SECTION ÑAME

KM

CFG

FEEDER TOTALS:

CORDEROS

CORDER09

ALMAGRO

ALMAGR01

ALMAGR02

ALMAGR03

ALMAGR04

ALMAGR05

WILSON1

WILSON2

WILSON

BAQUERIZ02

VICTORIA

BAQUERIZO

BAQUERIZ01

TAMAYO

TAMAY01

TAMAY02

TAMAY03

DAVILA1

COND

CONN

KVA

KW KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

(feeder pf = 0.95)

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 A C

M7VVTMTT

PERCENT

SECTION ÑAME

DROP

BAQUERIZ02

2.11

266AA

266AA

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCÜ

2/OCU

2/OCU

2/OCU

2/OCU

6CU

2 CU

6CU

6CU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

PERCENT

LEVEL

95.49

300 0 0

113 0 0 0 0 0 0

60

150 0

45

100

125

250 0

165 20

175 0 0

66

0 0 0 0 0 0

35 88

0

26 58 73

146 0

96 12

WTPP T f

IrVljKCí IA

SECTION

58

0 0

22

0 0 0 0 0 0

12 29

0 9

19 24 48

0

32

18

0.0

0 0.0

0 0.0

7 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

4 0.0

9 0.0

0 0.0

3 0.0

6 0.0

7 0.0

15

0.0

0 0.0

10

0.0

4

2 0.0

"^B n M A YTMriM — —

10.8 0.0

7.7

2.8

1.0

1.0

1.0

1.0

0.0

0.0

1.0

7.4

0.0

7.1

4.9

10.3 7.9

3.1

3.1

0.6

)t\u rlAAlMUM

PERCENT

ÑAME CAPACITY

VASUB

60.39

KW

1793 361 0

273 68 35 35 35 35

0 0

18 44 0

72 29

279

169 96 48

6

KVA

42.32

KVAR AMPS

618

178

119 0 90 22 12 12 12 12

0 0 6

14

0

24 10 92 56 32 16

2

T nC CTTC

¿jUDOÜjO

KW

22.17

36

0

28

7 4 4 4 4 0 0 2 4 0 7 3

28 17 10

5 1

CUST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

KVAR

36.05

SECT ACCUM

DROP

DROP

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

-0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

2.1

1.9

1.9

1.9

1.9

0.4

LEVEL

97.6

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.5

95.7

95.7

95.7

95.7

97.2

KW

22.2 0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION ÑAME

36.1 0.2 CORDEROS

0.0 CORDER09

0.0 ALMAGRO

0.0 ALMAGR01

0.0 ALMAGR02

0.0 ALMAGR03

0.0 ALMAGR04

0.0 ALMAGR05

0.0 WILSON1

0.0 WILSON2

0.0 WILSON

0.0 BAQUERIZ02

0.0 VICTORIA

0.0 BAQUERIZO

0.0 BAQUERIZ01

0.0 TAMAYO

0.0 TAMAY01

0.0 TAMAY02

0.0 TAMAY03

0.0 DAVILA1

2 iteration(s) with

convergence

criteria of 0.50


KVA

KW

KVAR

PF

1897.1

1793.5

618.3 0.95

- RUN

CUMULATIVE FEEDER LOSSES -

KVA

KW

KVAR

42.3

22.2

36.1


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32E

Nominal Voltage =


J¿&

SECTION ÑAME

FEEHSR TOTALS:

Sali

Salil

Ladrón

Ladronl

Ladron2

LadronS

Poli

Polil

Poli2

Poli3

Ladron4

Ladron6

Ladrón?

LadronS

Doceoct

Doceoctl

Doceoct2

Doceoct3

Washin

Tamayo

Washinl

Washin2

Plaza

washinS

washin31

Washin4

WashinS

MeraOl

Washin6

LGTH PHS

KM

CFG

0.1 ABC

0.0 ABC

0.6 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.5 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

CONO

336AA

336AA

336AA

336AA

336AA

336AA

4CU

4 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

336AA

266AA

266AA

266AA

2/0 CU

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

6CU

266AA

266AA

266AA

266AA

3/OCU

266AA

CONN

KVA 0 0 5

15 45

0

50 300

500

100 0

60 0 0 0 0

250 0 0

50

250 0

50

0

113 45

0

602 30

iiUAU J

KW f

0 0 2 5 15 0 17

102

169 34

0

20

0 0 0 0

85

0 0 17 85

0 17 0

38 15 0

204 10

LIN OCA

CVAR /

(feec

0 0 0 1 4 0 5

29 48 10

0 6 0 0 0 0

24

0 0 5

24

0 5 0 11

4 0

58

3

,ÍLUN

iMPS

ier p 0 0 0 1 2 0 2

10 17

3 0 2 0 0 0 0 9 0 0 2 9 0 2 0 4 2 0

22

1

CUST

f =

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.96)

81.2

81.2

81.2

81.2

81.1

80.8

18.3

17.3

11.6 1.9

0.0

84.5

84.0

84.0

98.0

84.0

84.0

81.9

81.9 0.4

81.5

79.4 1.5

79.0

74.8

73.8

73.4 5.1

1.7

IjVJAlJ I

KW

3980

3980

3968

3964

3905

3889

3871 314

254

119 17

0

3495

3479

3462

3457

3448

3403

3359

3355

8

3289

3240 8

3221

3018

2989

2979

102 63

nr\

eje.

KVAR

1186

1186

1166

1159

1061

1049

1027 89 72 34

5 0

858

846

822

816

805

790

775

769 2

742

721 2

713

640

629

623 29 18

L. 1 J. UDi -

AMPS (

390

390

390

390

390

389

388 32 26 12

2 0

354

353

353

353

353

348

344

344 1

338

334 1

332

312

309

308 11

7

:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

WiilfA

SECT ;

DROP

0.4

0.1

1.9

0.2

0.4

1.4

0.0

0.1

0.0

0.0

-0.0 0.2

0.6

0.1

0.3

0.1

0.1

0.1

0.3

0.0

0.2

0.1

0.0

0.5

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

7& re,K

VCCUM

DROP

0.4

0.5

2.4

2.6

3.0

4.4

4.4

4.5

4.5

4.5

4.4

4.6

5.2

5.3

5.6

5.7

5.8

5.9

6.2

6.2

6.4

6.5

6.5

7.0

7.1

7.1

7.2

7.2

7.2

l^tNl

LEVEL

97.6

97.2

97.1

95.2

95.0

94.6

93.2

93.2

93.1

93.1

93.1

93.2

93.0

92.4

92.3

92.0

91.9

91.8

91.7

91.4

91.4

91.2

91.1

91.1

90.6

90.5

90.5

90.4

90.4

90.4

--

J-iUi

KW

227.5

11.6 3.5

55.3 5.4

11.2

42.6 0.1

0.2

0.0

0.0

0.0

6.5

17.0 4.3

9.3

2.4

1.8

4.1

7.3

0.0

6.3

2.2

0.0

13.9 2.2

2.5

2.4

0.0

0.0

£>r. o -

KVAR SECTION ÑAME

365.3

20.3 Sali

6.2 Salil

97.0 Ladrón

9.4 Ladronl

19.6 Ladron2

74.7 Ladron3

0.1

Poli

0.1 Polil

0.0 Poli2

0.0 Poli3

0.0 Ladron4

9.3 Ladron6

24.1 Ladrón?

6.1

Ladron8

10 3

Doceoct

3.4 Doceoctl

2.5

Doceoct2

5.8 Doceoct3

10.4 Washin

0.0 Tamayo

9.0 Washinl

3.2

Washin2

0.0 Plaza

19.8 washin3

3.2 washín31

3.6 Washin4

3.4 WashinS

0.0 Me

raOl

0.0 Washin6

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Washin8

Washin7

Meral

Mera2

Mera3

Mera4

Robles

1Robles2

RoblesS

Robles

4Robles

4RoblesS

Róblese

MeraS

Mera6

Roca

Roca2

Rocal

RocaS

Roca4

RocaS

Roca 6

ReinaS

Reina

Reina2

Reinal

Mera 7

MeraS

Mera9

Mera

lOCarrion

Carrionl

Carrion2

Merall

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

CONO

KVA

\Ji\U

KW

KVAR AMPS CUST

(feeder

pf =

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

266AA

266AA

3/OCU

3/OCU

3/OCU

3/OCU

4CU

4CU

4CU

4 CU

45

125 0

135 75

0

100 60

0 0

15 42

0 46 25

0

34 20

0 0

CAPACITOR 300

4CU

4CU

3/OCU

3/OCU

266AA

2 CUsu

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

6CU

6CU

6CU

4 CUsu

3/OCU

3/OCU

3/OCU

3/OCU

4 CU

4CU

6CU

3/OCU

150 30 60

0

150

630 0

100

100 75

0 0

150 0

250

100 0

175 0

75

200

110 25

51 10 20

0

51

214 0

34 34 25

0 0

51

0

85 34

0

59

0

25 68 37

8

4

12

0

13

7 0

10

6 0 0

KVAR (

14

3 6 0

14 61 0 10 10

7 0 0

14

0

24 10

0 17 0 7

19 11

2

2 4 0 5 3 0 4 2 0 0

244 5 1 2 0 5

23

0 4 4 3 0 0 5 0 9 4 0 6 0 3 7 4 1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

J

LOAD

PCT

0.96)

0.4

1.1

66.6

66.6

65.5

62.1 3.2

1.2

0.0

13.3

jUAU i

KW

3980 8

21

2705

2681

2644

2520 37 10

0

61

KVAR AMPS

CUST

1186

2 6

543

535

523

485 11 3 0

-105

390 1 2

280

277

274

261 4 1 0

12

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

v wjj i HijCj

rc,rv

SECT ACCUM

DROP

DROP

i^n»ix

L

LEVEL

KW

KVAR

SECTION ÑAME

97.6 227.5 365.3

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

7.2

7.2

7.3

7.3

7.4

7.4

7.4

7.4

7.4

7.4

90.4

90.4

90.3

90.3

90.2

90.2

90.2

90.2

90.2

90.2

0.0

0.0

0.4

1.6

1.8

0.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 WashinS

0.0 Washin7

0.6 Mer

al2.6 Mera2

3.0 Mera3

0.8 Me

ra4

0.0 Roblesl

0.0 Robles2

0.0 RoblesS

0.0 Robles4

ADJUSTED )

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

3.6

0.6

60.6

60.0 6.7

9.8

0.0

5.8

4.9

4.1

3.4

0.0

12.0 0.0

5.0

47.6

46.8

46.8

45.3 7.7

6.2

3.3

41.1

36

5

2394

2380 239

107 0

212

178

148

136 0

110 0 42

1869

1852

1821

1790 118 71 19

1621

10

1

694

685 68 30

0

60 51 42 39

0

31

0 12

539

533

523

513 33 20

5

465

4 1

253

252 25 11

0

22 19 16 14

0

12

0 4

198

196

193

190 13 8 2

172

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.2

0.0

0.0

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

7.4

7.4

7.6

7.6

7.6

7.7

7.6

7.6

7.6

7.7

7.7

7.7

7.7

7.7

7.7

7.7

7.7

7.8

7.8

7.9

7.9

7.9

7.9

90.2

90.2

90.0

90.0

90.0

89.9

90.0

90.0

90.0

89.9

89.9

89.9

89.9

89.9

89.9

89.9

89.9

89.8

89.8

89.7

89.7

89.7

89.7

0.0

0.0

3.3

0.8

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.5

1.1

1.0

0.4

0.0

0.0

0.0

0.5

0.0 RoblesS

0.0 Róblese

5.4 MeraS

1.3

Mera6

0.0 Roca

0.0 Roca2

0.0 Rocal

0.0 RocaS

0.0 Roca4

0.0 RocaS

0.0 Roca6

0.0 ReinaS

0.0 Reina

0.0 Reina2

0.0 Reinal

0.8 Mera7

1.8 MeraS

1.6 Mera9

0.6 Me

ralO

0.0 Carrion

0.0 Carrionl

0.0 Carrion2

0.8 Me

rall

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Mera

12

Mera

13

Veitimi

Veitimil

Veitimi2

Amazo

Amazol

Amazo2

Veitimi 3

Veitimi4

VeitimiS

Veitimi6

Reina4

ReinaS

Reina6

Meral4

Mera

15

Wilson

Wilsonl

Wilson2

Mera

16

Meral?

Pinto

Pintol

Pinto2

Pinto3

MeralS

Mariscal

Mariscall

Mariscal2

Mariscáis

Mariscal4

Mariscáis

Meral9

LGTH PHS

KM

CFG

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

CONO

3/OCU

3/OCU

2/OAA

2/OAA

2/OAA

2 CUsu

2 Cüsu

2 CUsu

2/OAA

2/OAA

2/OAA

2/OAA

6CU

6CU

6CU

3/OCU

1/OCO

4CU

4CU

4 CU

1/OCU

1/OCU

2 CU

2 CU

2CU

2AA

1/OCU

4 CU

4CU

4 CU

4CU

4 CU

4CU

1/OCU

CONN

KVA 75

0

80

300 45 150 90

175

165

1130

0

630

100

300 30

0 0

113

125 0

30

0 0

113

160 75

0

60

125 75

112 75

113

163

KW :

25

0

27 102 15 51 31 59 56

383 0

214 34

102 10 0 0

38 42 0

10 0 0

38 54 25

0

20 42 25 38 25 38 55

KVAR ;

(feec

7 0 8

29

4

14

9

17 16

109 0

61 10 29

3 0 0

11 12

0 3 0 0

11 15

7 0 6

12

7

11

7

11 16

LMPS

ier p 3 0 3 11 2 5 3 6 6

41

0

23

4

11

1 0 0 4 5 0 1 0 0 4 6 3 0 2 5 3 4 3 4 6

CUST

f =

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.96)

40.9

40.2

11.2

10.2 6.1

6.5

4.2

2.7

31.5

29.3

14.2 8.4

3.0

9.9

0.9

12.8

17.3 4.8

2.5

0.0

14.6

14.2

0.0

5.5

3.7

1.5

10.2 3.7

2.5

7.5

6.0

3.8

2.3

3.6

KW

3980

1604

1590 271

207

148

115 75 30

771

551

359

107 17 61

5

505

505 62 21

0

419

414 0

99 53 13

296 53 21

114 83 51 19 78

KVAR .

1186 459

454 77 59 42 33 21

8

219

157

102 30

5 17

1

144

144 17

6 0

119

118 0

28 15

4

84 15

6

33 24 14

5

22

AMPS

C

390

170

169 29 22 16 12

8 3

82 59 38 11

2 6 1

54 54

7 2 0

45 44

0

11

6 1

32

6 2

12

9 5 2 8

:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ;

DROP

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

iCCUM

DROP

7.9

8.0

8.0

8.0

8.0

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.2

8.2

8.2

8.2

8.2

8.0

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.1

8.2

8.1

8.2

8.2

8.2

8.2

8.2

8.2

8.2

LEVEL

97.6 2

89.7

89.6

89.6

89.6

89.6

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.4

89.4

89.4

89.4

89.4

89.6

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.5

89.4

89.5

89.4

89.4

89.4

89.4

89.4

89.4

89.4

KW

!27.5 :

0.8

0.9

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.4

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR SECTION ÑAME

565.3

1.3 Meral2

1.5 Meral3

0.1 Veitimi

0.0 Veitimil

0.0 Veitimi2

0.0 Amazo

0.0 Amazol

0.0 Amazo2

0.2 VeitimiS

0.3 Veitimi4

0.1 VeitimiS

0.0 Veitimi6

0.0 Reina4

0.0 ReinaS

0.0 Reina 6

0.2 Meral4

0.3 Meral5

0.0 Wilson

0.0 Wilsonl

0.0 Wilson2

0.1 Meral6

0.1 Meral7

0.0 Pinto

0.0 Pintol

0.0 Pinto2

0.0 PintoS

0.1 MeralS

0.0 Mariscal

0.0 Mariscall

0.0 Mariscal2

0.0 Mariscáis

0.0 Mariscal4

0.0 Mariscáis

0.0 Meral 9

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Mera20

Mera21

Carrion3

Robles

Reina7

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

CONO

KVA

KW KVAR AMPSCUST

LOAD

PCT

(feeder pf =

0.96)

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

1/OCU

1/OCO

6CU

2 CUsu

266AA

150 0

100

325

500

51

0 34 110

169

14 0 10 31 48

5 0 4 12 18

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.7

0.0

3.0

5.1

4.2

KW

3980 25 0 17 55 85

KVAR AMPS

CUST

1186 7 0 5 16 24

390 3 0 2 6 9

0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP

LEVEL

KWKVAR

SECT ION

97.6 227.5 365.3

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.0

8.2

8.2

7.8

7.4

7.0

89.4

89.4

89.8

90.2

90.6

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 Mera20

0.0 Mera21

0.0 Carrion3

0.0 Robles

0.0 Reina7

VOLTAGE DROP MÁXIMUM

PERCENT

PERCENT

SECTION ÑAME

DROP

LEVEL

Mariscáis

8.18

89.42

—

WIRE LOAD MÁXIMUM —

PERCENT


Doceoct

98.02

2 iteration(s) with convergence criteria of

0.50

LOSSES

KVA

KW

KVAR

430.31

227.49

365.26


KVA

KW

KVAR

PF

4152.5

3979.6

1185.9

0.96

- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -

KVA

KW

KVAR

430.3

227.5

365.3


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOB

Nominal Voltage =

6.30

KV Line to Line

prilOB

LOAD

LGTH PHS

CONN

SECTION ÑAME

KM CFG

CONO

KVA

KW

FEEDER TOTALS:

queseras

queserasl

queseras2

doce

doce 4

doceS

doce 9

docelO

docell

doceS

doce?

doceS

roca

rocal

roca2

roca2

roca3

plaza2

plaza3

carrion

carrionl

tamayol

tamayo2

tamayo

carrion2

plaza4

plazaS

veitimilla

plaza6

IN SECTION

KVAR AMPS C:UST

(feeder pf =

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

336AA

336AA

2/0 CU

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

6 CUsu

6 Cüsu

2 CUsu

266AA

266AA

266AA

30 0 0

750 50 0

500

300

100

185 60 300

125 60 0

15 0 0

369 25 0

246

148 49 91 30 148 62 30 0

CAPACITOR 300

266AA

4 CU

4 CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

4 CU

4 CU

6CU

4 CU

0

200 0

275 0 30 127

190 50 100 5

100 75

0 98 0

135 0 15 63 94 25 49 2 49 37

5 0 0

119 8 0 79 47 16 29

9 47 20

9 0

KVAR ( 0 32 0 44 0 5

20 30 8 16 1 16 12

1 0 0 37 2 0 25 15 5 9 3 15

6 3 0 279 0 10 0 14 0 1 6 9 2 5 0 5 4

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.98)

50.8

50.5

67.3

57.7

39.7

16.9

10.5 4.7

1.2

22.3

14.8 6.4

22.6

21.2

20.5

,OAD THRU SECTION

KW

KVAR AMPS

CUST

2533

2526

2517

2510

2319

1727 712

320

123 25 223

163 74 967

922

907

561

559

553

541

475

283

229

103 40 8

72 52 24 33 19

153

244

243

242

242

224

166 71 32 12 2 22 16 7 92 88 87

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VOLTAGE PERCENT

-

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.1

0.3

0.3

0.1

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.5

0.7

0.8

1.1

1.1

1.1

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

1.1

1.1

1.2

97.6

97.5

97.1

96.9

96.8

96.5

96.5

96.5

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.5

96.5

96.4

- LOSSES -

KW

KVAR

SECTION ÑAME

23.8 2.1

6.8

6.0

1.5

4.4

0.2

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.1

0.2

0.2

33.4

3.6 queseras

11.8 queserasl

6.7 queseras2

2.2 doce

6.2 doce4

0.2 doceS

0.0 doce9

0.0 docelO

0.0 docell

0.0 doce6

0.0 doce7

0.0 doceS

0.1 roca

0.3 rocal

0.3 roca2

ADJUSTED }

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

21.6

35.7

30.2

27.6

16.3

6.5

5.2

7.8

2.1

11.8 9.0

4.1

6.2

907

593

544

263

196 70 31 47 12

187

161 25 92

292

191

175 85 63 22 10 15 4 60 52

8

30

91 59 54 26 20 7 3 5 1

19 16 2 9

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.1

0.0

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.3

1.3

1.4

1.5

1.5

1.6

1.6

1.6

1.6

1.4

1.5

1.5

1.5

96.3

96.3

96.2

96.1

96.1

96.0

96.0

96.0

96.0

96.2

96.1

96.1

96.1

0.8

0.2

0.7

0.2

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.1 roca3

0.1 plaza2

0.3 plaza3

0.1 carrion

0.0 carrionl

0.0 tamayol

0.0 tamayo2

0.0 tamayo

0.0 carrion2

0.0 plaza4

0.0 plazas

0.0 veitimilla

0.0 plaza6

LGTH PHS

SECTION ÑAME

KM

CFG

CONO

FEEDER TOTALS:

plaza7

0.0 ABC

4CU

plaza8

0.1 ABC

4CU

plaza

0.1 ABC

4CU

plazal

0.1 ABC

6CU

roca4

0.0 ABC

266AA

rocaS

0.0 ABC

266AA

roca6

0.1 ABC

266AA

docel

0.1 ABC

2 CUsu

doce3

0.1 ABC

2 CUsu

doco2

0.1 ABC 2 CUsu

WOT T&rrr HDOD MavTMriM

— — —

VUJji Aun* UKUr MAAIMUM — — —

PERCENT

PERCENT

SECTION ÑAME

DROP

LEVEL

tamayo2

1.58

96.02

CONN

KVA

KW KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

(feeder pf = 0.98)

75 75 75 90 90

250 30 400

300

100

37 37 37 44 44

123 15

197

148 49

12 12 12 14 14 40

5

63 47 16

4 0.0

4 0.0

4 0.0

4 0.0

4 0.0

12

0.0

1 0.0

20 0.0

15

0.0

5 0.0

4.1

2.1

4.5

3.7

4.3

3.3

0.4

17.0 6.4

2.1

WIRE LOAD MÁXIMUM ~

SECTION

ÑAME

queseras2

2 iteration (s) with convergence

criteria of

KVA

KW

KVAR

2594.9

2533.5 561.0

PF

0.98

0.50

PERCENT

CAPACITY

67.28

KW

KVAR

2533 55 18 63 22

160 76

7

296 74 25 KVA

41.00

561 18

6

20

7

51 25

2 95 24

8

LOS 23

AMPS

244 6 2 6 2

16

8 1

29

7 2

Ciro

oto

KW

.83

CÜST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

KVAR

33.37

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.5

1.5

1.3

1.3

1.3

1.3

1.3

0.8

0.8

0.8

97.6

96.1

96.1

96.3

96.3

96.3

96.3

96.3

96.8

96.8

96.8

KW KVAR SECTH

23.8 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

33

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

.4 .0 plaza7

.0 plazaS

.0 plaza

.0 plazal

.0 roca4

.0 rocaS

.0 roca6

.0 docel

.0 doce3

.0 doce2

OTTM rrTxjrriT TkHiTwc» ETi?nn'n T /

c'otrc'

:

KVA

KW

:

41.0

23.8

KVAR 33.4


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOC

Nominal Voltage =


píxiu^

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

delmedio

delmediol

equinoccio

delmedio2

delmedioS

delmedio4

graneólo

grancolol

grancolo2

graneólos

grancolo4

graneólos

grancolo6

graneólos

graneólo?

tarqui

tarquil

tarquiS

montalvo

seisdici

seisdici2

borja

borjal

diez

diezl

borja4

pazmiño

seisdici4

seisdiciS

LGTH PHS

KM

CFG

COND

CONN

KVA

Li^J

fíU

XW OEjl^iXUiN

KW KVAR AMPSCUST

(feeder pf =

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

266AA

266AA

2CU

266AA

266AA

4/OAA

1/OCU

1/OCU

1/OCU

4CU

2 CUsu

2 CUsu

1/OCU

4CU

2/OCU

2/OCÜ

2/OCU

4AA

2 CUsu

1/OCU

1/0 CU

1/0 CU

4 CUsu

1/0 CU

1/0 CU

1/0 CU

4 CUsu

2 CUsu

4 CUsu

100 0 30 800 45 0

225 30 0 0

125

850 0 60 0

100 75 50

335

300 0

150

250

112 45 300

250

150 75

37 0 11

292 16 0

82 11 0 0 46

311 0

22

0 37 27 18

122

110 0 55 91 41 16 110 91 55 27

9 0 3 73

4 0 21

3 0 0 11 78

0 5 0 9 7 5

31 27 0 14 23 10

4

27 23 14 7

4 0 1 28 2 0 8 1 0 0 5

31 0 2 0 4 3 2 12 11 0 6 9 4 2 11 9 6 3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.96}

78.3

77.4 0.5

77.2

70.4

81.7

91.0

88.4

88.1

19.5

15.3

13.3

76.7 1.2

65.5

48.6

47.6

126.5

65.2

44.4

40.3

37.9 5.2

33.1

0.5

31.2

42.8

29.4

34.5

XJUALI irmu OCI'-ÍXULN

KW KVAR AMPS CUST

3377

3359

3336 5

3176

3015

3006

2826

2778

2770

357

334

155

2405 11

2371

1738

1705

1509

1429

1304

1229

1128 46

986 8

893

709

633

591

920

916

904 1

861

813

810

748

735

731 89 84 39 633 3

613

453

443

389

369

335

313

287 11

250 2

226

179

159

149

329

327

325 1

310

295

294

278

274

273 35 33 15

238 1

236

173

170

151

144

132

125

115 5

100 1 91 72 65 61

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VUJjJ.ft.ljC. rCjK

SECT ACCUM

DROP

DROP

0.2

0.1

0.0

0.3

0.0

0.7

0.1

0.1

0.4

0.0

0.0

0.0

0.6

0.0

0.1

0.1

0.3

0.7

0.6

0.3

0.1

0.2

0.0

0.1

0.0

0.2

0.4

0.1

0.1

0.2

0.3

0.3

0.5

0.6

1.3

1.3

1.4

1.8

1.8

1.9

1.9

2.4

2.4

2.5

2.6

2.9

3.5

4.2

4.4

4.5

4.8

4.8

4.9

4.9

5.1

5.5

5.5

5.6

L,C,Hi

LEVEL

97.6

97.4

97.3

97.3

97.1

97.0

96.3

96.3

96.2

95.8

95.8

95.7

95.7

95.2

95.2

95.1

95.0

94.7

94.1

93.4

93.2

93.1

92.8

92.8

92.7

92.7

92.5

92.1

92.1

92.0

KW

99.3 5.0

2.4

0.0

6.4

0.7

18.2 1.4

2.5

8.4

0.2

0.1

0.0

12.8 0.0

1.8

1.0

4.4

10.5 8.5

3.4

1.2

2.3

0.0

1.3

0.0

1.7

2.8

0.4

0.5

KVAR SECTION ÑAME

98.6 7 . 1 delmedio

3.5 delmediol

0.0 equinoccio

9.1 delmedio2

1.0 delmedioS

21.3 delmedio4

1.5 graneólo

2.7 grancolol

9.1 grancolo2

0.1 graneólos

0.0 grancolo4

0.0 graneólos

13.8 grancolo6

0.0 grancolo8

2.4 graneólo?

1.4 tarqui

5.9 tarquil

2.8 tarquiS

5 . 1 montalvo

3.7 seisdici

1.0 seisdici2

2.0 borja

0.0 borjal

1.1 diez

0.0 diezl

1.5 borja4

1.1 pazmiño

0.2 seisdici4

0.2 seisdiciS

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

sodiro

sodirol

pazmiñol saa

sodiro2

sodiroS

sodiro4

sodiro5

rios

riosl

Colombia

colornbia2

Colombia

1bor ja2

borjaS

seisdici3

seisdicil

tarqui2

tarquiS

tarqui4

tarqui5

tarqui6

tarqui7

grancolo9

grancolom

delmedio5

LGTH PHS

KM

CFG

COND

CONN

KVA

KW

KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

(feeder

pf = 0.96)

0.0 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 1/0 CU

0.0 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 4 CUsu

0.4 ABC 1/0 CU

0.2 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

ü.O ABC 2 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.2 ABC 2 CUsu

0.0 ABC

2/OCU

0.1 ABC

2/OCU

0.1 ABC

2/OCU

0.0 ABC

2/OCU

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.0 ABC

2CU

0.2 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 1/OCÜ

delmedio6

0.1 ABC

1/OCÜ

trfNT ir* A r* c* T"M3/"\

Tut A V TMTTluí

150

150

150 75 195 30 112 30 €0 100

300

150 75 75 150

200 45

150 30 15

0

45

220 45

1630 30

300

VUJjlAbCi URÜr MÁXIMUM

PERCENT

PERCENT

SECTION ÑAME

DROP

LEVEL

colombia2

5.86

91.74

55 55 55 27 71 11 41 11 22 37

110 55 27 27 55 73 16 55 11

5 0 16 80 16

596 11

110

14 14 14

7

18

3

10

3 5 9

27 14 7 7 14 18

4

14

3 1 0 4

20

4

149 3

27

T r\n r\

SECTION ÑAME

tarquiS

6 0.0

6 0.0

6 0.0

3 0.0

7 0.0

1 0.0

4 0.0

1 0.0

2 0.0

4 0.0

11

0.0

6 0.0

3 0.0

3 0.0

6 0.0

7 0.0

2 0.0

5 0.0

1 0.0

1 0.0

0 0.0

2 0.0

8 0.0

2 0.0

59 0.0

1 0.0

11

0.0

PERCENT

CAPACITY

126.45

4.9

2.4

20.9

13.7

6.4

5.4

3.0

0.6

2.6

2.1

6.4

1.8

1.2

3.7

2.4

3.2

0.7

4.7

3.1

2.8

2.7

5.4

4.5

26.5

25.8 3.8

3.5

KW

KVAR

3377 82 27 440

399

157

116 31

5

48 18

137 27 14 69 27 37

8

141

108

100 97 89 40

604

298

115 55 KVA

139.97

920 21

7

111

100 39 29

8 1

12 5

34

7 3

17

7 9 2

35 27 25 24 22 10

152 75 29 14

T i*~\ C

LUob

99.AMPS

329 8 3

45 41 16 12

3 1 5 2 14

3 1 7 3 4 1

14 11 10 10

9 4

60 30 11

5

TI*C

'ÜJÍ> — '

KW 31

CUST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

KVAR

98.64

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

5.6

5.6

5.7

5.8

5.8

5.8

5.8

5.8

5.8

5.8

5.9

5.9

5.9

5.1

5.1

4.6

4.4

2.9

2.9

2.9

2.9

2.9

3.0

2.5

2.6

1.3

1.3

97.6

92.0

92.0

91.9

91.8

91.8

91.8

91.8

91.8

91.8

91.8

91.7

91.7

91.7

92.5

92.5

93.0

93.2

94.7

94.7

94.7

94.7

94.7

94.6

95.1

95.0

96.3

96.3

KW

99.3 0.0

0.0

0.5

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.4

0.0

0.0

KVAR SECTION ÑAME

98.6

0.0 sodiro

0.0 sodirol

0.3

pazmiñol

0.2

saa

0.0 sodiro2

0.0 sodiroS

0.0 sodiro4

0.0 sodiroS

0.0 rios

0.0 riosl

0.1 Colombia

0.0 colombia2

0.0 colombial

0.0 borja2

0.0 borja3

0.0 seisdici3

0.0 seisdicil

0.0 tarqui2

0.0 tarqui3

0.0 tarqui4

0.0 tarquiS

0.0 tarqui6

0.0 tarqui7

0.1 grancolo9

0.2 grancolom

0.0 delmedioS

0.0 delmedio6

2 iteration(s) with

convergence

criteria of 0.50


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOD

Nominal Voltage =


prij-uu

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

salidad

salidadl

salidad2

doce

doce4

doceS

doce6

cce6

cce7

cce4

cce5

cce

cce2

cce3

ccel

docel

doce2

tarqui

tarqui2

tarquiS

tarqui4

tarquiS

tarquiS

tarqui7

tarqui6

doce3

salidad3

andrade

LGTH PHS

KM

CFG

LiVfíU llt OD^i J.U1N

CONN

COND

KVA

KW KVAR AMPSCUST

(feeder

pf =

0.7 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.3 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

266AA

266AA

266AA

1/0 CU

4/OCU

4/OCU

4 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

6CU

6CU

6CÜ

6CU

2/OCU

4/OCU

4/OCU

4/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

4/OCU

4 CUsu

4/OCU

4/OCU

2 CUsu

2 CUsu

75 30 325 45 30 0 0

150

112

112

150 0

75 120

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0 0

114

177

17 7 75 10 7 0 0 34 26 26 34 0 17 28 76

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0 0

33 52

6 2 25

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

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0.0

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0.0

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LOAD

PCT

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9.0

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0.0

4.9

7.6

Li*Jt\u

i r

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433

410

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344

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242

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127

120

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195

193

189

175

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6

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6 3 0 0 6 9

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

vuijiíiucí

rc»rv

SECT ACCUM

DROP

DROP

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0.0

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0.0

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0.0

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0.0

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

0.0

0.0

0.0

1.3

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1.4

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1.5

1.5

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1.6

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1.6

1.7

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1.9

1.9

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1.5

1.6

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.5

1.4

1.5

^CjlNl

LEVEL

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96.2

96.2

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96.1

96.1

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96.0

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96.0

95.9

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95.7

95.7

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96.1

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96.0

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95.9

95.9

95.9

95.9

95.9

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96.2

96.1

KW

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0.0

0.0

KVAR

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0.0

0.0

0.0

SECTION ÑAME

salidad

salidadl

salidad2

doce

doce4

doceS

doce6

cce6

cce7

cce4

cce5

cce

cce2

cce3

ccel

docel

doce2

tarqui

tarqui2

tarquiS

tarqui4

tarquiS

tarqui8

tarqui7

tarqui6

doce3

salidad3

andrade

LICENSED TO: Escuela

Politécnica

Nacional

BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER pri!2B

Nominal Voltage

= 6.30

KV Line to Line

pLLL¿D

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

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salazar4

salazarS

leonl

Ieon2

Ieon3

camino

caminol

camino2

caminoS

calvario

calvariol

calvario2

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pasajeS

pasaje!4

pasajelS

conquistador

conquistadorl

conquistador4

conquistador?

conquistador9

conquistadorA

ramal

rama 3

rama 6

rama 8

rama 9

rama 13

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KM

CFG

i

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CONO

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j^jf

iu LH

£>EJ^J. J

.UIN

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0.0 ABC

0.0 ABC

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0.1 ABC

0.0 ABC

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0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.4 ABC

0.3 ABC

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0.5 A C

0.1 A C

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0.2 A C

477AA

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4/OAA

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266AA

266AA

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2/OAA

4/OAA

2/OAA

2/OAA

2/OAA

2/OAA

2/OAA

2/OAA

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3/OAA

3/OAA

3/OAA

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4/OAA

4/OAA

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1/OCU

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

0

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD PCT

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20.0

19.8

19.7

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25.5

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13.6 7.6

7.3

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6.4

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2.7

2.5

4.7

2.0

4.4

3.8

3.5

3.1

1.4

.uu/iu

4. r

KW

2662

2662 876

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837

833

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765

755

734

700

693

690

414

367

230

225

204

199

129 98 87 84 62 52 45 39 37 15

KVAR AMPS CUST

595

595

283

281

273

270

267

246

245

241

234

222

220

219

131

116 73 71 65 63 41 31 27 27 20 16 14 12 12 5

256

256 87 86 83 83 83 76 76 75 73 70 69 69 41 37 23 23 20 20 13 10 9 8 6 8 7 6 6 2

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VUJjiAbt rtK

SECT ACCUM

DROP

DROP

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0.0

0.0

0.1

0.3

0.1

0.1

0.1

0.2

0.3

0.1

0.1

0.1

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.1

0.1

0.0

0.1

0.0

0.3

0.3

0.3

0.4

0.7

0.8

0.9

0.9

1.1

1.3

1.4

1.4

1.6

1.7

1.8

1.8

1.8

1.9

1.9

1.9

1.9

1.9

2.0

2.0

2.2

2.3

2.3

2.4

2.5

CtlNi

LEVEL

97.6

97.3

97.3

97.3

97.2

96.9

96.8

96.7

96.7

96.5

96.3

96.2

96.2

96.0

95.9

95.8

95.8

95.8

95.7

95.7

95.7

95.7

95.7

95.6

95.6

95.4

95.3

95.3

95.2

95.1

— IjUS

KW

31.6 5.2

0.1

0.1

0.6

1.8

0.5

0.6

0.4

1.0

1.8

0.3

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0.1

0.1

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

£>&£>

-

KVAR

47.0

12.4 0.2

0.2

0.9

2.6

0.7

0.4

0.3

1.1

1.4

0.3

0.3

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0.1

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

SECTION ÑAME

salcoruña

salazar4

salazarS

leonl

Ieon2

Ieon3

camino

caminol

camino2

caminoS

calvario

calvariol

calvario2

pasaje

pasajeS

pasaje!4

pasaje!5

conquistador

conquistadorl

conquistador4

conquistador?

conquistador9

conquistadorA

ramal

rama 3

rama 6

rama 8

rama 9

rama 13

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

rama 14

rama 16

rama 15

rama 10

ramal?

rama

11

rama

12

rama7

rama 4

rama 5

rama 2

conquistador 11

conquistador!2

conquistador

13

conquistadorS

conquistadorS

conquistadorS

conquistador2

conquistadorS

pasajel6

pasaje4

pasajes

pasaje?

pasajeS

pasajelO

pasajell

pasaje!3

pasaje!2

pasaje9

pasajes

pasajel

plaza

plazal

plaza2

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KM

CFG

CONN

COND

KVA

KW KVAR AMPS

CUST

LOAD

PCT

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0.1 A C

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0.2 A C

0.4 A C

0.4 A C

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0.2 ABC

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0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.4 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.4 A C

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

1/OAA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

1/OAA

6CU

2AA

6CU

3/OAA

3/OAA

6CU

4 CU

4AA

4AA

2AA

4AA

6CU

6CU

6CU

6CU

6CÜ

6CU

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250 0 15 0 60 15 10 15 0 15 60 45

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27

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

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0.0

0.0

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0.0

0.0

0.0

0.0

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

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0.3

0.6

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1.8

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5.8

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4.3

4.0

9.9

1.9

2.6

2.1

1.1

0.6

0.3

0.4

3.8

3.4

3.0

1.3

KW KVAR AMPS CUST

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128

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8

595 4 2 1 6 <-i ¿ 2 1 1 2 1 2 6 3 1 1 7 2 13 2 2 40 39 24 11

9 8 3 1 1 1 14 12 8 2

256 2 1 0 3 1 1 0 0 1 0 1 2 1 0 0 2 1 4 1 1 13 12 8 3 3 3 1 0 0 0 5 4 3 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

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0.0

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0.0

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0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

2.5

2.5

2.5

2.5

2.5

2.5

2.5

2.3

2.2

2.2

2.0

2.0

2.1

2.1

1.9

1.9

1.9

1.9

1.9

1.8

1.8

1.8

1.8

1.9

1.9

1.9

1.9

1.9

1.9

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

97.6

95.1

95.1

95.1

95.1

95.1

95.1

95.1

95.3

95.4

95.4

95.6

95.6

95.5

95.5

95.7

95.7

95.7

95.7

95.7

95.8

95.8

95.8

95.8

95.7

95.7

95.7

95.7

95.7

95.7

95.8

95.8

95.8

95.8

95.8

KW

31.6

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION ÑAME

47.0

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0.0 rama 16

0.0 ramalS

0.0 rama 10

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0.0 ramall

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0.0 conquistadorS

0.0 conquistadorS

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0.0 pasaje4

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0.0 pasajes

0.0 pasajelO

0.0 pasajell

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0.0 pasaje9

0.0 pasaje6

0.0 pasajel

0.0 plaza

0.0 plazal

0.0 plaza2

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

pasaje2

compte

compte2

compte 4

compte 5

compte 6

cruce

crucel

entrada

entradal

entrada2

compte 3

compte 1

camino4

Ieon4

leonS

stubel

leonS

león

salazar

salazarl

salazarl

Isabela

salazar2

salazarS

doceoctu

gangotena

gangotenal

doceoctul

doceoctu2

doceoctu3

doceoctu4

doceoctu6

muros

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

CONO

KVA

KWKVAR AMPS CUST

(feeder pf =

0.0 A C

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.3 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 A C

0.1 A C

0.1 ABC

0.3 ABC

0.0 ABC

ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

4CÜ

2/OAA

2AA

2AA

6CU

6CU

6CU

6CÜ

6CU

6CU

6CU

6CU

2AA

1/OCU

266AA

266AA

6CU

6CU

4/OAA

477AA

477AA

15

0 0 75 15 45 0 85 5 25 10 500 50 45 113 0 60 10 60 0

75

5 0 0 25 5 15 0

29

2 8 3

170 17 15 38 0 20 3 20

0

25

CAPACITOR 300

4 CUsu

477AA

477AA

4/OAA

1/0 CU

1/0 CU

4/OAA

4/OAA

4/OAA

4/OAA

4/OAA

1/0 CU

100 25

0 0

75 50 75

0

75

0

125 75

34 8 0 0 25 17 25 0

25

0 42 25

2 0 0 8 2 5 0 9 1 3 1

54 5 5 12 0 6 1 6 0 8

KVAR (

11 3 0 0 8 5 8 0 8 0 13 8

1 0 0 3 1 2 0 3 0 1 0 17 2 2 4 0 3 1 2 0 3 282 3 1 0 0 3 2 3 0 3 0 4 3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.98}

0.4

10.2

14.4 4.9

5.2

4.8

3.5

3.5

1.1

1.0

0.3

14.2

0.9

0.5

1.5

0.6

2.5

0.4

0.6

26.3

26.3

KW

2662 3

275

258 76 60 50 42 28 13 8 2 85 8 8 43 24 10 2 10

1685

1669

KVAR AMPS

CUST

595 1 87 81 24 19 16 13 9 4 2 1 27 3 2 14 7 3 1 3

269

397

256 0 28 26

8 6 5 4 3 1 1 0 8 1 1 4 2 2 0 1

161

162

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.0

1.8

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.8

1.8

1.8

1.8

1.8

1.7

1.6

1.3

0.8

0.8

0.8

0.8

0.3

0.6

0.6

97.6

95.8

96.0

95.9

95.9

95.9

95.9

95.8

95.8

95.8

95.8

95.8

95.9

96.0

96.3

96.8

96.8

96.8

96.8

97.3

97.0

97.0

KW

31.6

0.0

0.1

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

3.8

0.1

KVAR

SECTION ÑAME

47.0

0.0 pasaje2

0 . 1 compte

0 . 1 compte2

0.0 compte 4

0.0 compte5

0.0 compte 6

0.0 cruce

0.0 crucel

0.0 entrada

0.0 entradal

0.0 entrada2

0.0 compte3

0.0 comptel

0.0 camino4

0.0 Ieon4

0.0 leonS

0.0 stubel

0.0 Ieon6

0.0 león

9.0 salazar

0.3

salazarl

ADJUSTED )

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.9

26.4

26.3

44.5

1.4

0.5

43.3

42.6

36.3

35.6

31.8

33.1

17

1618

1613

1612 30 8

1554

1541

1298

1285

1127

1014

5

522

520

517 9 3

497

492

414

409

359

322

2

161

160

160 3 1

155

153

129

128

112

101

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.1

0.2

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.1

0.1

0.1

0.6

0.6

0.7

0.9

0.9

0.9

1.0

1.1

1.1

1.2

1.3

1.4

97.0

97.0

96.9

96.7

96.7

96.7

96.6

96.5

96.5

96.4

96.3

96.2

0.0

0.5

1.1

2.2

0.0

0.0

1.1

1.5

0.2

0.9

0.7

0.6

0.0 Isabela

1.1 salazar2

2.7

salazar3

2 . 6 doceoctu

0.0 gangotena

0.0 gangotenal

1.3

doceoctul

1.8

doceoctu2

0.2 doceoctuS

1.0 doceoctu4

0.9 doceoctu6

0.6 muros

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

murosl

guerrerol

guerrero

ignaciol

ignacio4

ignacioS

ignacíoS

ignacio2

leonlarrea

quito

quitol

orellanal

orellanaS

orellana2

doceoctuS

orellana

gangotena2

coruña

toledol

toledo2

toledo

isabelal

miravalle

miravalle2

miravallel

WIT.T&CF

ñor

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

COND

KVA

KW KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

(feeder pf =

0.98)

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.2 ABC

ID MaYTMTB

1/0 CU

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2/0 CU

1/0 CU

1/0 CU

2 CUsu

2 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

4CU

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 CUsu

2 Cüsu

2 CUsu

2 CUsu

4 CUsu

4 CUsu

j¡

75 60 90 75 90

150

100

100

600

800

800

112 45 75

300

100

150

172 90

112 50 100

112 75 75

25 20 31 25 31 51 34 34

203

271

271 38 15 25 102 34 51 58 31 38 17 34 38 25 25

WTOI? 1

8 6

10

8 10 16 11 11 64 86 86 12

5 8

32 11 16 18 10 12

5

11 12

8 8

•osn

A

3 0.0

2 0.0

3 0.0

3 0.0

3 0.0

5 0.0

3 0.0

3 0.0

20

0.0

27

0.0

27

0.0

4

0.0

2 0.0

3 0.0

10

0.0

3 0.0

5 0.0

6 0.0

3 0.0

4

0.0

2 0.0

3 0.0

4

0.0

3 0.0

3 0.0

/raYTMHM _-

32.2 9.8

8.9

7.6

4.5

2.8

1.5

1.5

20.8

17.6 8.8

3.4

0.7

1.4

7.5

1.9

9.9

7.7

3.0

1.6

0.7

1.5

3.8

1.4

1.4

KW

2662

988

216

190

162 66 25 17 17

645

407

136 60

8

13 85 17

203

149 53 19

8

17 70 13 13

KVAR AMPS CUST

595

314 68 60 51 21

8 5 5

204

129 43 19

2 4

27

5

64 47 17

6 3 5

22

4 4

... TPiCOI

256 99 22 19 16

7 3 2 2

65 41 14

6 1 1 8 2

20 15

5 2 1 2 7 1 1

re

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.6

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.8

1.8

1.3

1.3

1.3

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

0.3

0.3

0.3

97.6

96.0

96.0

95.9

95.9

95.9

95.9

95.9

95.9

95.9

95.8

95.8

96.3

96.3

96.3

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

97.3

97.3

97.3

KW

31.6 2.2

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.7

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR SECTION ÑAME

47.0 1 . 9 murosl

0.0 guerrerol

0.0 guerrero

0.0 ignaciol

0.0 ignacio4

0.0 ignacioS

0.0 ignacioS

0.0 ignacio2

0.7 leonlarrea

0.1 quito

0.0 quitol

0.0 orellanal

0.0 orellanaS

0.0 orellana2

0.0 doceoctuS

0.0 orellana

0.1

gangotena2

0.0 coruña

0.0 toledol

0.0 toledo2

0.0 toledo

0.0 isabelal

0.0 miravalle

0.0 miravalle2

0.0 miravallel

PERCENT

PERCENT

SECTION ÑAME

DROP

LEVEL

ramal6

2.49

95.11

PERCENT


doceoctu

44.48

KVA

KW

KVAR

56.63

31.55

47.03

2 iteration(s) with convergence criteria of 0.50


RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES


•

KVA

KW

KVAR

PF :

2728.0

2662.3

595.2

0.98 :

KW

KVAR

RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -

KVA

KW

KVAR

56.6

31.6

47.0


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER pri!2D

Nominal Voltage =

6.30

KV Line to

Line

prn/u

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Viscaya

cordero

corderol

cordero2

corderos

cordero4

corderos

cordero6

cordero?

corderos

cordero9

corderolO

corderoll

cordero!2

corderolS

cordero!4

toledo

toledol

SECTION ÑAME

cordero!4

LGTH

PHS

KM

CFG

CONN

COND

KVA

L,\Ji\U

KW

11N St^iHJlN

KVAR AMPS CUST

i

LOAD PCT

(feeder pf = 0.97)

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 A C

0.0 A C

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

2/0 CU

1/OAA

1/OAA

50 60 0

300

250

200

250 60 75 150

100 90 75 980

113

300 33 67

ROP MÁXIMUM

PERCENT

DROP

0.81

PERCENT

LEVEL

96.79

14 17 0 83 69 56 69 17 21 42 28 25 21

272 31 83

9

19

WIRE

3 4 0 21 17 14 17 4 5 10 7 6 5 68 8

21

2 5

1 0.0

2 0.0

0 0.0

8 0.0

7 0.0

5 0.0

7 0.0

2 0.0

2 0.0

4 0.0

3 0.0

2 0.0

2 0.0

27 0.0

3 0.0

8 0.0

1 0.0

3 0.0

20.3

20.0

19.6

19.0

17.0

15.4

14.1

12.5

12.2

11.7

10.7

10.1 9.5

9.0

2.7

2.3

1.8

1.2

LOAD MÁXIMUM --

SECTION ÑAME

Viscaya

PERCENT

CAPACITY

20.31

jUrtu

int\

ocj

KW

KVAR

880

873

857

848

778

701

638

575

532

513

482

447

421

398

251 99 42 23

9

KVA

7.75

226

224

219

215

198

178

161

145

134

129

121

112

106

100 63 25 10 6 2

LOSS 4.

V, 1 J. UIN

AMPS 85 85 83 82 76 68 62 56 52 50 47 44 41 39 24 10 4 3 1

C1 C

KW 45

CUST

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

KVAR

6.34

VUlil/UjH fCiP.

SECT ACCUM

DROP

DROP

0.1

0.2

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.3

0.3

0.4

0.5

0.6

0.6

0.6

0.6

0.7

0.7

0.7

0.8

0.8

0.8

0.8

0.3

0.3

k/tw i

LEVEL

97.6

97.5

97.3

97.3

97.2

97.1

97.0

97.0

97.0

97.0

96.9

96.9

96.9

96.8

96.8

96.8

96.8

97.3

97.3

KW 4.5

0.7

1.2

0.2

0.4

0.8

0.2

0.2

0.1

0.1

0.2

0.1

0.1

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION ÑAME

6.3

1.0 Viscaya

1.7 cordero

0.3 corderol

0.5 cordero2

1.2 corderos

0.3 cordero4

0.3 corderos

0.1 cordero6

0.1 cordero?

0.3 corderos

0.1 cordero9

0.1 corderolO

0.2 corderoll

0.0 cordero!2

0.0 corderolS

0.0 cordero!4

0.0 toledo

0.0 toledol

2 iteration(s)

with

convergence criteria of

0.50

RUN CUMULATIVE

FEEDER LOAD

KVA

KW

KVAR

PF

908.6

880.1

225.8

0.97

- RUN

CUMULATIVE

FEEDER LOSSES

-

KVA

KW

KVAR

7.7

4.5

6.3

ANEXO 4DATOS Y CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PROPORCIONADOS POR

ECUATRAN DE LOS TRANSFORMADORES PRIMARIOS.

ESCt IFLA POLITÉCNICA NACIONAL "~~ FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

C Y M E L E C T R O

DATOS TÉCNICOS

1

r ! ' • . > " • i '

ITFM'

¡

f |

¿ :.\

4 !

5 ;8 i7 !

í >1

i

í

9 í10

11 !12 '

13 '

u í15 !

u17 '

18 :

!9 '

¿o ;21

:>2 ;-'3 •

24

75

26 1

27 ,i

REF. :

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ¡ CAPACIDAD ( hVA )

1000

Normas de Fabricación ANSIC57-12Marca ; ECUATRAN SA

Tipo de Transformador • EXTERIOR

Frecuencia en Hertz i 60Capacidad Nominal en KVA OA , 1000

Número de Fases 3

Grupo de Conexión j DD 0

I ensión Nominal de Aislamiento en KV ;

Primario • 25Secundario 15Tensión nominal Primaria Deriv Ppal ( V ) 22860

Número de Derivaciones 5

Derivaciones - 4 r 2.5 %

Operación del Cambiador de Derivacioner MANUAL EXTERIORMENTE

Tensión Nominal Secundaria ( V • 6300

Tipo de Aceite Refrigerante MINERAL

Tipo de Enfriamiento OA

Altitud de Operación msnm 3000

Nivel Básico de .Aislamiento (BIL) 150/95

Numero de Pasatapas Primario ' Secundario ! 3 •' 3

Sobretevacióri iviedia de Temperatura en tesi

Devanados Sobre la Temperatura Ambiente ( C) > 60

Tipo de Núcleo APILADO

Pérdidas en Vacio al 100% de Voltaje Nominal ( W ) 2100

P*rdid,is en Ins Bobinados í»l 100"- He Carga ( W ) 125001

Pérdidas Totales (W) 1 14600

Toleranciast

Pérdidas Totales Pt Declaradas * 1/10Pérdidas Con Carga Pe * 1,7

Pérdidas Sin Carga Po + 1 / 7

Impedancia de Cortocircuito. JrMax 5

Ice 25 In \\JTiempo Ice (Seg) ) 2 \%

' <• '< '"" • 1 ' ".: • • • • ' ! i •>• • " • ' . T. ..'.i, t.,-i i j • , ! . , - . • .1 MM! nr ,,v v -'•!' n -,.I"T' ••<•'. Atnhala . tritallar<••"••'<•: • Quilo - Ecuador

'.; ;T»j"r. . Guayaquil - Ecuador

_»

C

-a

i

D5

:

ANEXO 5CAPAtlDAbES bE LOS TRANSFORMADORES PRIMARIOS


TRANSFORMADOR PRIMARIO DE IA EMBAJADA

SECCIÓN

Doceoct2DoceDocelDoce2Reina?WashinSlWashin4MeraOIWashinóWashiñ7~Washin8Total

POTENCIAINSTALADA

250750400100500113456003012545

295*

DEMANDAkW85

369197491693815

204104215

1193

kVAR24119631648114583124

4151

kVA88.3

387.7206.851.5175.739.615.5

212.110.443.715.5

1,246.9

TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA GUTIÉRREZ

SECCIÓN

Plaza2CamónCarrion2TamayoTamayolTamayo2PlazaRoblesRoca4Roca5Roca6Plaza4Plaza5VeitimillaPlaza6Plaza7PlazaSTotal

POTENCIAINSTALADA

200275 1

5019030127759090

250301005

10075

[ 7575

1837

kW98 11352594 ~l

1563

3744441231549249373737

904

DEMAND,kVAR

32448305

20121414405161

16121212

293

\A

103.1142.026.298.715.866.138.946.246.2129.315.851.52.2

51.538.938.938.9

950.3

TRANSFORMADOR PRIMARIO EDIF. MARIANITAS

SECCIÓN

Doce9DoceóDoce7Doce8DocelODocellrocaTotal

POTENCIAINSTALADA

50018560

300300100125

1570

kW24691301481484962

774

DEMANDAkVAR

7929947471620

247

\A

258.495.531.3155.3

, 155.31 51.5

65.1812.5

TRANSFORMADOR PRIMARIO FRENTEAL HOSPITAL MILITAR

SECCIÓN

DelmedioEquinoccioDelmedio2Delmedio3DelmedioSDelmedioóGraneóloGraneólo 1PoliPolilPoli2PolBQueserasTotal

POTENCIAINSTALADA

1003080045

I 303002253050

30050010030

2540

kW3711

2921611110821117102

I Í693415

907

DEMAND/kVAR

937343272135

2948105

240

\.kVA38.111.4

301.016.511.4113.3

r 84.611.417.7

u 106.0175.735.415.8

938.4

TRANSFORMADOR PRIMARIO HOSPITAL MILITARENLAAv. GRAN COLOMBIA

SECCIÓN

Grancolo4Grancolo5Salidadsalidadlsalidad2Salidad3AndradeGrancoloSTotal

POTENCIAINSTALADA

125850753032514522560

1835

kW4631159

[ 2425611417722

1009

DEMANDAkVAR

11781777533525

278

{kVA47.3320.661.425.0266.8118.7184.522.6

1,046.8

TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA MA TERNIDAD

SECCIÓN

GrancolomCongresoSaaSodiro2Sodiro3RjosRioslSodiro4Sodiro5

Total

POTENCIAINSTALADA

1630100075195306010011230

3232

kW59637027711122374111

1186

DEMANDAkVAR

14990718359103

294

^ kVA614.3380.827.973.211.422.638.142.211.4

1,221.9

TRANSFORMADOR PRIMARIO DEL ARBOLITO

SECCIÓN

Tarqui2Tarqui3Tarqui4TarquióJarqui 7TarquiSMontalvoSeisdiciSeisdici 1Seisdici2SeisdiciSBorjaBorja 1DiezDiezlBorja4Borja2Borja3PazmiñoTotal

POTENCIAINSTALADA

15030154522050

3353004523020015025011245300

i 75I 150

2502952

kW55115 J

16 j8018

12211016827355914116110

1— 2?' 55

911074

DEMANDAkVAR

14314

205

31274

21181423104

2771423

270

kVA56.811.45.116.582.518.7

125.9113.316.584.675.256.893.942.216.5

113.327.956.893.9

1,107.4

TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA CCE

SECCIÓN

TarquilDoce4DoceDocelCC1CC2CC3CC4CC5CC6CC7TARquiTARqui2TARqui3TARqui4Total

POTENCIAINSTALADA

7530452533075120112

L 15°

150112601575100

1474

kW27243520260599488

,_ 1181188847125979

1128

DEMANDAkVAR

77106761728263434261431723

328

kVA27.925.036.420.9270.961.498.191.8122.8122.891.849.012.461.482.3

1,174.7

ANEXO 6RESULTADOS DE LA MODELACIÓN DIGITAL DE LOS DOS NUEVOS

PRIMARIOS PROPUESTOS 32 AN Y 32 EN.


PROJECT: TESIS DE GRADO 11/10/98 10:23:55


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRIM32A

Nominal Voltage =


PRIM32A

LOAD IN SECTION

LOAD THRU SECTION

VOLTAGE PERCEHT

-- LOSSES -

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

INICIO

INICI01

INICI02

INICI04

ANAGOYTIA

CONSTRUIR

QM1

ANGOSTINA

QM2

ORTIZ2

ORTIZ1

PERRIER1

PERRIER1

PERRIER2

IBERIAS

PERRIER

ORTIZ

IBERIA1

IBERIA

HIDALGO

HI DALGO 1

HIDALG02

HIDALGOS

OLEAS2

SAENZ

VERDE

VERDE

SAENZ 1

OLEAS

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

COND

KVA

KBKVAR AMPS CUST

(feeder

pf =

0.1 ABC

0.3 A C

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.3 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

336AA

2AA

2/OCU

2/OCU

2AA

2/OCU

2AA

4 CU

2AA

2/OCU

2/OCU

1/OCU

0 15 0 0 45 0 00 45

250 0 85

0 11 0 0 33 00 0 33 184 0 62

CAPACITOR 300

1/OAA

336AA

1/OAA

2/OCU

4 CU

4 CU

4 CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

0 38 75 0 75 75 0 0 75 0 113 0 45

0 28 55 0 55 55 0 0 55 0 830 33

CAPACITOR 300

6CU

6CU

45 033 0

0 5 0 0 16 0 0 0 16 91 0 31KVAR ( 0 14 27 027 27 0 0 27 0 41 0 16

KVAR ( 16 0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

1 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

1 0.0

5 0.0

0 0.0

2 0.0

LOAD

PCT

1.00)

15.6 0.3

20.7 7.9

15.9 7.7

15.4 0.0

0.5

3.2

2.2

2.2

KV2883

2883 6

2872

1100

1083

1066

10660 17 347

255 59

KVAR AMPS CUST

16 16310 -23

-31

-40

-40 0 3

-112

-158

-113

75 75 0 75 29 28 28 28 00 9 8 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

97.6

0.0

97.6

0.0

97.6

0.0

97.6

0.0

97,6

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1 97.5

0.1

97.5

KW 3.3

0.3

0.0

0.8

0.1

0.2

0.2

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION

4.4

0.7 INICIO

0.0 INICI01

1.1 INICI02

0.1 INICI04

0.1 ANAGOYTIA

0.3 CONSTRUIR

0.1 QM1

0.0 ANGOSTINA

0.0 QM2

0.0 ORTIZ2

0.0 ORTIZ1

0.0 PERRIER1

285 ADJUSTED )

0 0.0

1 0.0

2 0.0

0 0.0

2 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

2 0.0

0 0.0

2 0.0

0 0.0

1 0.0

0.3

0.2

0.7

0.9

0.9

0.9

8.6

11.1 8.3

7.4

5.6

5.6

5.9

28 14 28 110 28 28 594

510

345

317

108 66 17

14 7 14 55 14 14 10 -31

-114

-127

-231

-252

-134

1 0 1 3 1 115 13 9 9 7 7 4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

-0.0

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.1

97.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 PERRIER2

0.0 IBERIA3

0.0 PERRIER

0.0 ORTIZ

0.0 IBERIA1

0.0 IBERIA

0.0 HIDALGO

0.0 HIDALG01

0.0 HIDALG02

0.0 HIDALGOS

0.0 OLEAS2

0.0 SAENZ

0.0 VERDE

285 ADJUSTED )

1 0.0

0 0.0

0.8

2.0

17 858 42

0 20 0

0.0

0.0

0.1

97.5

0.1

97.5

0.0

0.0

0.0 SAENZ 1

0.0 OLEAS

GODIN

OLEAS1

HI DALG04

CAJIASl

CAJIAS2

CAJIAS

ALVAREZ

INICI03

SIERRA

TOBAR1

DANILO

TOBAR

TOBAR2

GRADAS 2

GRADAS 3

SIERRA1

SIERRA2

VERDE1

SIERRAS

SIERRA4

CORTEZ

SIERRAS

GRADAS1

RIO

CONJUNTO

PRIM32A

SECTION ÑAME

KAME

?EEDER TOTALS: CL1

DAVILA

VALLADOLID

UNION32C

unionl

union2

coruña

guevaral

0.1 A C

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.3 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.2 A C

0.2 A C

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 A C

LGTH PHS

KM

CFG

6CU

6CU

6CU

1/OCU

1/OCU

4 CU

4CU

2/OCU

2/OCU

6CU

6CU

6CU

6CU

4AA

2AA

2/OCU

2/OCU

6CU

2/OCU

2/OCU

6CU

2/OCU

2/OCU

4AA

2AA

COND

15 100

113

113 0 75 113 90 0 0

113 45 100 15 25 0 0 75 0 0 45 75 0 50 165

CONN

KVA

11 74 83 83 0 55 83 66 00 83 33 74 11 18 00 55 0 0 33 55 0 37 121

LOAD K9

5 37 41 41 0 27 41 33 0 0 41 16 37 5 9 0 0 27 0 0 16 27 0 18 60IN

SI

KVAR

0 0.0

2 0.0

2 0.0

2 0.0

0 0.0

2 0.0

2 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

2 0.0

1 0.0

2 0.0

0 0.0

1 0.0

0 0.0

0 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

1 0.0

2 0.0

0 0.0

1 0.0

5 0.0

?r*T T r>

M

AMPS CUST

(feeder

pf =

0.2 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.5 ABC

0.1 ABC

0.5 ABC

0.0 ABC

266AA

336AA

336AA

336AA

477AA

477AA

477AA

477AA

0 0100 0 0 0 0 0

0 0 20 0 0 0 15 0

0 0 6 0 0 0 4 0

0 0.0

0 0.0

1 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0 0.0

0.4

1.8

2.0

0.8

0.0

0.9

1.3

4.7

4.2

2.8

2.0

0.8

2.5

1.1

0.4

2.4

2.4

1.3

2.0

1.0

0.8

0.7

0.3

0.9

2.9

LOAD

PCT

1.00)

7.5

6.5

6.4

6.3

5.0

5.0

3.2

3.2

6 37 42 42 0 28 42 554

521

116 42 17 66 24 9

301

301 28 246

125 17 64 37 18 61

LOAD

KW

2883

1184

1163

1143

1138

1138

1137 622

615

3 18 21 21 0 14 21 275

259 58 21 8 33 12 5

150

150 14 122 62 8 32 18 9 30

0 1 1 1 0 1 1 16 15 3 1 0 2 1 0 9 9 1 7 4 0 2 1 1 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0THRU SECTION

KVAR 16

-260

-266

-271

-274

-274

-274

-412

-414

AMPS 75 31 31 31 30 30 30 19 19

CUST

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

c.l

0.1

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.6

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

VOLTAGE PERCENT

SECT

DROP

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0

-0.0

ACCUM

DROP 0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

LEV EL

97.6

97.6

97.6

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 GODIH

0.0 OLEAS1

0.0 HIDALGO4

0.0 CAJIASl

0.0 CAJIAS2

0.0 CAJIAS

0.0 ALVAREZ

0.0 INICIOS

0.1 SIERRA

0.0 TOBAR1

0.0 DANILO

O.C TOBAR

0.0 TOBAR2

0.0 GRADAS2

0.0 GRADAS 3

0.0 SIERRA1

0.0 SIERRA2

0.0 VERDE1

0.0 SIERRAS

0.0 SIERRA4

0.0 CORTEZ

0.0 SIERRAS

0.0 GRADAS1

0.0 RIO

0.0 CONJUNTO

-- LOSSES -

KW 3.3

0.1

0.0

0.1

0.1

0.2

0.0

0.1

0.0

KVAR SECTION

4.4

0.2 CL1

0.1 DAVILA

0.2 VALLADOLID

0.1 UNION32C

0.5 unionl

0.1 union2

0.2 coruña

0.0 guevaral

Mallorca

Mallorcal

Perrierl

Perrier2

Asturias

Perrier

Barce

barcelonal

barcelona

barcelona

lugo

lugol

valladolid

valladolidl

valladolid2

valladolid3

toledo

toledol

toledo2

toledoS

toledoOS

toledo6

toledo4

toledoS

Iugo2

Iugo3

Iugo4

unionS

CORUÑA

madridl

madrid

madrid2

madridS

madrid4

UNION12B

Conquistadorl2

Conquistadorll

Ramal

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.5 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.6 ABC

0.2 ABC

0.3 ABC

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

100 0 0 50 100 38 05

100

CAPACITOR 600

3/OAA

3/OAA

6CU

2AA

6CU

6CU

6CU

1/OAA

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

2AA

2AA

2AA

2/OCU

477AA

6CU

6CU

6CU

6CU

6CU

2AA

2AA

2AA

1/OCU

0100 0 45 75 75 100

240 45 0 160 10 60 0 45 45 75 0 10 50 100

200

113 45 0 25 0 0

20 00 10 207 0 2 47

6 0 0 3 6 2 0 1 12KVAR (

0 47 0 21 35 35 47 113 21 0 76528021 21 35 0 324 47 95 53 21 0 8 0 0

0 12 0 5 9 9 12 285 0 19 1 7 0 5 5 9 0 1 6 12 24 13 5 0 3 0 0

1 0 0 0 1 0 0 0 1 571 0 1 0 1 1 1 1 3 1 0 2 0 1 0 1 1 1 0 0 1 1 3 1 1 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.3

0.8

0.7

0.2

0.4

0.2

15.3

15.3

15.2

47 37 30 5 10 4558

557

532

14 11 9 1 3 1-431

-431

-152

1 1 1 0 0 0 18 18 14

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.2

0.1

0.0 Mallorca

0.0 Mallorcal

0.0 Perrierl

0.0 Per ríe r2

0.0 Asturias

0.0 Perrier

0.0 Barce

0.1 barcelonal

0.0 barcelona

ADJUSTED )

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

4.4

8.5

0.3

8.1

7.3

6.5

2.8

2.9

2.4

1.8

0.1

0.6

0.0

1.2

0.8

0.5

3.8

2.2

1.6

1.1

6.4

4.3

3.1

1.8

1.7

1.6

0.6

0485

383 11 344

308

267

187

119

109 43 2 14 0 67 46 18 507

506 59 24 239

165

128

117

108

104 69

0121 96 3 86 77 67 47 30 27 11 1 4 0 17 12 4

135

135 15 6 68 49 40 37 34 33 22

0 13 10 0 9 3 7 5 3 3 1 0 0 0 2 1 0 14 14 2 1 6 4 3 3 3 3 2

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

-0.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 lugo

0.0 lugol

0.0 valladolid

0.0 valladolil

0.0 valladoli2

0.0 valladoliS

0.0 toledo

0.0 toledol

0.0 toledo2

0.0 toledoS

0.0 toledoOS

0.0 toledo6

0.0 toledo4

0.0 toledoS

0.0 Iugo2

0.0 Iugo3

0.0 Iugo4

0.0 union3

0. 1 CORUÑA

0.0 mad

ridl

0.0 madrid

0.0 madrid2

0.0 madrid3

0.0 madrid4

0.0 UNION12B

0.0 Conquidol2

0.0 Conquidoll

0.0 Ramal

Rama 13

Ramal6

Ramal?

Ramaia

Rama 19

Ramall3

Ramall4

Ramall6

RamallS

RamallO

Ramall?

Ramalll

Ramall2

Rama 14

Rama 15

Rama 12

Conquistado rA

ConquistadorA

PRIM32A

SECTION ÑAME

ÑAME

FEEDER TOTALS:

Conquistador9

Conquistador?

ConquistadorS

Conquistadora

Conquistador 13

guipozoaS

guipozoa2

Sevilla

Vizcaya

guipozoal

DAVILA1

CL4

CL2

CL3

0.4 A C

0.5 A C

0.2 A C

0.1 A C

0.7 A C

0.2 A C

0.1 A C

0.9 A C

0.1 A C

0.2 A C

0.3 A C

0.0 A C

0.5 A C

0.4 A C

0.4 A C

0.5 ABC

0.4 ABC

LGTH PHS

KM

CFG

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

1/OAA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

2AA

1/OAA

2AA

CONO

4/OAA

4/OAA

2AA

2AA

2AA

1/OAA

6CU

6CU

6CU

6CU

1/OAA

2AA

2AA

2AA

0 0 10 15 0 10 0 0 30 0 38 10 10 10 10 30 15

CONN

KVA 0 063 25 15 125 0 25 150 10 15 45 30 30

0 0 3 5 0 3 0 10 10 0 13 3 3 3 3105

LOAD K»

0 0 21 8 5 59 0 12 71 5 6 9 6 6

0

00

01

02

00

01

00

03

03

00

04

11

01

01

01

03

02

0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.3

1.2

0.1

1.1

1.0

0.5

0.5

0.2

0.2

0.4

0.3

0.2

0.1

0.2

0.1

0.1

0.5

IN SECTION

KVAR AMPS

(feeder

0

00

07

13

02

015

20

03

018

21

02

03

02

02

0

CUST

pf = 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD PCT

1.00)

0.2

0.2

0.3

0.1

0.1

1.7

2.0

1.8

1.6

0.1

0.1

0.1

0.2

0.1

59 52 2 46 43 22 20 5 5 20 65 2 5 2 5 32

LOAD KB

2883 30 21 11 4 3

117 87 77 352 3 4 9 3

19 16 1 15 14 7 6 2 2 6 2 2 1 2 1 2 10

2 2 0 2 2 1 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

THRU SECTION

KVAR 169 7 3 1 129 22 19 9 1 1 1 3 1

AMPS 751 1 0 0 0 3 2 2 1 0 0 0 0 0

CUST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.1

0.1

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.1

0.1

0.1

0.1

97.5

97.5

97.5

97.5

97.4

97.4

97.4

97.4

97.4

97.4

97.4

97.4

97.4

97.5

97.5

97.5

97.5

VOLTAGE PERCENT

SECT

DROP

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

ACCUM

DROP

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

LEV EL

97.6

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.6

97.6

97.6

97.6

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 Ramal3

0.0 R

ama 16

0.0 Ramal?

0.0 Ramaia

0.0 Ramal9

0.0 RamallS

0.0 Ramall4

0.0 Ramall6

0.0 RamallS

0.0 RamallO

0.0 Ramall?

0.0 Ramalll

0.0 Ramall2

0.0 Ramal4

0.0 RamalS

0.0 Ramal2

0.0

— LOSSES -

K» 3.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION

4.4

0.0 Conquidor9

0.0 Conquidor?

0.0 ConquidorS

0.0 Conquidor3

0.0 Conquiorl3

0.0 guipozoaS

0.0 guipozoa2

0.0 sevilla

0.0 vizcaya

0.0 guipozoal

0.0 DAVILAl

0.0 CL4

0.0 CL2

0.0 CL3

VOLTAGE DROP MÁXIMUM

PERCENT

PERCBNT

SECTION ÑAME

DROP

LEVEL

Ramall6

0.16

91.44

-- WIRE LOAD MÁXIMUM --

LOSSES

PERCENT

SEC

TIO

N

ÑA

ME

CA

PAC

ITY

K

VA

KW

INIC

I02

20

.70

5.

50

3.34

i te

cat

ión

(s)

wit

h co

nvet

rgen

ce cri

teri

a

of

0.50

KVAR

4.37


KVA

KS

KVAR

PF

2883.0

2883.0

16.3

1.00

- RUN

CUMULATIVE FEEDER LOSSES -

KVA

K»

KVAR

5.5

3.3

4.4


BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32Erecon

Nominal Voltage =


32Erecon

LOAD

LGTH PHS

CONN

SECTION ÑAME

KM CFG COND

KVA

KW

FEEDER TOTALS:

sali

salil

Ladrón

Ladrónl

Ladrón2

Ladrón3

Ladrón6

Ladrón7

LadrónS

DOceoct

DOceoctl

DOceoctl

D0ceoct2

D0ceoct3

WAshin

WAshinl

WAshin2

PLaza

WAshinS

REinaS

REina7

WAshinSl

WAshin4

WAshinS

MEra

Ol

MEra

lWAshin6

WAshinS

IN SECTION

KVAR AMPS C:UST

(feeder pf =

0.1 ABC

0.0 ABC

0.5 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.5 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

336AA

336AA

336AA

336AA

336AA

336AA

266AA

266AA

266AA

0.1 ABC 2/0 CU

0.0 ABC

TRANSFORMER

THE NOMINAL

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

266AA

0 0 5 15 45 0 60 0 0 0 0

0 0 2 5 15 0 20 0 0 0 0

1.5MVA22.8

VOLTAGE IS

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

6CU

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

266AA

3/OCU

3/OCU

266AA

266AA

1000

0 0

250 0 50 0 0

500

113 45 0

602 0 30 45

NOW

454 0 0 85 0 17 0 0

169 38 15 0

204 0 10 15

0 0 1 1 4 0 6 0 0 0 0

AT 6.300

143 0 0 24 0 5 0 0 48 11 4 0 58 0 3 4

0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0

LOAD

KVLL

45 0 0 8 0 2 0 0 17 4 1 0

20

0 1 1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

END

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

T A7\ T

LUA1J 1

LOAD

PCT

KW

0.96) 10179

57.2 10179

57.2 10173

57.2 10171

57.2 10142

57.2 10130

50.7

9012

19.7

3058

19.6

3048

19.6

3047

22.9

3047

9.8

1479

101.8

1461

34.6

1234

14.5

613

14.5

613

14.1

553

12.0

511

1.4

9

11.6

494

0.0

0

4.0

85

7.7

305

6.8

279

6.4

271

4.8

102

0.0

0

1.6

62

0.4

8

HRU SECTION

KVAR AMPS CUST

3018

3018

3007

3004

2955

2948

2485

824

820

819

818

531

445

373

175

175

158

146 3

140 0 24 86 79 77 29 0 17 2

275

275

275

275

275

274

243 83 82 82 82 41 41

123 61 61 55 51

1

49 0 8 30 28 27 10 0 6 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

VOLTAGE PERCENT

SECT ACCUM

DROP

DROP LEVEL

0.1

0.0

0.3

0.0

0.1

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

16.5 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

-0.0 0.0

0.0

0.1

0.1

0.4

0.5

0.6

0.8

0.8

0.9

0.9

0.9

0.9

17.4

1.3

1.4

1.4

1.4

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.6

1.6

1.6

1.6

1.6

97.6

97.5

97.5

97.2

97.1

97.0

96.8

96.8

96.7

96.7

96.7

96.7

96.3

96.3

96.2

96.2

96.2

96.1

96.1

96.1

96.1

96.1

96.1

96.1

96.0

96.0

96.0

96.0

96.0

— LOSSES -

KW KVAR

SECTION ÑAME

207.5

5.8

1.8

25.2

2.7

5.6

16.8 0.4

0.9

0.2

0.5

0.0

17.6 0.2

0.1

0.2

0.2

0.1

0.0

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

673.7

10.9 sali

3.3 salil

47.7 Ladrón

5.1

Ladrónl

10.6 Ladrón2

31.8 Ladrón3

0.5 Ladrón6

1.4

Ladrón7

0.4 LadrónS

0.6 DOceoct

0.0 DOceoctl

86.4 0.3 D0ceoct2

0.2

DOceoct 3

0.3 WAshin

0.2 WAshinl

0.1 WAshin2

0.0 PLaza

0.4 WAshinS

0.0 REinaS

0.0 REina7

0.0 WAshinSl

0.0 WAshin4

0.0 WAshinS

0.0 MEraOl

0.0 MEral

0.0 WAshin6

0.0

WAshinS

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Grancolo9

Grancolom

TPmaternidad

TPmaternidad

GrancolomA

GrancolomB

Sodiro2

Sodiro3

Ríos

Riosl

Sodiro4

SodiroS

Saa

Congreso

DOCe3

Tarqui

TParbolito2

TParbolito2

TARQUI2

TarquiS

Tarqui4

Tarqui5

Tarqui6

Tarqui7

TarquiS

MOntalvo

Seisdici

Seisdici2

Borja

Diez

Borja4

LGTH PHS

KM CFG CONO

0.0 ABC

2CU

0.0 ABC

2CU

0.0 ABC

2CU

TRANSFORMER 1.5MVA22.8

THE NOMINAL VOLTAGE IS

0.2 ABC

2CU

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0.0 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 2/0 CU

0.1 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 1/0 CU

0.1 ABC

4/OCU


0.0 ABC 2/OCU

0.0 ABC 2/OCU

TRANSFORMER 1.5MVA22.8


0.0 ABC 2/OCU

0.1 ABC

2/OCU

0.1 ABC 2/OCU

0.0 ABC

2/OCU

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.1 ABC

2AA

0.2 ABC 2 CUsu

0.2 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 1/0 CU

0.2 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 1/0 CU

0.2 ABC 1/0 CU

ONN

KVA

KWKVAR AMPS CÜST

(feeder

pf =

45 0 0.2

2.3

IE is

630 0

195 30 60 100

112 30 75 0

750

IE IS

100 0

i22.8

ÍE IS

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220 50 335

300

230

150

112

300

16 0 0

NOW

596 0 71 11 22 37 41 11 27 0

593

NOW 37

0

NOW 55 11 6 0 16 80 18

122

110 84 55 41

110

4 0 0

AT 6.300

149 0 18 3 5 9 10 3 7 0

173

0 0 0

LOAD

KVLL

58 0 7 1 2 4 4 1 3 0 59

0.0

0.0

0.0

END

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

LOAD

PCT

0.96)

17.3

17.1

17.1

97.6

60.5

9.4

6.1

3.3

2.5

2.0

2.8

0.6

0.9

19.0

12.3

KW

10179

1438

1430

1430

1413

1115 220

158

117 48 19 32

6 14

593

296

KVAR AMPS

CUST

3018

461

459

459

380

306 55 39 29 12 5 8 2 4

173 86

275 39 39 39 39 110 22 15 11 5 2 3 1 1

59 29

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROPLEVEL

KW

97.6 207.5

0.0

0.0

0.0

16.2

0.4

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

1.1

1.1

1.1

17.3

1.6

1.6

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.7

1.6

1.7

1.7

96.5

96.5

96.5

96.4

96.0

96.0

96.0

95.9

95.9

95.9

95.9

95.9

96.0

95.9

95.9

0.0

0.0

0.0

16.1 4.3

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.4

0.0

KVy

673 0 0 0

79

3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

22.860 KVLL

9 0

AT 6.300

14 3 1 0 4

20 5 31 27 21 14 10 27

1 0

LOAD

KVLL 5 1 1 0 2 8 2 12 11 8 5 4

11

0.0

0.0

END

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

18.8 9.9

89.2

4.5

3.0

2.7

2.6

5.2

4.3

61.0

47.0

31.1

27.3

22.7

18.5

16.9

2515

1350

1337 140

107 99 96 88 40

1160

1086

966

851

708

569

477

525

126 62 35 27 25 '24 22 10 17 -2 -34

-64

-99

-135

-158

67 35 35 14 10 10

9 9 4

109

102 91 81 68 55 48

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

15.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.4

0.2

0.0

0.1

0.0

0.1

1.1

1.1

16.2

-0.0

-0.0

-0.0

-0.0 0.0

0.0

0.3

0.7

0.8

0.9

1.0

1.0

1.1

96.5

96.5

97.6

97.6

97.6

97.6

97.6

97.6

97.6

97.3

96.9

96.8

96.7

96.6

96.6

96.5

0.2

0.0

13.1 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

3.4

4.3

1.6

0.4

0.8

0.4

0.5

0 0 64 0 0 0 0 0 0 1 2 1 0 0 0 0

SECTION ÑAME

0.0 Grancolo9

0.0 Grancolom

0.0 TPmaternidad

3.1 GrancolomA

0.1 GrancolomB

0.0 Sodiro2

0.0 Sodiro3

0.0 RÍOS

0.0 Riosl

0.0 Sodiro4

0.0 SodíroS

0.0 Saa

0.4 Congreso

0.1 DOCe3

0.2 Tarqui

0.0 TParbolito2

0.0 TARQUI2

0.0 Tarqui3

0.0 Tarqui4

0.0 TarquiS

0.0 Tarqui6

0.0 Tarqui7

1.4 TarquiS

2.6 MOntalvo

1.5 Seisdici

0.4 Seisdici2

0.7 Borja

0.3 Diez

0.4 Borja4

LGTH PHS

CONN

SECTION ÑAME

KM

CFG

CONO

KVA

KW

FEEDER TOTALS:

WAshin?

0.0 ABC

266AA

125

42

TAmayo

0.0 ABC

266AA

50

17

DOcel

0.1 ABC 2 CUsu 400 197

D0ce3

0.1 ABC 2 CUsu 300 148

D0ce2

0.1 ABC 2 CUsu 100

49

THE NOMINAL VOLTAGE IS NOW

D0ce4

0.2 ABC

266AA

50

25

TPmarianitas

0.0 ABC 266AA

0

0

TPmarianitas TRANSFORMER 1MVA-22 . 8/6.3


D0ce5

0.0 ABC 266AA

0

0

D0ce9

0.0 ABC

266AA 500 246

DOcelO

0.1 ABC

266AA

300 148

DOcell

0.1 ABC

266AA

100

49

D0ce6

0.0 ABC 6 CUsu 185

91

DOce7

0.0 ABC 6 CUsu

60

30

DOceS

0.0 ABC 2 CUsu 300 148

ROca

0.0 ABC

266AA

125

62


ROcal

0.0 ABC

266AA

60

30

R0ca2

0.0 ABC 266AA

0

0

KVAR AMPS CUST

(feeder

pf =

12 5

63 47 16

22.860

8 0

4 0.0

2 0.0

20

0.0

15

0.0

5 0.0

KVLL

1 0.0

0 0.0

AT

LOAD

END

6.300 0

79 47 16 29

9

47 20

22.860

9 0

R0ca2

ABC CAPACITOR 300

KVAR (

R0ca3

0.1 ABC 266AA

0

0

TPgutierrez

0.0 ABC 266AA

0

0

TPgutierrez TRANSFORMER 1MVA-22 . 8/6.3


PLAza2

0.0 ABC

4CU

200

98

PLAza3

0.1 ABC

4CU

0

0

Carrión

0.1 ABC

6CU

275

135

Carriónl

0.1 ABC

6CU

0

0

TAMayol

0.1 ABC

6CU

30

15TAMayo2

0.1 ABC

6CU

127

63

TAMayo

0.1 ABC

6CU

190

94

Carrión2

0.1 ABC

6CU

50

25

0 0

KVLL 0 0.0

24

0.0

15 0.0

5 0.0

9 0.0

3 0.0

15

0.0

6 0.0

KVLL

1 0.0

0 0.0

LOAD

PCT

KW

0.96) 10179

1.0

0.4

17.1

6.4

2.1

9.9

5.2

81.3

16.8

10.5

4.7

1.2

22.3

14.7

6.4

1.5

4.7

4.5

21

9

296 74 25

1555

782

774

712

320

123 25

224

163 74 31

745

730

KVAR AMPS

CUST

3018

6 3

95 24

8

283

284

247

227

103 40

8

71 52 24 10

-10

126

275 2 1

30

7 2

41 22 22 71 32 12

2

22 16

7 3

19 19

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP DROP

LEVEL

KW

97.6 207.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

16.0 0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.6

1.4

1.4

1.4

1.4

0.9

0.9

16.9 0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.9

0.9

0.7

0.9

0.9

96.0

96.2

96.2

96.2

96.2

96.7

96.7

96.9

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.7

96.7

96.9

96.7

96.7

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.3

0.0

7.4

0.2

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION ÑAME

673.7

0.0 WAshin7

0.0 TAmayo

0.0 DOcel

0.0 D0ce3

0.0 D0ce2

0.4 D0ce4

0.0 TPmarianitas

36.3 0.2 DOceS

0.0 D0ce9

0.0 DOcelO

0.0 DOcell

0.0 D0ce6

0.0 D0ce7

0.0 DOceS

0.0 ROca

0.0 ROcal

0.0 R0ca2

280 ADJUSTED )

0 0.0

0 0.0

AT

LOAD END

6.300

32 0

44

0 5

20 30

8

KVLL

10

0.0

0 0.0

13

0.0

0 0.0

1 0.0

6 0.0

9 0.0

2 0.0

4.8

4.8

76.1

35.5

30.1

27.5

16.3 6.5

5.2

7.8

2.1

730

730

724

594

545

265

197 71 32 47 13

266

266

234

192

176 85 63 23 10 15

4

20 20 20 59 54 26 20

7 3 5 1

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

15.8 0.0

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.9

0.9

16.8 0.7

0.8

0.8

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

96.7

96.7

97.0

96.9

96.8

96.8

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

0.0

0.0

6.5

0.2

0.7

0.2

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1 R0ca3

0.0 TPgutierrez

31. i

0.1 PLAza2

0.3 PLAza3

0.1 Carrión

0.0 Carriónl

0.0 TAMayol

0.0 TAMayo2

0.0 TAMayo

0.0 Carrión2

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

PLAza4

PLAzaS

VEitimilla

PLAza6

PLAza7

PLAzaS

PLAza

PLAzal

Ladrón4

LadrónS

TPfrenteHM

TPfrenteHM

ConexiPoli

POLi

POLil

POLÍ2

POLÍ3

DelmedioS

Delmedio4

Graneólo

Grancolol

Delmedío5

Delmedio6

Delmedio2

EQuinoccio

Delmediol

Delmedio

SalidadA

Grancolo6

Graneólos

Graneólo?

LGTH PHS

CONN

KM

CFG CONO

KVA

KWKVAR AMPS CUST

(feeder

pf =

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

THE NOMINAL

0.0 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

TRANSFORMER

THE NOMINAL

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC 4

0.1 ABC 4

0.0 ABC 4

0.0 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

THE NOMINAL

0.3 ABC

0.2 ABC

0.0 ABC

0.0 ABC

4CÜ

4CU

6CU

4 CU

4CU

4 CU

4CÜ

6CU

100 5

100 75 75 75 75 90

VOLT AGE IS

336AA

336AA

336AA

0 0 0

1MVA-22.8/6

VOLT AGE IS

4CO

4 CU

CUsu

CUsu

CUsu

266AA

4/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

266AA

2 CU

266AA

266AA

0

50

300

500

100 75

0

225 30 30

300

800 30

0

100

VOLT AGE IS

266AA

1/OCU

4CU

2/OCU

0 0

60

0

49 3 49 37 37 37 37 44

NOW 0 0 0

.3 NOW 0 17

102

169 34 31

0

82 11 11

110

292 11

0

37

NOW 0 0

22

0

16

1

16 12 12 12 12 14

22.860

0 0 0

5 0.0

0 0.0

5 0.0

4 0.0

4 0.0

4 0.0

4 0.0

4 0.0

KVLL

0 0.0

0 0.0

0 0.0

AT LOAD END

6.300 0 5

29 48 10

9 0

21

3 3

27 73

3 0 9

22.860

0 0 5 0

KVLL 0 0.0

2 0.0

10

0.0

17

0.0

3 0.0

3 0.0

0 0.0

8 0.0

1 0.0

1 0.0

11

0.0

29 0.0

1 0.0

0 0.0

4 0.0

KVLL

0 0.0

0 0.0

1 0.0

0 0.0

LOAD

PCT

KW

0.96}

10179

11.7 9.0

4.1

6.1

4.1

2.0

4.5

3.6

33.4

33.4 5.2

93.9

17.7

17.7

16.7

11.1 1.9

5.7

4.4

2.9

0.3

3.8

3.5

7.9

0.5

0.9

0.9

32.2

34.8 0.3

29.8

187

161 25 93 56 19 63 22

5927

5926

918

908

323

314

254

119 17

230

214 52

6

116 55

194 6

37 19

5008

4004 11

3979

KVAR AMPS CUST

3018 61 52

8

30 18

6

20

7

1626

1625

289

240 92 90 73 34

5 59 54 14

2

29 14 49

2 9 5

1336

1002 3

994

275 19 16

2 9 6 2 6 2

160

160 25 25 32 31 25 12 2

22 21

5 1

11

5 19

1 4 2

135

108 0

107

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROPLEVEL

KW

KVAR SECTION ÑAME

97.6 207.5 673.7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

16.1

0.1

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.1

0.0

0.0

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.6

0.6

0.8

0.8

0.8

17.0

0.9

0.9

1.0

1.0

1.0

0.8

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

1.0

1.0

1.0

1.0

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

96.8

97.0

97.0

96.8

96.8

96.8

96.8

96.7

96.7

96.6

96.6

96.6

96.8

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.6

96.6

96.6

96.6

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.6

0.4

0.0

9.9

0.2

0.1

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

4.6

2.6

0.0

0.4

0.0 PLAza4

0.0 PLAzaS

0.0 VEitimilla

0.0 PLAza 6

0.0 PLAza7

0.0 PLAza8

0.0 PLAza

0.0 PLAzal

1.2

Ladrón4

0.8

LadrónS

0.0 TPfrenteHM

48.5

0.1 ConexiPoli

0.1 POLi

0.1 POLil

0.0 POLi 2

0.0 POLÍ3

0.0 DelmedioS

0 . 1 Delmedio4

0.0 Graneólo

0.0 Grancolol

0.0 DelmedioS

0.0 Delmedio6

0.0 Delmedio2

0.0 EQuinoccio

0.0 Delmediol

0.0 Delmedio

7.1

SalidadA

3.0 Grancolo6

0.0 Graneólos

0.5 Graneólo?

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

Borja2

Pazmíño

Seisdici4

SeisdiciS

Sodiro

Sodirol

Sodirol

Pazmiñol

BorjaS

Diezl

Borjal

SeisdiciS

Seisdicil

TParbolitol

TParbolitol

LGTH PHS

CONN

KM

CFG

COND

KVA

KW

KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

KW

(feeder pf = 0.96) 10179

0.1 ABC 2 CUsu

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 4 CUsu

0.0 ABC 2 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

75

250

150 75 150

150

ABC CAPACITOR 300

0.1 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 1/0 CU

0.1 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 2 CUsu

0.2 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 2/0 CU

150

150 45

250

200 45

0

TRANSFORMER 1.25MVA-22.

THE NOMINAL VOLT AGE IS

Tarquil

DOCe2

DOCel

DOCe

DOCe 4

DOCeS

CCE

CCE2

CCE3

CCE1

DOCe 6

CCE6

CCE7

CCE4

CCE5

TARqui

TARqui 2

TARqui 3

0.2 ABC

2/OCU

0.1 ABC

4/OCU

0.0 ABC

2/OCU

0.0 ABC 1/0 CU

0.0 ABC

4/OCU

0.0 ABC 4/OCU

0.2 ABC

6CU

0.1 ABC

6CU

0.1 ABC

6CU

0.1 ABC

6CU

0.0 ABC 4 CUsu

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.2 ABC 4 CUsu

0.1 ABC 4 CUsu

0.3 ABC

4/OCU

0.0 ABC

4/OCU

0.1 ABC

1/OCU

75

0

25 45 30

0 0

75 120

330 0

150

112

112

150 60 15 75

27 91 55 27 55 55

7

23 14

7 14 14

KVAR (

55 55 16 91 73 16

0

8/6

NOW 27

0

20 35 24

0 0

59 94

260 0

118 88 88

118 47 12 59

14 14

4

23 18

4 0

AT

6.300 7 0 6

10

7 0 0

17 28 76

0

34 26 26 34 14

3

17

3 0.0

9 0.0

5 0.0

3 0.0

5 0.0

5 0.0

18.8

20.6

13.6

15.8

11.3

11.2

408

293

220

179 83 28

KVAR AMPS

CUST

3018

-175

-205

-223

-234

-258

-133

275 42 34 30 28 26 13

0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP

0.1

0.1

0.0

0.0

-0.0

-0.0

1.1

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

LEVEL

97.6

96.5

96.4

96.4

96.4

96.4

96.4

KWKVAR SECTION ÑAME

207.5 673.7

0.4

0.6

0.1

0.1

0.0

0.0

0.2 Borja2

0.2 Pazmiño

0.0 Seisdici4

0.0 SeisdiciS

0.0 Sodiro

0.0 Sodirol

279 ADJUSTED )

5 0.0

5 0.0

2 0.0

9 0.0

7 0.0

2 0.0

0 0.0

LOAD END

KVLL 3 0.0

0 0.0

2 0.0

3 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

6 0.0

9 0.0

26 0.0

0 0.0

12

0.0

9 0.0

9 0.0

12

0.0

5 0.0

1 0.0

6 0.0

2.3

2.3

0.5

4.9

3.1

0.7

8.8

94.4

31.2

18.8

25.0

1.1

17.6

17.1

34.3

12.7

7.8

21.6

22.8

11.4

4.9

11.4

6.5

4.1

3.1

4.4

28 28

8

46 37

8

1146

1133

1119

907

896 18

839

827

414

124 47

130

412

147 44

162 59

174

144

109

7 7 2 12

9 2

394

333

329

266

262 5

246

242

121 37 14 38

120 43 13 47 17 50 42 32

3 3 1 4 4 1

32 32

111 90 89

2

83 82 41 12

5

13 41 15

4

16

6

17 14 11

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

16.2

0.2

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.3

0.0

0.0

0.0

0.0

0.1

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

1.2

1.1

1.0

1.0

0.9

0.8

1.1

17.3

1.4

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.8

1.9

1.9

1.9

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

1.4

1.4

1.5

96.4

96.5

96.6

96.6

96.7

96.8

96.5

96.4 '

96.2

96.1

96. r

96.1

96.1

96.1

95.8

95.7

95.7

95.7

96.0

95.9

95.9

95.9

95.9

96.2

96.2

96.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

ó'.o

f OÜO

13.6

1-.9

0.3

0.3

G.O

0.1

0.1

1.3

0.0

0.0

0.1

0.2

0.1

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 Pazmiñol

0.0 BorjaS

0.0 Diezl

0.0 Borjal

0.0 SeisdiciS

0.0 Seisdicil

0.0 TParbolitol

61.8 2.5 Tarquil

0.6 DOCe2

0.4 DOCel

0.0 DOCe

0.2 DOCe4

0.3 DOCeS

0.4 CCE

0.0 CCE2

0.0 CCE3

0.0 CCE1

0.1 DOCe6

0.0 CCE6

0.0 CCE7

0.0 CCE4

0.0 CCE5

0 . 1 TARqui

0.0 TARqui2

0.0 TARqui3

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS:

TARqui4

TPhospital

TPhospital

LGTH PHS

CONN

KM

CFG

CONO

KVA

KWKVAR AMPS CUST

(feeder

pf =

0.0 ABC

1/OCU

0.0 ABC

266AA

100 0

TRANSFORMER 1MVA-22.8/6


SalidadB

Salidadl

Salidad2

Andrade

Salidad3

Grancolo3

Grancolo4

Graneólos

TPconcentración

TPconcentración

0.1 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.2 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 2 CUsu

0.1 ABC

4CU

0.0 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 2 CUsu

0.0 ABC 2/0 CU

75 30

325

225

145 0

125

850 0

TRANSFORMER 1.25MVA-22.


LIbertador2

Llbertadorl

Libertador

Bomplan

Marín

SeniorOl

Senior02

Solano02

Solano03

Solano04

Yepez

Yepezl

SolanoOS

Solano06

SolanoO?

Barba

Barb

aOl

Yagua

Yagu

aOl

0.1 ABC

2CU

0.1 ABC

2CU

0.1 ABC

2CU

0.3 ABC

266AA

0.1 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.1 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.1 ABC

266AA

0.1 ABC

4CU

0.0 ABC

4CU

0.1 ABC 266AA

0.2 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.1 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

0.0 ABC

266AA

630

75 130 75

0

143 0

90 45

0 0 90 0 0 60 45

0

50

0

79

0

.3 NOW 59 24

256

177

114 0

46

311 0

8/6

NOW

448 53 92 14

0

27

0

17

8 0 0 17 0 0

11

8 0 9 0

23

0

AT

6.300

17 7

75 52 33

0 6

78

0

AT

6.300

201 24 41

3 0 5 0 3 2 0 0 3 0 0 2 2 0 2 0

8 0.0

0 0.0

LOAD

END

KVLL 6 0.0

2 0.0

25

0.0

18

0.0

11

0.0

0 0.0

4 0.0

31

0.0

0 0.0

LOAD

END

KVLL

47

0.0

6 0.0

10

0.0

1 0.0

0 0.0

3 0.0

0 0.0

2 0.0

1 0.0

0 0.0

0 0.0

2 0.0

0 0.0

0 0.0

1 0.0

1 0.0

0 0.0

1 0.0

0 0.0

LOAD

PCT

0.96)

2.5

6.5

102.4

14.9

13.5

12.9

7.6

4.9

19.4

15.2

13.3

8.6

92.8

47.8

27.6

25.3

9.8

9.0

8.7

8.1

7.6

7.2

7.0

0.9

0.9

6.7

0.3

0.3

6.4

6.2

4.6

4.4

KW

10179 40

1000 988

601

559

419 89 57

357

334

156

1105

1092 868

616

543

416

389

362

348

321

308

304 17

9

287 11

6

272

268

193

189

KVAR AMPS

CUST

3018 12

327

269

176

164

123 26 17 84 81 39

450

391

290

177

144 88 82 77 74 67 65 64

3 2

61

2 1

58 56 40 39

275 4

27 27 60 55 42

9 6

35 33 15 31 31 87 61 53 40 38 35 34 31 30 30

2 1

28

1 1

26 26 19 18

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP

LEVEL

KW

97.6 207.5

0.0

0.0

16.3

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

16.4

0.2

0.1

0.1

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.5

1.0

17.3 1.3

1.3

1.3

1.4

1.3

1.3

1.3

1.3

0.6

17.0 1.0

1.1

1.2

1.2

1.3

1.3

1.3

1.3

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

96.1

96.6

96.4

96.3

96.3

96.3

96.2

96.3

96.3

96.3

96.3

97.0

96.7

96.6

96.5

96.4

96.4

96.3

96.3

96.3

96.3

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

0.0

0.0

11.9

0.3

0.1

0.1

0.0

0.0

0.2

0.1

0.0

0.0

13.1

1.2

0.4

0.3

0.3

0.1

0.0

0.1

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.1

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

KVAR

SECTION ÑAME

673.7

0.0 TARqui4

0.0 TPhospital

58.1

0.5 SalidadB

0.1 Salidadl

0.1 Salidad2

0.0 Andrade

0.0 Salidad3

0.1

Grancolo3

0.0 Grancolo4

0.0 Graneólos

0.0 TPconcentración

59.2 0.9 LIbertador2

0.3 Llbertadorl

0.2 Libertador

0.4 Bomplan

0.1 Marín

0.1 SeniorOl

0.2 Senior02

0.0 Solano02

0.0 SolanoOS

0.1 Solano04

0.0 Yepez

0.0 Yepezl

0.1 SolanoOS

0.0 Solano06

0.0 Solano07

0.0 Barba

0.0 Bar

baOl

0.0 Ya

gua

0.0

Yagu

aOl

SECTION ÑAME

FEEDER TOTALS: EEQ

EEQ02

FJR

FJR01

FJR02

FJR03

EEQ04

Itchim

Castro

EEQ03

Cousin

Pasaje02

Cousinl

Cousin2

Simón

Simón 01

Yagua02

YaguaOS

Yagua4

YaguaS

Yagua6

Yagua?

Moncayo

Moncayol

Yagua8

Pasaje2

Solano

SolanoOl

Sénior

Equinoccio QMS

QM4

QM3

Pasaje

LGTH PHS

KM

CFG

CONN

CONO

KVA

KW KVAR AMPS CUST

LOAD

PCT

KW

(feeder

pf = 0.96) 10179

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

0.1 ABC

0.2 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.1 ABC

0.0 ABC

266AA

266AA

266AA

4 CU

4CU

4 CU

266AA

266AA

6CU

4CU

4 CU

6CU

2AA

2AA

6CU

6CU

4CU

4CU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

1/OCU

266AA

266AA

4 CU

266AA

1/OCU

1/OCU

266AA

6CU

1/OCU

1/OCU

6CU

1/OCU

205 0 0

113 50 50

0 90 130 45

0

45 75

0 10 45 30 125

120 75 30

0

75 25 45 45 15 45 75

100 0 0

30 75

39

0 0

21

9 9 0 17 24

8 0 8

14

0 2 8 6

24 23 14

6 0

14

5 8 8 3 8

14 19

0 0

21 53

8 0 0 4 2 2 0 3 5 2 0 2 3 0 0 2 1 5 5 3 1 0 3 1 2 2 1 2 3 4 0 0

10 24

4 0 0 2 1 1 0 2 2 1 0 1 1 0 0 1 1 2 2 1 1 0 1 0 1 1 0 1 1 2 0 0 2 6

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

2.9

2.0

1.9

2.1

1.0

0.5

0.9

0.4

1.9

0.4

1.7

0.7

1.3

0.5

0.8

0.7

1.6

1.3

2.2

1.5

1.0

0.9

0.4

0.1

0.4

0.2

0.4

0.3

0.3

1.5

2.5

0.7

1.8

1.8

108 88 80 29 14

5

41

9 12 4

32

4 17 10

9 4

27 12 59 40 30 27 12

3 4 4

10 4 7

10 74 21 11 27

KVAR AMPS

CUST

3018 22 18 16

6 3 1 8 2 3 1 7 1 4 2 2 1 6 3

13

9 7 6 3 1 1 1 3 1 2 2

34 10

5

12

275 10

9 8 3 1 0 4 1 1 0 3 0 2 1 1 0 3 1 6 4 3 3 1 0 0 0 1 0 1 1 8 2 1 3

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SECT ACCUM

DROP

DROP

LEVEL

KWKVAR

SECTION ÑAME

97.6 207.5 673.7

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

1.4

1.4

1.4

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

1.4

1.4

1.4

1.5

1.5

1.5

1.5

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.3

1.3

1.3

1.3

1.3

1.2

1.2

1.2

1.2

96.2

96.2

96.2

96.1

96.1

96.1

96.1

96.1

96.1

96.2

96.2

96.2

96.1

96.1

96.1

96.1

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.2

96.3

96.3

96.3

96.3

96.3

96.4

96.4

96.4

96.4

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0

0.0 EEQ

0.0 EEQ02

0.0 FJR

0.0 FJR01

0.0 FJR02

0.0 FJR03

0.0 EEQ04

0.0 Itchim

0.0 Castro

0.0 EEQ03

0.0 Cousin

0.0 Pasaje02

0.0 Cousinl

0.0 Cousin2

0.0 Simón

0.0 SimónOl

0.0 Yagua02

0.0 Yagua03

0.0 Yagua4

0.0 YaguaS

0.0 Yagua6

0.0 Yagua7

0.0 Moncayo

0.0 Moncayol

0.0 YaguaS

0.0 Pasaje2

0.0 Solano

0.0 SolanoOl

0.0 Sénior

0.0 Equinoccio

0.0 QMS

0.0 QM4

0.0 QM3

0.0 Pasaje

DEMANDA Y PERDIDAS POR MICROAREAS DE LA NUEVA ÁREA DECOBERTURA


CU

AD

RIC

UL

A :

Bl

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

secc

ión

CA

STR

O

Lon

gitu

dkm 01

8

tipo

deco

nduc

tor

6CU

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

130

130

can

kW 24 24

(a e

n la

sec

ción

kVA

R

5 5

Am

peri

o»

2

Siat

ema

ante

rior

Car

ea a

trav

és d

e la

tecc

ión

% d

e D

ama

2

kW 12

kVA

R

2

Am

peri

os

1

Caí

das

de v

oto

Secc

ión

0

acum

ulad

o

0.3

eni

vel

97.7

Pér

dida

skW 0 0

kVA

R

0 0

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

0.5

kW 12

kVA

R

3

Am

perio

s

0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

0.6

nive

l

97

Pér

dida

skW 0 0

kVA

R

0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

B2

Car

acte

ríst

icas

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bre

dese

cció

n

sodi

ro2

sodi

roS

sodi

ro4

ríos

rios

l

Lon

gitu

dkm 0 0.

1

0.1

0.1 0

tipo

deco

nduc

tor

1/0

CU

2CU

su

4CU

su

2CU

su

4CU

su

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

195

30 112

60 100

497

can

kW 71 11 41 22 37 182

?a e

n la

sec

ción

kVA

R

18 3 10 5 9 4S

Am

peri

os

7 1 4 2 4

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

6.4

5.4 3 2.6

2.1

kW 157

116

31 48 18

kVA

R

39 29 8 12 5

Am

perio

s

16 12 3 5 2

Caí

das

de v

olta

Sec

ción

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

5.8

5.8

5.8

5.8

5.8

eni

vel

92.2

92.2

92.2

92,2

92.2

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0

WA

R

0 0 0 0 0 0

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

6.1

3.3

2.8

2.5 2

kW 158

117

32 48 19

kVA

R

39 29 8 12 5

Am

perio

s

15 11 3 5 2

Caí

das

de v

olta

jeSec

ción

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

1.6

1.7

1.7

1.7

1.7

nive

l

96 95.9

95.9

95.9

95.9

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

B3

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

seis

dici

diez

l

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4

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seis

dici

4

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dici

5

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ro

sodi

rol

pazm

iñol

saa

borj

a2

borja

S

seis

dici

l

Gra

ncol

om]

Tot

al

Lon

gitu

dkm 0,

2 0 0,2

0,2

0,1 0 0 0,1

0,1

0,1

0,1 0 0,2

0,1

tipo

deco

nduc

tor

1/O

CU

1/0

CU

1/O

CU

4CU

su

2CU

su

4CU

su

2CU

su

2CU

su

2CU

su

1/O

CU

2CU

su

2CU

su

2CU

su

2CU

su

Pote

ncia

inst

alad

a

300

45 300

250

150

75 150

150

150

75 75 150

45 1915

carg

a en

la s

ecci

ónkW 11

0

16 110

91 55 27 55 55 55 27 27 55 16 699

kVA

R

27 4 27 23 14 7 14 14 14 7 7 14 4 176

Am

perio

s

11 2 11 9 6 3 6 6 6 3 3 6 2

Sist

ema

ante

rior

Car

ca a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

44,2

0,5 31 42,6

29,3

34,3

4,9

2,4

20,8

13,6

3,6

2,4

0,7

kW 1304 8 893

709

633

591

82 27 440

399

69 27 8

kVA

R

335 2 226

179

159

149

21 7 111

100

17 7 2

Am

perio

s

131 1 91 72 65 60 8 3 45 41 7 3 1

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0,3 0 0,2

0,4

0,1

0,1 0 0 0,1

0,1 0 0 0

acum

ulad

o

4,4

4,9

5,1

5,5

5,5

5,6

5,6

5,6

5,7

5,8

5,1

5,1

4,4

nive

l

93,6

93,1

92,9

92,5

92,5

92,4

92,4

92,4

92,3

92,2

92,9

92,9

93,6

Pérd

idas

kW 3,4 0 1,7

2,8

0,4

0,5 0 0 0,5

0,2 0 0 0 9,5

kVA

R

3,6 0 1,5

1,1

0,2

0,2 0 0 0,3 0,2 0 0 0 7,1

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

31,1

0,5

16,9

20,6

13,6

15,8

11,3

11,2

2,3

0,9

18,8

2,3

0,7

9,4

kW 966 8 477

293

220

179

83 28 28 14 408

28 8 220

kVA

R

-34 2

-158

-205

-223

-234

-258

-133 7 4

-175 7 2 55

Am

perio

s

91 1 48 34 30 28 26 13 3 1 42 3 1 22

Caí

das

de v

olta

Secc

ión

0,2 0 0,1

0,1 0 0 0 0 0 0 0,1 0 0 0

acum

ulad

o

0,8 1 1,1

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

1,2

j

1,6

1,1

1,1

0,8

1,6

eni

vel

96,8

96,6

96,5

96,4

96,4

96,4

96,4

96,4

96,4 96 96,5

96,5

96,8

96

Pérd

idas

kW 1,6 0 0,5

0,6

0,1

0,1 0 0 0 0 0,4 0 0 0,1

3,4

kVA

R

1,5 0 0,4

0,2 0 0 0 0 0 0 0,2 0 0 0,1

2,4

CU

AD

RIC

UL

A :

B4

Car

acte

ríst

icas

||

Sist

ema

ante

rior

Nom

bre

de

secc

ión

seis

dic¡

2

>orja

)orja

l

diez

seis

dici

3

tarq

uió

tarq

ui?

tarq

uiS

tarq

ui4

Long

itud

km 0,1

0,2

0,1

0,1

0,1

0,2

0,1

0,1 0

Tot

al

tipo

de

cond

ucto

r

1/0

CU

1/0

CU

4CU

su

1/0

CU

2CU

su

4CU

su

4CU

su

1/O

CU

1/O

CU

Pote

ncia

inst

alad

a

230

150

250

112

200

45 220

75 100

1382

care

kW 82 55 91 41 73 16 80 59 79 576

en la

sec

ción

[|

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

kVA

R

21 14 23 10 18 4 20 17 23 ISO

Am

perio

sll %

de

carg

a

0 6 9 4 7 2 8 6 8

40,1

37,7

5,1

32,9

3,2

5,3

4,4

11,9

10,1

kW 1229

1128 46 986

37 89 40 344

275

kVA

R

313

287

11 250 9 22 10 101

80

Am

perio

s

124

114 5 100 4 9 4 34 27

Caí

das

de v

olpj

e

Secc

ión

0,1

0,2 0 0,1 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

4,5

4,7

4,7

4,9

4,5

2,9

2,9 1,7

1,7

nive

l

93,5

93,3

93,3

93,1

93,5

95,1

95,1

96,3

96,3

Pérd

idas

kW 1,2

2,3 0 1,2 0 0 0 0,1 0 4,8

kVA

R

1 2 0 1,1 0 0 0 0,1 0 4,2

Sist

ema

prop

uest

o

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

27,3

22,7

4,9

18,5

3,1

5,2

4,3

4,4

2,5

kW 851

708

46 569

37 88 40 109

40

kVA

R

-64

-99 12 -1

35 9 22 10 32 12

^Am

perio

s

81 68 4 55 4 9 4 11 4

Caí

das

de v

olta

je

Secc

ión

0 0,1 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,9

0,9 1 1 0,9 0 0 1,5

1,5

nive

l

96,7

96,7

96,6

96,6

96,7

97,6

97,6

96,1

96,1

Pérd

idas

kW 0,4

0,8 0 0,4 0 0 0 0 0 1,6

JtV

AR

0,4

0,7 0 0,3 0 0 0 0 0 1,4

CU

AD

RIC

UL

A :

Cl

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

EEQ

EE

Q02

FJR

EE

Q04

ITC

HIM

FJR

01

FJR

02

FJR

03

EE

Q03

CO

USI

N2

SIM

ÓN

SIM

ON

01

SIM

ON

02

SIM

ÓN

OS

Lon

gitu

dkm 0,

1 _

0 0,1

0,1 0 0,1

0,1 0 0.1

0,1 0 0,1

0,4

0,2

tipo

deco

nduc

tor

266A

A

266A

A

266A

A

266A

A

266A

A

4CU

4CU

4CU

4CU

2AA

6CU

6CU

2AA

2AA

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

205 0 0 0 90 113

50 50 45 0 10 45 38 38 684

carg

a en

la s

ecci

ónkW 39 0 0 0 17 21 9 9 8 0 2 8 7 7 12

7

kVA

R

8 0 0 0 3 4 2 2 2 0 0 2 1 1 25

kVA

39,8

0,0

0,0

0,0

17,3

21,4

9,2

9,2

8,2

0,0

2,0

8,2

7,1

7,1

129,

5

Am

peri

os

4 0 0 0 2 2 1 1 1 0 0 1 , 1

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

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e la

sec

ción

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2,9

2,1

1,9

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2,1 I 0,5

0,5

1,3

0,8

0,7

1,1

0,6

kW 109

90 81 41 8 29 14 5 4 25 9 4 11 4

kVA

R

22 18 17 8 2 6 3 , 1 5 2 1 2 1

Am

perio

s

10 9 8 4 1 3 1 0 0 2 , 0 2 1

Caí

das

de v

olta

Secc

ión

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,4

0,4

eni

vel

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,6

97,6

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 !

0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

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la s

ecci

ón%

de

carg

a

0,8

0,6

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0,3

0,1

0,6

0,3

0,1

0,1

0,1

0,2

0,2

kW 108

88 80 41 9 29 14 5 4 10 9 4

kVA

R

22 18 16 8 2 6 3 1 1 2 2 1

Am

peri

os

3 2 2 1 0 1 0 0 0 0 0 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

nive

l

97 97 97 97 97 97 97 97 97 97 97 97

Pér

dida

skW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

C2

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ríst

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bre

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cció

n

sodi

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GU

A07

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km 0,2

0,1

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l

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deco

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tor

4CU

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1/OCU

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ncia

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lada

30 0 30

carg

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la s

ecci

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kVA

R

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1 0

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sec

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0,6

0,8

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1 6

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1 3

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Secc

ión

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5,8

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l

92,2

97,7

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0 0 0

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uest

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0,6

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1 1

Caí

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de v

olta

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n

0 0

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o

1,7

0,6

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l

95,9 97

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kVA

R

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3

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Lon

gitu

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0,1 0 0

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su

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2CU

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50 335

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45 45 0 0 0

2305

car

kW 37 18 122

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la s

ecci

ónkV

AR

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perio

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kVA

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452

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369

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l

95,4

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93,9

95,5

95,4

96,5

96,5

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idas

kW

1

10,4

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0,1

0,4

0,1 0 0

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1,3

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18,8 61 47 17,3

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17,1

kW 2515

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1430

1430

kVA

R

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459

459

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das

de v

olta

jeSe

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n

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o

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l

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97 95,9

96,6

96,6

Pérd

idas

kW 0,2

3,4

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0,3 0 0 0,4 0 0

12,9

kVA

R

0,2 1,4

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0,1 0 0,4 0 0 8,4

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km 0,2 0 0,1

0,1 0 0,3 0 0

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CU

2/O

CU

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CU

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CU

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CU

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CU

4/O

CU

2/O

CU

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

75 150

30 15 0 60 15 0 345

carg

a en

la s

ecci

ónkW 27 55 11 5 0 47 12 0 1

57

kVA

R

7 14 3 , 0 14 3 0 42

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perio

s

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Car

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trav

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sec

ción

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97 410

380

kVA

R

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35 27 25 24 120

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Am

perio

s

169 14 11 10 10 41 38

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0,3 0 0 0 0 0,1 0

acum

ulad

o

2,9

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2,9

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1,6

1,6

nive

l

95,1

95,1

95,1

95,1

95,1

96,4

96,4

Pérd

idas

kW 4,4 0 0 0 0 0,2 0 4,6

kVA

R

5,9 0 0 0 0 0,5

0,1

6,5

Sist

ema

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uest

oC

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la s

ecci

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carg

a

31,2

4,5 3 2,7

2,6

4,1

3,1

9,9

kW 1119

140

107

99 96 174

144

1350

kVA

R

329

35 27 25 24 50 42 126

Am

perio

s

111

14 10 10 9 17 14 35

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0,2 0 ü 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

1,4 0 0 0 0 1,4

1,4

1,1

nive

l

96,2

97,6

97,6

97,6

97,6

96,2

96,2

96,5

Pérd

idas

kW 1,9 0 0 0 0 0 0 0_J

I,'

kVA

R

2,5 0 0 0 0 0,1 0 0 2,6

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AD

RIC

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A :

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N

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GU

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dkm 0 0 0,

1

0,2 0 0,1

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tipo

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tor

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A

266 A

A

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al

Pote

ncia

inst

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a

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___

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325

carg

a en

la s

ecci

ónkW 9 0 0 14 8 6 24 61

kVA

R

2 0 0 3 2 1 5 13

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perio

s

1 0 0 1 1 1 2

Sist

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rior

Car

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e la

sec

ción

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e ca

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4,9

4,7

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kW 210

205

47 32 4 26 12

kVA

R

43 42 10 6 1 5 2

Am

perio

s

20 20 5 3 0 3 1

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

nive

l

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0

Sist

ema

prop

uest

oC

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a tr

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la s

ecci

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de

carg

a

1,3

1,2

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0,2

0,4

0,4

kW 193

189

:J2_

17 4 27 12

kVA

R

40 39 7 4 1 6 3

Am

peri

os

5 5 1 0 0 1 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

nive

l

97 97 97 97 97 97

L 9

7

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

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cció

n

SOLA

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GU

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GU

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SOLA

NO

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Long

itud

km 0,1

0,1

0,1 0 0,1

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0,1

0,1

0,2 0

tipo

deco

nduc

tor

266A

A

4CU

266A

A

266A

A

266A

A

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CU

1/O

CU

1/O

CU

266A

A

266A

A

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

0 0 0 45 0 120

75 30 0 60 330

carg

a en

la se

cció

nkW 0 0 0 8 0 23 14 6 0 11 62

kVA

R

0 0

k—

°— 2 0 5 3 1 0 2 13

Am

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s

0 0 0 1 0 2 1 , 0 1

Sist

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rior

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travé

s de

la se

cció

nkW 32

1 17 304

288

284

58 40 30 11 6

kVA

R

65 3 62 59 58 12 8 6 2 1

Am

perio

s

31 2 29 28 27 6 4 3 1 1

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0

L—

JL—

0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,2

0,2

0,2

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

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0,2

nive

l

97,8

L_Í

7JL

97,8

97,7

97,7

97,7

97,7

97,7

97,8

97,8

Pérd

idas

kW 0,1

0,0

0,1

0,0

0,1

0,0

0,0

0,0

-Mj

0,0

0,3

kVA

R

0,1 0,0 0,1

0,0

0,1

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,3

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

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de

la se

cció

n%

de

carg

a

1,9

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1,7

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0,4

0,3

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kW 304 17 287

272

268

59 40 30 11 6

kVA

R

63 3 60 57 56 13 9 7 2 1

Am

perio

s

8 0 8 7 7 2 1 1 0 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

nive

l

97

i_97_

97 97 97 97 97 97 97 97

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A

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3C

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stic

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MO

NC

AY

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Sal

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1

0,1

0,2 0 0 0,7 0 0 0,1

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0,1 0 0,3

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deco

nduc

tor

1/O

CU

4CU

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CU

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CU

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AA

266A

A

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A

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A

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A

266A

A

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A

266A

A

Tot

al

Pot

enci

ain

stal

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0 0 0 60 0 75 30 325

75 25 75 0 0 590

carg

a en

la s

ecci

ónkW 0 0 0 22 0 59 24 25

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kVA

R

0 0 0 5 0 17 7 75 3 1 17 0 0 108

Am

peri

os

0 0 0 2 0 6 2 25 1 0 6 0 0

Sist

ema

ante

rior

Car

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trav

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e la

sec

ción

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19,5

76,4 1,2

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45 44,4

0,4

0,1

kW 2770

357

2405 11

2370

1962

1900

1760 12 2

kVA

R

731

89 632 3 613

598

558

516 2 0

Am

peri

os

272

35 237 1

235

192

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174 1 0

Caí

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4

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4004 11

3979

559

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kVA

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l

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96,6

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96,6

96,6

Pér

dida

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kW 0,

2

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10 7 0 0 34 26 26 34 76 6 33 52 304

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96,5

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96,3

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96,5

96,6

96,5

Pérd

idas

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0,1

0,2

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0,2

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96,2

96,1

Pérd

idas

kW 0 13,9

2,2 0 0 2,5

2,4 0 0 0 0,4 1,2 0 0

22,6

kVA

R

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96,1

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1

Pérd

idas

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perio

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l

97 97 97 97 97 97

Pérd

idas

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97,9

Pérd

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R

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Am

peri

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Sist

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ción

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3495

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Pérd

idas

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18,1

0,1 0 41

kVA

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Sist

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kW 5926

3058 19 37 6 194

230

214

334

156

918

323

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kVA

R

1626

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Am

peri

os

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Caí

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n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0

acum

ulad

o

0,8

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kW 9012

542

615

865

1089

kVA

R

2485

143

176

288

389

Am

peri

os

243

15 17 24 30

Caí

das

de v

olta

jeS

ecci

ón

0.3 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.8

06

0.6

0.6

0.6

nive

l

96.8 97 97 97 97

Pér

dida

skW 16

8 0 0 0.1 0

16.»

kVA

R

31.8 0 0 0.1 0

31.»

CU

AD

RIC

UL

A :

F4

Nom

bre

dese

cció

n

Poli

Pohl

Poli2

Poli3

Tot

al

Lon

gitu

dkm

0.04

19

0.11

2

0.08

56

0.04

01

Car

acte

ríst

ica»

tipo

deco

nduc

tor

4CU

4CU

su

4CU

.u

4CU

su

Pote

ncia

inst

alad

a

50 300

500

100

950

car

kW 17 102

169

34 322

ga e

n la

sec

ción

kVA

R

5 29 48 10 92

Am

perio

»

2 10 17 3

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

18.3

17.3

11.6

1.9

kW 314

254

119

17

kVA

R

89 72 34 5

Am

perio

s

32 26 12 2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.1 0 0

acum

ulad

o

4.4

4.5

4.5

4.5

Iniv

el

93.2

931

93.1

931

Pérd

idas

kW 0.1

0.2 0 0 0.3

TcV

AR

0.1

0.1 0 0 0.2

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

17.7

16.7

11.1

1.9

kW 314

254

119

17

kVA

R

90 73 34 5

Am

perio

s

31 25 12 2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.1 0 0

acum

ulad

o

0.9 1 1 1

nive

l

96.7

96.6

96.6

96.6

Pérd

idas

kW 0.1

0.2 0 0 0.3

kVA

R

0.1

0.1 0 0 0.2

CU

AD

RIC

UL

A :

F5

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

doce

lO

doce

ll

doce

ó

doce

T

doce

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tam

ayol

tam

ayo2

carr

ion2

veiti

mill

a

plaz

a6

plaz

a7

plaz

afi

Lon

gitu

dkm 0.08

6

0.11

4

0.04

8

0.04

8

0.04

5

0.06

8

0.10

5

0.06

5

0.05

5

0.02

4

0.03

5

0.05

4

tipo

deco

nduc

tor

266A

A

266A

A

6CU

su

6CU

su

20Js

u

6CU

6CU

6CU

6CU

4CU

4CU

4CU

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

300

100

185

60 300

30 127

50 100

75 75 75 1477

car

kW 148

49 91 30 148

15 63 25 49 37 37 37 729

ga e

n la

sec

ción

kVA

R

47 16 29 9 47 5 20 8 16 12 12 12 233

Am

perio

s

15 5 9 3 15 1 6 2 5 4 4 4

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

"/•d

e ca

rga

4.7

1.2

22.2

14.7

6.4

6.4

5.2 2 4.1

6.1

4.1 2

kW 123

25 223

163

74 70 31 12 25 92 55 18

FkV

AR

40 8 72 52 24 22 10 4 8 30 18 6

Am

perio

s

12 2 22 16 7 7 3 1 2 9 6 2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

1.2

1.2

1.2

1.2

1.2

1.6

1.6

1.5

1.5

1.5

1.5

1.5

nive

l

96

8

96.8

96.8

968

96.8

96

4

96.4

96.5

96

5

96.5

96

5

96.5

Pérd

idas

kW 0 0 0.1

0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 (U

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la se

cció

n%

de

carg

a

4.7

1.2

22.3

14.7

6.4

6.5

5.2

2.1

4.1

6.1

4.1 2

kW 123

25 224

163

74 71 32 13 25 93 56 19

WA

R

40 g 71 52 24 23 10 4 8 30 18 6

Am

perio

s

12 2 22 16 7 7 3 1 2 9 6 2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.8

0.8

0.8

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.8

0.8

0.8

0.8

nive

l

96.8

96.8

96.8

96.7

96.7

96.7

96.7

96.7

96.8

96.8

96.8

96.8

Pérd

idas

kW 0 0 0.1

0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0.2

kVA

R

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

Gl

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

secc

ión

OLE

AS2

SAEN

Z

VER

DE

SAEN

Z1

EÜD

ALO

O4

Long

itud

km 0.21

0.12

0.06

0.13

6

0.08

tipo

deco

nduc

tor

6CU

6CU

6CU

6CU

6CÜ

Tot

el

Pote

ncia

inst

alad

a

113 0 45 45 113

316

carg

a en

la s

ecci

ónkW 80 0 32 32 80 22

4

kVA

R

36 0 14 14 36 100

Am

perio

s

8 0 3 3 8

Siste

ma

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

lecc

ión

% d

e ca

rga

20.2

20.1

20.7

2.8

7.1

kW 105

64 16 16 40

kVA

R

-222

-240

-127 7 18

Am

perio

s

24 24 12 2 4

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

2.4

2.4

2.4

2.4

2.4

nive

l

94.5

94

5

94.5

94.5

94.5

Pérd

idas

kW 0.5

0.3 0 0 0 0.8

kVA

R

0.2

0.1 0 0 0 0.3

Sis

tem

a pr

op.<

ce» «

Car

ga a

trav

és d

e la

secc

ión

% d

e ca

rga

5.6

56

5.9

0.8 2

kW 108

66 17 17 42

kVA

R

-231

-252

-134 8 21

Am

perio

s

7 7 4 0 1

Caí

da»

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

nive

l

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

G2

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

secc

ión

fflD

AL

OO

ALV

AR

EZ

fflD

AL

OO

l

HID

ALO

O2

HID

ALC

KM

AN

OO

STIN

A

Long

itud

km 0.09

0.03

0.05

L

0.05 0.1

0.08

tipo

deco

nduc

tor

6CU

4CU

6CU

6CU

6CU

4CU

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

0 113 0 0 75 113

301

carg

a en

la s

ecci

ónkW 0 80 0 0 53 80 21

3

kVA

R

0 36 0 0 24 36 96

Am

perio

s

0 8 0 0 6 8

Siste

ma

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

%de

car

ga

103

4.7

96.1

30.4

30

4

4.7

kW 1254 40 1168

361

334

40

kVA

R

292

18 254

-107

-119 18

Am

perio

s

124 4 115

36 34 4

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0.5 0 0.2

0.1

0.1 0

acum

ulad

o

1.9

1.9

2.2

2.2

2.3

1.5

nive

l

95 95 94.7

94.7

94.6

95.4

Pérd

idas

kW 6.1 0 3 0.3

0.5 0 9.9

kVA

R

1.9 0 0.9

0.1

0.2 0 3.1

Siste

ma

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la se

cció

n%

de

carg

a

86

1.3

111

8.3

7.4 0

kW 594

42 510

345

317 0

kVA

R

10 21 -31

-114

-127 0

Am

perio

s

15 1 13 9 9 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

nive

l

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

Pérd

idas

kW 0.1 0 0 0 0 0 0.1

kVA

R

,> 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

G3

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

Lad

ronl

Lad

ron2

tole

doé

OR

TIZ

OR

TIZ1

OR

TE

2

QM

1

AN

AQ

OY

TIA

cora

trui

r

Lon

gitu

dkm 0.05

8

0.12

1

0.1

0,06

82

0.01 o.n

0.05

5

0.1

0.2

tipo

deco

nduc

tor

336A

A

336A

A

6CU

2/O

CU

2/O

CU

2/O

CU

2AA

2AA

2/O

cu

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

15 45 10 0 0 250 0 45 36$

carg

a en

la sec

ción

kW 5 15 4 0 0 178 0 32 234

WA

R

1 4 1 0 0 80 0 14 100

Am

perio

s

1 2 0 0 0 19 0 3

Sist

ema

ante

rior

Can

a a.

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rfta

81.2

81.1

0.3

48 45 42.7

75.1

1.9

kW 3905

3889 2

1794

1685

1461

1369 16

kVA

R

1061

1049 0 263

213

387

343 7

Am

perio

s

390

389 0 173

162

144

135 2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0.2

0.4 0 0.1

0.1

0.3

0.2 0

acum

ulad

o

2.6 3 1.1

0.9 1 1.2

1.4

0.8

nive

l

95 94.6

96.9

96 95.9

95.7

95.5

96.1

Pér

dida

skW 5.

4

11.2 0 1.8

1.5

3.2

3.1 0

26.2

kVA

R

9.4

19.6 0 2.4 2 4.2

1.3 0

38.»

Sist

ema

prop

uest

oC

arga

a tr

avés

de

la le

cció

n%

de

carg

a

57.1 57 0.1

0.9

2.2

3.2

15.4

15.9

7.7

kW 1012

7

1011

4

2 110

255

347

1066

1083

1066

kVA

R

2893

2886 1 55 -158

-112 -40

-31

-40

Am

perio

s

274

274 0 3 8 9 28 28 28

Cai

dat

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.1 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.5

0.6

0.1

0.1

0,1

0.1

0.1

0.1

0.1

nive

l

97.1

97 97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.S

97.5

Pér

dida

skW 2.

7

5.5 0 0 0 0 0.1

0.2

0.2

8.7

WA

R

5

10.5 0 0 0 0 0.1

0.1

0.3 16

CU

AD

RIC

UL

A :

G4

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

valla

dolid

S

tole

do

tole

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tole

do2

tole

do3

tole

doS

valla

dolid

l

Iugo

2

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3

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»pi

Lon

gitu

dkm 0.03

4

0.15

2

0.07

3

0.03

1

0.04

2

0.03

9

0.05

1

0.13

3

0.07

2

0.08

54

tipo

deco

nduc

tor

6CU

6CU

1/O

AA

6CU

6CU

6CU

2AA

2AA

2AA

2AA

Tota

l

Pote

ncia

inst

alad

a

75 100

140

45 0 160

45 45 45 75 730

carg

a en

la s

ecci

ónkW 28 37 52 17 0 59 17 17 17 28 m

kVA

R

7 9 13 4 0 15 4 4 4 7 67

Am

perio

s

3 4 5 2 0 6 2 2 2 3

Sis

tem

a an

teri

orC

ama

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

17.7

15.5

6.5

8.3

6.9

5.1

0.9

3.3

2.4

1.5

kW 204

172

128

93 85 33 8 53 36 14

kVA

R

51 43 32 23 21 8 2 13 9 3

Am

perio

s

20 17 12 9 8 3 1 5 4 1

Cai

dat

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

1 1.1

1.1

1.1

1.1

1.1

0.9

0.8

0.9

0.9

nive

l

97 96.9

96.9

96

9

96.9

96

9

97.1

97.2

97.1

97.1

Pérd

idas

kW 0.1

0.2 0 0 0 0 0 0 0 0 0.3

kVA

R

0 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 9.1

Sis

tem

a pr

opue

sto

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

7.3

6.5

2.8

2.9

2.4

1.8

0.3

1.2

0.8

0.5

kW 308

267

187

119

109

43 11 67 46 18

kVA

R

77 67 47 30 27 11 3 17 12 4

Am

peri

os

8 7 5 3 3 1 0 2 1 0

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0,1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

nive

l

97,5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

kVAR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

Hl

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

Mec

ían

SIE

RR

A3

SIE

RR

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AD

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1

rOB

AR

2

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AR

1

TOB

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O

Tot

al

Lon

gitu

dkm

^

0.04

t-JL

PA

—

0.1

0.14

5

0.02

5

005

0.01

2

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R

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perio

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nive

l

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96.1

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j

96.1

96.1

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

kVA

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R

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0.1

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0.1

0.1

0.1

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0.1

0.1

0.1

nive

l

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.4

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97.5

97.5

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Pér

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1 0 0 0 0 0 0.1

kVA

R

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A

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kW 2898

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539

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l

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0.1

0.1 0 0

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Pérd

idas

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l

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3

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0.1 0 0.1

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0.1

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l

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97.5

Pérd

idas

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kVA

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l

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0.1

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l

97.5

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97.5

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0.2

0.1

0.1 0 0.4

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0 0 0 0 0.1 0 0.1 0 0.2

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A

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a en

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Car

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285 1 176 1

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l

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R

8.2 0 3.4 0 11.6

Sist

ema

prop

uest

oC

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carg

a

7.9

0.3

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R

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peri

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29 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0

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ulad

o

0 0

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l

97.6

97.6

Pérd

idas

kW 0.1 0 0.1

kVA

R

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CU

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A :

13

Car

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CL1

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3

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5

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deco

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2AA

266A

A

2AA

2AA

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al

Pote

ncia

inst

alad

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15 0 30 30 50 100

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la s

ecci

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kVA

R

2 0 2 2 3 6 15

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perio

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1 0 1 1 1 2

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ante

rior

Car

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trav

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e la

sec

ción

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rga

0.3

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0.3

0.8

1.6

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1043 9 3 5 10

kVA

R

1 316 3 1 1 3

Am

perio

s

0 102 1 0 0 1

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.2 0 0 0 0

acum

ulad

o

2 0.2

0.2

0.2

0.5

0.5

nive

l

96 97.4

97.4

97.4

97.1

97.1

Pérd

idas

kW 0 1.6 0 0 0 0 1.6

kVA

R

0 2.2 0 0 0 0 2.2

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prop

uest

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a tr

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la s

ecci

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carg

a

0.1

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0.1

02

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1184 9 3 5 10

kVA

R

1

-260 3 1 , 3

Am

perio

s

0 31 0 0 0 0

Caí

das

de v

olta

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n

0 0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.1 0 0 0 0.1

0.1

e nive

l

97.5

97.6

97.6

97.6

97.5

97.5

Pérd

idas

kW 0 0.1 0 0 0 0 0.1

kVA

R

0 0.2 0 0 0 0 0.2

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5

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2

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6

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4

0045

0.3

0.1

0.52

4

0.5

0.2

0.03

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deco

nduc

tor

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A

477A

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6CU

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A

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A

477 A

A

477A

A

Pote

ncia

inst

alad

a

75 0 100

10 0 25 150

125

11»

50 200

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45 100 0 0 0

1093

carg

a en

la s

ecci

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8

kVA

R

4 0 9 1 0 2 14 12 9 5 19 10 4 6 0 0 0 95

Am

perio

s

1 0 4 0 0 1 5 7 4 2 7 4 2 2 0 0 0

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

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e la

sec

ción

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9.2

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4.5

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12.2

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4.7

1.3

4.7 3 15.1 16

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kW 1410

1405

133

113

111

60 28 23 169

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993

kVA

R

451

447

33 28 28 15 7 6 42 35 24 9 2 14 11 280

297

Am

perio

s

140

140

13 11 11 6 3 3 16 14 9 4 1 5 4 92 98

Cal

das

de v

olta

ieSe

cció

n

0 05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0

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ulad

o

0.9

1.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.5

0.5

0.7

0.5

nive

l

96.7

96.2

97.6

97.6

97.6

97.6

97.6

97.6

97,4

97.4

91.4

97.4

97.4

97.1

97.1

96

9

97.1

Pérd

idas

kW 0.4

4.4 0 0 0 0 0 0 0.1 0 0 0 0 0 0 1.2

0.2

6.J

kVA

R

0.9

10.6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0.6

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uest

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la s

ecci

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0.5

0.1 2 1.8

1.6

1.7

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1.6

6.4

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3.1 1.3

0.8

3.2

1137

2.2 5 3.8

18

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24 59 239

165

128

47 37 615

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1138

507

117

kVA

R

19 1 22 19 9 29 6 15 68 49 40 14 11 -414 30 135

-274

135

37

Am

perio

s

0 0 2 2 1 3 1 2 6 4 3 1 1 19 0 14 30 14 3

Caí

das

de v

olta

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ión

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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ulad

o

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

01

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

eni

vel

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

Pér

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kW 0.1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0 0 0.3

kVA

R

0.2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.1

0.1

0.5 0 0 0.9

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1

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ción

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peri

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o

2

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l

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kVA

R

0 0

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prop

uest

o 22

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ecci

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de

carg

a

1.6

kW 104

kVA

R

33

Am

perio

s

3

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das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

91.5

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R

0 0

CU

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RIC

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Car

acte

rístic

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secc

ión

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uist

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l 2

Lon

gitu

dkm 0.

6

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deco

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tor

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Pote

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alad

a

25 2S

car

kW 8 8

ga e

n la

sec

ción

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R

3 3

Am

peri

os

i 1

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

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e la

sec

ción

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e ca

rga

0.8

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kVA

R

3

Am

peri

os

1

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

2

nive

l

96

Pérd

idas

kW 0 0

kVA

R

0 0

Sist

ema

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

1.7

kW 108

kVA

R

34

Am

peri

os

3

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

97.5

Pérd

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kVA

R

0 0

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Pote

ncia

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alad

a

0 0

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kW 0 0

ga e

n la

sec

ción

kVA

R

0 0

Am

peri

os

0

Sist

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ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

4.7

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kVA

R

27

Am

peri

os

8

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0.1

acum

ulad

o

2

nive

l

96

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dida

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1

0.1

kVA

R

0 e

Sist

ema

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

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de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

0.5

kW 32

kVA

R

10

Am

perio

s

1

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

97.5

Pérd

idas

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kVA

R

0 0

CU

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RIC

UL

A :

K2

Car

acte

ríst

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Lon

gitu

dkm 0.

2

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tor

2AA

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Pote

ncia

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alad

a

10 10

car

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n la

sec

ción

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R

1 1

Am

peri

os

1

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

0.3

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R

1

Am

perio

»

0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

2.3

nive

l

957

Pér

dida

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kVA

R

0 0

Sist

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prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

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de

la s

ecci

ónV

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carg

a

0.1

kW 2

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R

1

Am

peri

os

0

Cal

das

de v

olta

jeSec

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0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

97.5

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dida

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kVA

R

0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

K3

Car

acte

ríst

icas

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bre

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cció

n

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aS

Lon

gitu

dkm 0.

1

tipo

deco

nduc

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2AA

Tot

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Pote

ncia

inst

alad

a

15 t:

carg

a en

la s

ecci

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kVA

R

2 Z

Am

peri

os

1

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

3.5

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kVA

R

12

Am

peri

os

6

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

2.3

nive

l

95.7

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idas

kW 0 0

kVA

R

0 0

Sist

ema

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

1.1

kW 46

kVA

R

15

Am

peri

os

2

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

97.5

Pérd

idas

kW 0 0

kVA

R

0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

K4

Car

acte

ríst

icas

Nom

bre

dese

cció

n

ram

a6

Lon

gitu

dkm 0.

5

tipo

deco

nduc

tor

2AA

Tot

al

Pote

ncia

inst

alad

a

0 0

carg

a en

la s

ecci

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W"

0 0

kVA

R

0 0

Am

peri

os

0

Sist

ema

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

38

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kVA

R

14

Am

peri

os

7

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0.1

acum

ulad

o

2.3

nive

l

95.7

Pérd

idas

kW 0 0

kVA

R

0 0

Sist

ema

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

1.2

kW 52

kVA

R

16

Am

peri

os

2

Cal

das

de v

olta

jeSec

ción

0

acum

ulad

o

0.1

nive

l

91.5

Pér

dida

skW 0 0

kVA

R

0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

K5

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

lecc

ión

ram

al

ram&

3

Long

itud

km 0.3

0.4

tipo

deco

nduc

tor

1/O

CU

2AA

Tot

al

Pote

ncia

insta

lada

0 0 0

carg

a en

la s

ecci

ónkW 0 0 0

kVA

R

0 0 0

Am

perio

s

0 0

Siste

ma

ante

rior

Carg

a B

trav

és d

e la

sec

ción

% d

e ca

rga

2 4.3

kW 62 52

kVA

R

20 16

Am

perio

s

6 g

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0.1

acum

ulad

o

2 2.2

nive

l

96 95.8

Pérd

idas

kW 0 0.1

0.1

kVA

R

0 0 0

Siste

ma

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

avéa

de

la s

ecci

ón%

de

carg

a

0.6

1.3

kW 69 59

kVA

R

22 19

Am

perio

s

2 •\s d

e vol

taje

Secc

ión

0 0

acum

ulad

o

0.1

0.1

nive

l

97.5

97.5

Pérd

idas

kW 0 0 0

kVA

R

0 0 0

CU

AD

RIC

UL

A :

K6

Car

acte

rístic

asN

ombr

e de

secc

ión

conq

uist

ado^

conq

uist

ado^

conq

uista

dor5

ram

a:

conq

uuta

dor8

Lonj

utud

km 0.1 0 0.1 0.5 0

tipo

deco

nduc

tor

4/0 A

A

4/O

AA

2AA

1/O

AA

2AA

Tot

al

Pote

ncia

insta

lada

15 0 63 30 25 133

carg

a en

la se

cció

nkW 5 0 21 10 8 44

kVA

R

2 0 7 3 3 1S

Am

perio

s

1 0 2 1 1

Siste

ma

ante

rior

Car

ga a

trav

és d

e la

secc

ión

% d

e ca

rga

2.5

2.7

1.8

0.4

0.5

kW g7 98 21 5 4

kVA

R

27 31 7 2 1

Am

perio

s

9 10 2 1 0

Caí

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

1.9

1.9

1.9 2 1.9

nive

l

96.1

961

96.1 96 96.1

Pérd

idas

kW 0 0 0 0 0 0

kVA

R

0 0 0 0 0 0

Siste

ma

prop

uest

o 22

.8C

arga

a tr

avés

de

la s

ecci

ónV

ode

carg

a

0.2

0.2

0.3

0.1

0.1

kW 30 21 11 5 4

kVA

R

9 7 3 2 1

Am

perio

s

1 1 0 0 0

Cal

das

de v

olta

jeSe

cció

n

0 0 0 0 0

acum

ulad

o

0.1

0.1

0.1

0.1

0.1

nive

l

97.5

97.5

97.5

97.5

97.5

Pérd

idas

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kW 0 0

kVA

R

0 0

RESUMEN DE PERDIDAS EN DEMANDA PORMICROAREAS


RESUMEN DE PERDIDAS EN DEMANDA POR MICROAREA

MICROAREA

BlB2B3B4ClC2C3C4DID2D3D4D5ElE2E3E4E5F2F3F4F5GlG2G3G4HlH2H3H4ili2i3i4J3J5J6K2K3K4K5K6L3L5M2M3M4M5M6

Total

PERDIDASSistema anterior

kW00

9.54.800

20.54.60

0.3451.3

22.60.10.189

57.122.81.4430.30.20.89.9260.30

25.366.41.504

1.66.3000000

0.100000000

465

Sistema propuestokW00

3.41.600

32.233.88

00

22.31

1.600

13.722.820.30170.30.20

0.18.70

0.17.9270.40

0.10.10.3000000000000000

215

Variación de pérdidasAumento

¿j

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Disminuyo

/

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/

y

^•tJy

VyV

y

CantidadkW00

6.13.200

-11.7-29.28

00.322.70.3210.10.175.334.32.51.42600

0.89.817.30.3-0.117.439.41.10

3.91.56000000

0.100000000

Disminución de pérdidas = 260

ANEXO 7DESGLOCE DE MATERIALES Y CÁLCULOS ECONÓMICOS


SECCIONES DEL PRIMARIO 10A QUE SE INCORPORAN

AL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBREYAGUA01COUSINEEQ02FJRYEPEZYAGUA07SOLANO04MARÍNSOLANO05BARBA01COUSIN2SENIOR02EEQ04SOLAN006SIMÓNSOLANOMONCAYO01YAGUA02YAGUA06PASAJE1SIMÓNOSSIMON02BARBAPASAJE2SOLAN003SOLANOOlEEQ03SMON01YAGUA08YAGUAFJR03FJR02SOLANO07MONCAYOSÉNIORYAGUA05COUS1N1BOMPLANYEPEZ01SOLANO02

LONGITUD (m)25254050707580901001251251401401603012560507510015040025354040701001502540125106075801502501040

kVA000000000000001015253030383838454545454545455050506075757575759090

Observaciones

Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí Monofásico^Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TriíásicoTransf-TrifásicoTransf-TriíásicoTransf-TrifásicoTransf-Trifásico

SECCIONES DEL PRIMARIO 10A QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBREITCHIMEQUINOCCIOFJR01YAGUA04YAGUA03CASTROSENIOR01EEQ

LONGITUD (m)4018075905018040112

kVA90100113120125130143205

ObservacionesTransf-Tríf&sicoTransf-Trií&sicoTransf-Trif&sicoTransf-TriftsicoTransf-TriftsicoTransf-TriftsicoTransf-TrifiksicoTransf-Trifásico

TOTAL 4327

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 10B, 10C, 10D QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBRE

roca2doce5qucseraslqueseras2roca3queserasdoce4rocalrocadoce9doce

LONGITUD (m)PRIMARIO 10A

32.2445711512130

20738

13.53810

kVA

00000

305060

125500750

PRIMARIO 10Bgraneólo?grancoloégrancoioStarqui

372004138

00

60100

PRIMARIO 10Csalida D 700 0

Observaciones

Transí MonofásicoTransf-TriíasicoTransf-TrifasicoTransf-Triíasico

Transf-TriíasicoTransf-Triíasico

TOTAL 1721.7

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 12A,I2B QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBREPRIMABIO 12Aguipozoa2toledoívalladolidbarcelonalguipozoaltoledoósevillatoledo2madrid4valladolid 1Iugo3Iugo2madridltoledo4valladolid2valladolid3Iugo4barcelonalugoomadridlugoltotedomadridSguipozoa3toledolviscayatoledo5madrid2

LONGITUD (m)

21.84210310328.6403931365172133401251934

85.48010010011715242106731204085

kVA

000510102545454545455060757575100100100100100113125140150160200

Observaciones

Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-Trifásico

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 12AJ2B QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBREPRIMARIO 12Bconquistador?ramal4ramal 0ramalconquistadorArama3ramaórama9ramal 1ramal 5ramal 3rama?rama4rama5rama!2ramaSconquistador9conquistador 13conquistadorSconquistador 1 1conquistadorl2conquistadorórama2ramalóramal?conquistadorS

LONGITUD (m)

3664

220250360398505685

1117165216372

[ 373500555918535

22255474

466892340104

kVA

00000000101010101010101515152525253030303860

Observaciones

Transf MonofásicoTransí MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf-Trífásico

TOTAL 9266.8

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 3 2A.QUE SE INCORPORAN

AL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBRE LONGITUD (m)>R1MARIO32ACAJIAS2ORTIZTOBAR1SIERRASSIERRA4HIDALGO1DAVILAQM1PERRIER1QM4QMSSffiRRAlSIERRA2ORTE1PERRIER2ANGOSTINAHIDALGOINICIO4VALLADOLIDHIDALGOSOLEASINICIOSAENZGUEVARAGRADAS1INICIO2CL1SIERRAGODINGRADAS2INICIO1GRADAS3QMSDAVILA1CL2CL3PERRIERIBERIASTOBAR

3538.2404050505255566060707070

79.4809093

95.1100100101120140145161193260602002971686065951904022220

kVA

00000000000000000000000000001515152530303030383845

Observaciones

Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransfMonofasico

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 32A.QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBREANAGOYTIACORTEZVERDEQM2SAENZ1PERRIER2RIOIBERIAPASAJEVERDE1HIDALGO2PERRIERLIBERTADORCAJIASSIERRASIBERIA1PERRIER1DSHCIO3OLEAS1TOBAR2CAJIAS1OLEAS2ALVAREZDANILOHIDALGO4LIBERTADORCONJUNTOORTIZ2LIBERTADOR:

LONGITUD (mj3850609713624381630385062648010010335

30.27018035384070806412017090

kVA454545454550507575757575757575758590100100113113113113113130165250630

ObservacionesTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTranf-Trifásico en cámaraTranf-Trifasico en cámara

Total 5928.9

SECCIONES DE LOS PRIMARIO 3 2C, 3 2EQUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE

NOMBRE LONGITUD (m)»RIMARIO32CVASUBMALLORCA1GUEVARA1CL4ASTURIAS 1MALLORCAVALLADOLID

2336466512

16.4173

PRIMARIO 32EDoceoctlLadron4LadronSDoceoctSalíLadrón?Ladron3LadrónLadrón 1Ladron2LadronóDoceoct2

1034.644.4100

124.3176.9463.4594.6

5812167.819

kVA

00045100100100

00000005154560

250

Observaciones

TransfMonofasicoTransf-TriíasicoTransf-TriíasicoTransf-Triíasico

Transí MonofásicoTransfMonofasicoTransí MonofásicoTransf-TriíasicoTransf-Triíasico

Total 2186

CA

LCU

LO D

E A

HO

RR

O E

N E

NE

RG

ÍA Y

PO

TEN

CIA

RE

F: P

LAN

ILLA

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KW

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wh]

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wS

ucre

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Seg

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blo

que [k

wh]

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wS

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) 46k

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KW

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Anu

al[V

alor

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0año

s

(En

DO

LAR

ES

7292

3278

1*42

600 •j

1426

00

2700

0

203

230

176

- -

•-- -

•-

Act

ual

46kV

--••

- •-

-•••

- ••»

•

1426

00

3565

0000

3565

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-

- -

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00

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9500

00

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5000

00

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9692

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1957

2346

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2866

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114

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2441

619

5391

2441

672

7728

66

—

-----

-----

- -

COSTO DE MATERIALES

CONDUCTORESPRIMARIO

10A10B,10C,10D12A.12B32A32 C,32E

LONGITUD(m)

43271721926659292186

OBSERVACIÓN

CONDUCTOR REUTUJZADOH n

ti M

It ff

11 H

TOTAL 23429TOTAL 23 KM DE CONDUCTOR QUE SERÁN REUTILIZADOS

TRANSF PRIMARIOSÍTEM A

EquipoAcometidas,accesrio:

CANT88

P.U12500000015625000

TOTAL

P.TOTAL1000000000125000000

1125000000

TRANSF DE DISTRIBUCIÓN MONOFÁSICOSITEMB

Capacidades101525

37.550

TOTAL12816620

P.U730110179386819043481

1066194512601336

TOTAL

P.TOTAL8761321263509448

13969569663971670

243709974598500000

TRANSF DE DISTRIBUCIÓN TRIFÁSICOSITEMB

Capacidades455075100

112.5125250630

TOTAL31025229821

P.U2081728821467288243003122792980629865110320468784525625860258356

TOTAL

P.TOTAL62451864

2146728806075078006144557322687859902563750249051251660258356

2126670000

COSTO DE MATERIALES

EQUIPO PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOITEMC

Tipo BarraCANT

30P.U

3044253TOTAL

P.TOTAL9133000091330000

ESTRUCTURASITEMDTIPOTangenteAngularesRetenidas

CANT5904481

P.U429999873966

1259532TOTAL

P.TOTAL25369941038454500

102022090394170000

ELEMENTOS DE SUJECIÓN

ITEMETOTAL

2100000021000000

LOS RUBROS REPRESENTAN EL VALOR DE LOS MONTAJESCOMPLETOS

ANEXO 8TIEMPO DE EJECUCIÓN Y CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTWCA

CALC

ULO

DE

TIE

MPO

ÍTE

M

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

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SR

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RU

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ANEXO 8PLANOS DE LOS RECORRIDOS DE LOS PRIMARIOS DE LA

SUBESTACIÓN 10 NUEVA ANTES Y DESPUÉS DE LA RECONFIGURACION.


escuela politÉcnica nacional facultad de ingenierÍa ... · centro de gravedad de la carga 36...

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