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PROGRAMACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
REGIONAL CENTRO SUR
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TI-
TULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EN LA -
ESPECIALIZACION DE ELECTROTECNIA DE
LA ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL»
RODRIGO AYALA EGAS
Quito, Agosto de 1.977,
C E R T I F I C O
QUE LA PRESENTE TESIS
HA SIDO REALIZADA EN. SU -
TOTALIDAD POR EL SEÑOR RO
DRIGO AYALA EGAS.
Ing. RAÚL MALDONADO RÚALES
Director de Tesis.
B I B L I O G R A F Í A
- CRITERIOS APLICABLES A LOS ESTUDIOS DE MERCADO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA (Informe Preliminar # 9)
DE ; Grupo dé trabajo de la Programación del
Sistema Nacional Interconectado.
- METODOLOGÍA DE ESTUDIO DE MERCADO DE ENERGÍA -
ELÉCTRICA. •
DE : Ing. Raúl Maldonado R0
Ing. Wilson Guerra A.
- TRANSMISSION AND DISTRIBUTION.
DE s Westinghbuse,.
~ ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA.
DE : William D* Stevenson, Jr,
MANUAL DEL PROGRAMA.
ANÁLISIS DE FLUJO DE POTENCIA (LFL)
PARA LA I.B-M* 1130 - 8K. '
DE : Ing- Juan Saavedra y Guillermo Romero S.
- METODOLOGÍA PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA -
ELÉCTRICA (Informe del Seminario Latinoameri-
cano de Energía).
Publicación realizada por la Comisión Económi-
ca para América Latina»
Í N D I C E G E N E R A L
PROGRAMACIÓN DEL. SISTEMA ELÉCTRICO
REGIONAL CENTRO SUR
- INTRODUCCIÓN
- RESUMEN.
C A P I T U L O I
EL SISTEMA INTEGRADO DEL CENTRO SUR
Pag,
1a.- Área de Influencia y Generalidades 1-1
2a*- El Servicio Eléctrico Actual 1-3
3a»- Criterios Generales para el Estudió
del Mercado de Energía Eléctrica 1-3
4a*- Clasificación de los Métodos de Pro
yección de la Demanda 1-7
ANEXOS:
Na 1-1 INTEGRACIÓN DEL SISTEMA CENTRO SUR
Na 1-2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA.
C A P I T U L O I I
Estudio del Mercado Eléctrico del -
Sistema II-l
I N T R O D U C C I Ó N
El Instituto Ecuatoriano de Electrifica -
ción siendo el organismo encargado de elaborar el
Plan Nacional de Electrificación, tiene un objetivo
genérico y fundamental que es coadyuvar a la solu -
ción de uno de los más importantes problemas que fre_
nan el desarrollo económico - social del País.
Para llevar a cabo dicho Plan, INECEL ha
previsto como estrategia dos frentes de trabajo:
a) Los Sistemas Eléctricos Regionales; y,
b) El Sistema Nacional Interconectado.
Los Sistemas Eléctricos Regionales respon
den a una necesidad imperiosa de integrar los peque-
ños sistemas eléctricos existentes, de manera que, -
robustecidos económicamente, puedan.adquirir los re-
cursos técnicos necesarios para atender en forma sa-
tisfactoria la gestión inherente a la distribución y
comercialización de la energía eléctrica que recibi-
rán del Sistema Nacional Interconectado.
El estudio que se presenta a continuación,define el Planeamiento Eléctrico a corto y mediano -
plazo del Sistema Regional Centro Sur.
R E S U M E N
La finalidad del presente trabajo es reali-
zar el planeamiento eléctrico del Sistema REgional Ceri
tro Sur, que comprende'las provincias de Azuay y Cañarr
a partir de las condiciones-existentes a 1.976, hasta
el año 1.980.
Con tal objetivo ha sido necesario llevar a
cabo el Estudio del Mercado Eléctrico del Sistema en -
base a la información estadística recopilada y las me-
tas impuestas por INECEL hasta 1.980.
Una vez determinadas las necesidades de po-
tencia y energía .para cada uno de los años considera -
dos 1.976 - 1.980, se procede a elaborar un plan de -
obras, el cual permite el suministro de energía hacia
los centros de carga.
A continuación de la programación de obras,
se realiza un análisis de las condiciones operaciona -
les del Sistema, cuyo objetivo es verificar la factiv;L
lidad técnica del sistema eléctrico propuesto.
Posteriormente, una vez determinado el es -
quema óptimo, se describe las Características Genera -
les de las Obras de Generación, Transformación, Trans-
misión, incluyendo el presupuesto y calendario de in-
versiones respectivo.
Finalmente, se presenta las conclusiones y
recomendaciones a las cuales se llega luego del estu -
dio.
C A P I T U L O I
EL SISTEMA INTEGRADO DEL CENTRO SUR
1.- ÁREA DE INFLUENCIA Y GENERALIDADES
El Sistema Centro Sur, comprende las -
provincias de Azuay y Cañar» En el ANEXO No0 1-1
se puede apreciar la integración del sistema y tp_
das las poblaciones que conforman el mismo»
Su población actual (según el III cen-
so de población de 1-974) a nivel de cabeceras
cantonales y parroquiales es de 503,470 habitantes
y, de acuerdo a la tasa de crecimiento obtenida -
al interpolar entre las poblaciones totales esta-
blecidas en los censos de 1»962 y de 1,974, puede
alcanzar as
585.397 habitantes en 1.980? y,
752.498 habitan1* ~~.,-m 1.990»
Las características sociales y económi^
cas de estas dos provincias que conforman el sis-
tema,, difieren una de otra a pesar de que geográ-
ficamente se encuentran muy próximas entre s£, co_
mo es el caso de las ciudades capitales de dichas
provinciasf Azogues y Cuenca» La región mas po -
blada se halla en el sector sur del Sistema, te -
niendo a Cuenca como el centro mas poblado y de -
mayor consumo„
Las principales actividades que se de-
sarrollan en esta región sons la agricultura y, - .
la artesanía/ sin dejar de tomar en cuenta el sec
1-2
tor industrial que ha logrado un alto grado de de-
sarrollo sobre todo en la provincia del Azuay,
Cabe destacar entre las principales in-
dustrias a;
Compañía Ecuatoriana de Caucho S,Aa (Llantera),
Guapán, Tugalt, Fábrica de Resortes Vanderbilt, A£
teprácticof Cerámica Andina, Curtiembres e Ingenio
Aztra.
Si bien la provincia de Azuay se halla
en franco progreso, la provincia de Cañar acusa un
retardo en su desarrollo socio-económico, ocasione!
do por la despoblación del área rural, provocada -
por un sistema agrícola tradicional, de minifundio,
de limitada capacidad financiera, de producción no
rentable y de falta de incentivos en la agro-indus^
tria,
, En dicha provincia la falta de indus
trias (apenas doss Guapán que'"ocupa 180 trabajado-
res y Aztra aproximadamente 2.000 en época de za -
fra) no absorve la oferta de mano de obra que acu-
sa síntomas de desocupación raaciva, provocando con
ello, la búsqueda desesperada de la zona costanera
del país y del exterior, especialmente Estados Un_i
dos, Canadá, Australia, Islandia, las Islas Bermu-
das, etc,
Los abundantes y ricos recursos mineros
que en prospección inicial, ofrecen amplias exis -
tencias de calizas, pirita, cobre, sílice, feldes-
patos, bentonita, cuarzo, plata, etc,, están inex-
plotados.
1-3
En la provincia del Cañar-, la falta de
movilidad económica está ocasionando un empobrecí
miento gradual y constante, la falta de servicios
básicos de saneamiento, ambiental y de cobertura -
de salud preventiva está afectando al hombre del
Cañar en su desarrollo psico-biológico y la tasa
de mortalidad infantil es la mas alta del País*
2.- EL SERVICIO ELÉCTRICO ACTUAL.
El servicio eléctrico actual en este -
sistema está a cargo de las Empresas Eléctricas -
Cuenca, Azogues y los Municipios de Cañar, Girón,
Sta, Isabel, Sig-Sig, Biblíán e Inecel Gualaceo.
El consumo industrial en gran parte está servido
por plantas térmicas de propiedad de las respecti
vas industrias, tal es el caso de Ecuadorian Ru -
bber Co. y de la Fábrica de Cemento Guapán que
tienen generación propia. Ver características
del sistema en el ANEXO No0 1-2=
_ MERCADO -
DE ENERGÍA ELÉCTRICA ._
Si consideramos que la energía electro^
ca es un factor determinante en el desarrollo eco_
nómico de cualquier País y, si se toma en cuenta
que la especulación productiva, debe llenar una -
legítima necesidad del pueblo, al que a su vez,de_
be dársele la oportunidad para el mejoramiento en
su nivel de vida, ha de preocuparnos el estimar -
con toda oportunidad los requerimientos de ener -
gía eléctrica para años venideros y la forma de -
satisfacerlos, a fin de no causar un colapso a la
economía nacional provocada por la falta de ener™
gía eléctrica* Por otra parte, debe -tomarse en -
cuenta que en la mayoría de los casos, la cons
trucción de nuevas plantas e instalaciones para -
proporcionar los servicios requeridos, se tarda -
como tres años (*) tratándose de plantas térmicas
y cinco (*) para hidroeléctricas, lo que obliga a
realisar con la oportunidad debida los estudios -
sobre proyecciones de los requerimientos eléctri-
cos, a mediano y largo plazo, manteniendo un per-
manente control entre las cifras obtenidas en la
proyección y aquellas obtenidas de las estadísti-
cas que para el efecto se elaboren, con el fin de
efectuar las correcciones que sean del caso en -
tiempo oportuno»
Este problema quedaría solucionado, nie
diante el simple criterio de instalar una nueva -
capacidad de generación a un ritiuo tciii eievauü -
que el avance de la demanda siempre sea menor.
Sin embargo resulta obvio, que este método signi-
ficaría en la^-práctica un"Kí^i^un excesivo de re -
serva y una dilapidación de los recursos de inver_
sión, ya que las instalaciones estarían funcionar!
do permanentemente con un grado de utilización in
ferior al óptimo posible; por consiguiente, este
sistema no es recomendable.
Por estas razones es que la previsión
de la demanda futura sea un requisito indispensa-
ble para la programación de las inversiones, tan-
to en el sector eléctrico como en los restantes -
sectores del desarrollo económico. Esta previ
(*)_ Incluyendo etapas de factibilidad, -diseño y cons
.trucción.
1-5
sión resulta un factor muy importante en el sec -
tor eléctrico, no solo por los elevados insumos -
de tiempo y capital que son necesarios utilizar ™
para agregar nueva capacidad de producción de -
energía eléctrica, sino por la característica pe-
culiar de la generación eléctrica que es la impo-
sibilidad de almacenar el producto» Esta circuns
tancia le quita la flexibilidad que tienen casi -
todas las otras industrias lo que les permite ab~
sorver las variaciones estacionales o cíclicas, -
al mismo tiempo que se planifica la nueva inver -
sión a base de las tendencias a largo plazo de la
demanda de un determinado producto,,
Es por estas, razones, que los progra -
mas de inversión y los riesgos que involucran es-
tos proyectos, ejercen una influencia directa e ~
importante sobre la metodología que deba adoptar-
se en la proyección de la demanda eléctrica.
Las proyecciones de la demanda están -
describiendo las probables condiciones futuras -
del mercado, sin embargo,, al realizar la programe^
ción de inversiones, por el hecho que se le puede
ejecutar en condiciones de incertidumbre o con in,
formación incompleta/ puede ocurrir que se produz_
can dos probabilidades»
a) Una subestimación de la demanda eléctricaf cu-
yo costo es la pérdida de bienestar del consu-
midor doméstico insatisfecho, así como la dis-
minución de producción en el sector industrial;
o,
b) Una sobrestimación de la demanda, cuyo costo -
1-6
estará dado por la dilapidación de recursos de
inversión con un grado reducido de utilización
y por la imposibilidad de su utilización en
otros proyectos importantes»
Si la distribución de estos costos fue_
se simétrica, parecería razonable adoptar como irus
ta para la expansión eléctricar el valor medio o
mas probable que resultase del análisis de varias
proyecciones,» Sinembargo, en el estudio realiza-
do por la División de Planificación de INECEL, so
bre el Costo Social de la Restricción de Energía
Eléctrica, se demuestra que si se restringiera el
servicio eléctrico en un 10% de la demanda de
energía del País durante el período 1.976-1*980,
esto es 804»7 GWh (actualizado al primero de Ene-
ro de 1,976 con una tasa del 12%) y considerando
que el costo social de ]a restricción es cíe 16 ve
ees el costo de producción (asumido en un valor -
promedio de 1,00 sucre para todo el Ecuador) se -
sufriría una, pérdida de 1?,^75^2 millones de su -
eres ( 515 millones de dólares) en el período.
Cabe puntualizar que si el porcentaje
de restricción fuera de 4«26% el País soportaría
una pérdida de 5«500 millones de sucres ( 220 mi-
llones de dólares) valores que son iguales al cos_
to presupuestado de los primeros 200 MW del pro -
yecto Paute (moneda de fines de 1.975)*
La interdependencia entre la proyec
ción de la demanda y la etapa de programación se-
ñalada, no solo se extiende a la metodología sino
al propio tema de la proyección. En efecto, un -
1-7
programa de expansión eléctrica tiene como fin pri-
mordial satisfacer en forma adecuada la demanda del
consumo expresada por el diagrama de cargas, o sea
la curva de potencia demandada en función del tiem-
po, cuyo integral es la energía total consumida en
un determinado intervalo.
Para obtener esto, es necesario asegurar
la consistencia entre ciertos parámetros considera-
dos en la proyección de la demanda, como son las me_
tas eléctricas, relacionadas con las característi -
cas de la zona, ocupación mayoritaria de la pobla .-
ción, cultura, ingreso percápita, etc.
Conviene concretar sintéticamente la in-
fluencia que sobre la demanda y producción de ener-
gía eléctrica tienen los cambios de la estructura -
económica y social de un País» Los principales cam
bios sons
a) El aumento de la productividad general de la ma-
no de obra;
b) El cambio en la distribución de la población
(proceso de urbanización);
c) El cambio en la generación del producto bruto; y,
d) El cambio en la distribución del ingreso.
40- CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE PROYECCIÓN DE LA DE
MANDA.
Para simplificar el análisis general del
problema,- se ha considerado conveniente clasificar
dichos métodos en tres grupos diferentes, a sabers
a) MÉTODO DE EXTRAPOLACIÓN EN EL TIEMPO;
b) MÉTODO EN EL CUAL LA VARIACIÓN DEL CONSUMO ELEC
TRICO SE ASOCIA A ALGUNOS INDICADORES MACROECO-
NOMICOS, MEDIANTE PROCEDIMIENTOS DE CORRELACIÓN
SIMPLE O MÚLTIPLE; y,
c) MÉTODOS DIRECTOS Y DE ENCUESTA.
El grupo a) constituye un caso típico -
de predicción simple o de primer orden, en el cual,
de acuerdo con los datos históricosf se determina
una relación funcional entre la variabler cuyo com
portamiento se desea predecir y el tiempo. En cam
bio el método del grupo b), se trata de una predi£
ción de segunda orden, en la cual después de deter_
minar una relación funcional entre la variable a -
predecir y otras variables macroeconomicas que se
podrían denominar de "primer orden", se hace nece-
sario predecir el comportamiento futuro de estas -
últimas.
a) MÉTODO DE EXTRAPOLACIÓN EN EL TIEMPO.
Se incluye en este grupo todos aque_
líos procedimientos los cuales ajustan los da-
tos históricos a una determinada curva que se
elige entre una familia de funciones. En gene_
ral este ajuste se efectúa con el método cono-
cido de reducir al mínimo los cuadrados de las
desviaciones con respecto a la función que se
quiere hallar.
Al ser este método un caso típico -
de predicción simple o de primer orden, en la
I-í
.prácticaf la forma mas funcional y la mas usada,
es la exponencial simple con -un solo parámetro, o
sea con una tasa constante de crecimiento anual.
Las fórmulas de tipo exponencial puroXt Tí
E = EoC o E = E. (1-t-r ) , tienen tasa de creci-
miento constantep por lo que son inadecuadas para
describir el crecimiento anual relativo en un sis_
tema eléctricor ya que al principio de la vida de
un sistema, el crecimiento es relativamente alto
y decrece cuando el sistema se ha hecho relativa-
mente grande- Este criterio resulta muy teórico
en nuestro medio ya que eso sucedería en sistemas
"cerrados", es decir, en aquellos a los cuales no
se incorporan nuevos consumidores y de acuerdo a
la experiencia existente en países latinoamerica-
nos aún no se da el caso de obtener una disminu -
ción en la tasa de crecimiento del consumo elec -
trico*
Se obtiene una utilización mas efecti-
va de estos procedimientos de extrapolación me
diante la introducción de proyecciones de tipo IN_
TERVALO en lugar de tipo PUNTUAL» En otras pala-
bras, se supone que para cada valor de la varia -
k3-e "tiempo" existe una distribución de valores -
de la demanda eléctrica de acuerdo con una deter-
minada ley probabilística? el valor medio de es-
ta distribución será en general el dado por la
función misma, o sea por ejemplo, por la curva ex_
ponencial. Es decir, dicha curva pasa a ser en -
este planteamiento una curva de valores medios y
si se supone además la distribución normal o gau-
ssiana del costo de errores, se está en condicio-
1-10
nes de determinar no solo la curva de valores me-
dios,- sino las curvas de valores extremos corres-
pondientes a un determinado grado de seguridad, -
95% por ejemplo.
Además de la "tendencia" dada por la -
-función de valores medios, estas curvas permiten
visualizar los niveles máximos y mínimos proba
bles de los consumos/ y compararlos así tanto con
los planes de expansión de las capacidades de ge-
neración r como con los costos por exceso y por de_
fecto de los errores posibles de previsión*
Debe notarse que la introducción de la
terminología y los métodos del cálculo de probaba^
lidades en las proyecciones de la demanda eléctri
ca/ obedece a un motivo real y no es meramente un
refinamiento técnicoe Dentro de las característi
cas del consumo, existen variables (las condicio-
nes xnetereológicas por ejemplo) que son típicarneii
te aleatorias y que afectan de manera sustancial
los parámetros fundamentales del diagrama de car-
ga f esto es, la demanda máxima de potencia y el -
consumo anual de energía*
La elección del intervalo de tiempo y
por consiguiente, del punto de partida para la de_
terminación de la forma funcional mas ajustada a
los datos de la experiencia pasada, constituye uno
de los puntos de mayor importancia y que a la vez
ofrece mas dificultades en la aplicación de los -
métodos de extrapolación*
. Se trata en esencia/ de un compromiso
entre dos factores que influyen en sentidos
tos» Por un lado parecería mas correcto tornar
J. "~JL J.
do el período para el cual se dispone de datos en
forma continua en virtud del elemental principio
estadístico de incrementar el tamaño de la muestra
a fin de obtener resultados que merezcan mayor -
confianza. Debe notarse sinembargo, que este
principio se basa sobre la hipótesis de una homo-
geneidad estadística en la población de la cual -
se extrae las muestras respectivas o Esta hipóte-
sis de homogeneidad es evidente que no se cumple
y, por el contrario, es precisamente el cambio en
la estructura económica el que altera la evolución
relativa entre la demanda eléctrica y el desarro -
lio de otros sectores del sistema»
Desde este último punto de vista, resul
taría mas lógico disminuir el tamaño de la muestra,
tomando solo períodos de tiempo recientes y relati
vamente cortos,- a fin de que la estructura económi
ca de los mismos sea lo mas representativa posible
de las condiciones que van a regir en un futuro in
mediato.
Esta consideración es tan importante, -
que afecta no solo la elección del intervalo de
tiempo, para la determinación de la relación fun -
cional que da el consumo eléctrico, sino la elec -
ción o el valor relativo que tendrá el método de -•
extrapolación en la proyección de la demanda* Si
existen razones poderosas para pensar que las con-
diciones futuras distarán bastante de las que ca -
racterizaron el período pasado, la extrapolación -
tendrá escaso valor; tal es el caso por ejemplo,
en que se contemplan modificaciones sustanciales -
en la estructura productiva del sector industrial
1-12
que en cambio, no han tenido lugar en los últimos
años* Cabe subrayar esta última condición, pues
existe a menudo la impresión equivocada de que la
extrapolación implica necesariamente una hipótesis
estática con respecto a la marcha del mecanismo
económico y en particular, en la que se refiere a
la electrificación de los sectores de la demanda.
Lo anterior es obvio que no ocurre así, la obje
ción se presenta únicamente cuando hay razones pa-
ra creer que el ritmo de electrificación en los -
años siguientes, va a ser muy diferente del que -
prevaleció en el pasado reciente* En otras pala -
bras, el método de extrapolación en el tiempo, per_
mite incorporar los factores dinámicos propios del
desarrollo eléctrico; en cambio como es lógico, -
no permite prever la influencia de cambios en dicha
dinámica*
En resumen, el método consiste en repr£
sentar gráficamente los valores correspondientes -
al consumo de energía en una serie de años, y esta_
blecer una línea de ajuste. Conociendo la ecua -
ción de la línea de ajuste se puede extrapolar y -
colocar en el gráfico los puntos correspondientes
a la demanda de los años futuros»
Para facilitar la representación gráfi-
ca, se suele tomar valores logarítmicos, mediante
los cuales se pueden reducir muchas curvas'a rec -
tas.
Tal es el caso de una ecuación exponen-
cial de la forma:
xYx = A0 B en la que
log Yx =-log A -i- XlogB;
1-13
haciendo: a = log A y b - log B, podemos expresar
la ecuación como una línea recta logarítmica del
tipo
log Yx « a + bx
Este método de proyección supone que -
cada actividad económica sigue una ley de creci -
miento, que se representa con una curva asintóti-
ca con el tiempo y que los hechos que determina -
ron el crecimiento de la demanda de energía en el
pasado, continuarán actuando en igual forma en el
futuro *
El método de extrapolación histórica -
es utilizado, cuando no se dispone de elementos -
que permitan proceder en otra forma y además que
existan antecedentes que permitan intuir que las
condiciones presentadas en el pasado continuarán
en un futuro próximo»
b) MÉTODO EN EL CUAL LA VARIACIÓN DEL CONSUMO
ASOCIA A ALGUNOS INDICADORES MACROECONO-
. , DECIR. PROYECCIÓN CONDICIONAL O DE SEGÚN
DA ORDEN,
Este grupo comprende aquellos métodos
en los cuales la variación del consumo de electri_
cidad, se asocia a una o mas variables macroeconó
micas ( y también al tiempo ) mediante diversas -
formas funcionales. Como en el caso anterior, la
selección de la función se hace en general dentro
de una familia de funciones que dependen de uno o
mas parámetros, y el cálculo de estos últimos se
efectúa por el procedimiento de los mínimos cua -
drados*
1-14
Una primera y fundamental distinción -
que debe hacerse dentro de este grupo es aquella
que se refiere a los procedimientos que incorporan
explícitamente la variable tiempo y los que no lo
hacen. Del análisis que se realiza en este traba-
jo t surge como conclusión inevitable que sólo mere
cen ser tomados .en cuenta, aquellos métodos que iri
troducen específicamente al tiempo como variable -
independiente que influye sobre la demanda eléctr^L
ca*
La forma mas conocida y utilizada de de_
pendencia entre la demanda eléctrica y determina -
das variables macroeconómicas, es aquella que vin-
cula dicha demanda con el producto bruto o el in -
greso real, según los casos*
Por otro lado, el grado en que las pro-
yecciones de demanda eléctrica pueden ser mejora -
das con respecto a una simple extrapolación ( por
ejemplo incorporando al análisis determinadas vari-a
bles macroecoñómicas ) f siempre' que no haya cambio
de estructura, depende fundamentalmente de la con-
fianza con que pueda predecirse el comportamiento
futuro de dichas variables (ingreso real, produc -
ción industrial, urbanización, etc.)
Sinembargo, no se deben exagerar los re_
querimientos en este aspecto. Aunque el margen de
incertidumbre con respecto a la evolución futura -
del producto bruto sea muy grande, la incorpora -
ci6n de esta variable al análisis de la demanda e-
léctrica, asegura cierta congruencia entre las me-
tas del plan de expansión eléctrica y el programa
de desarrollo de otros sectores de la economía»
1-15
En otras palabras, una búsqueda racional de la dis_
tribución óptima de los recursos de inversión, re-
quiere un análisis previo de la relación entre de-
manda eléctrica y crecimiento del producto y del -
ingreso bruto, sobre todo en un período en que se
prevén cambios de estructura,
Los dos tipos de demanda eléctricas en
función del crecimiento del producto bruto por se£
tores y, en función del ingreso personal disponi -
ble de la población urbana, se pueden proyectar en
términos generales„
En los primeros pasos del proceso de de_
sarrollo, el ingreso personal disponible se desti-
na a incrementar el nivel de alimentación y de ve£
tuario? en sus etapas posteriores se incrementa -
la demanda de bienes duraderos para el hogar que -
requieren un consumo apreciable de energía eléctri
ca, adicional naturalmente a la que se gasta en -
iluminación». En consecuencia, una parte aprecia -
ble de la demanda derivada del aumento del bienes-
tar r estará estrechamente vinculada a la produc -
ción de los bienes durables para el hogar y, a la
capacidad de compra de estos bienes0
El crecimiento de la población urbana -
constituye un factor autónomo de la demanda eléc -
trica,, cuya vinculación con el nivel de ingreso no
es muy estrecha. Este aumento de la población im-
plica un crecimiento del área que abarcan las ciu-
dades y, por lo tanto, un aumento del suministro -
del servicio público, además de una mayor demanda
de energía para las viviendas.
- 1-16
Los factores mencionados (crecimiento
del ingreso personal disponible, aumento de la -
población urbana y lógicamente una distribución
mas equitativa del ingreso), son los que princi-
palmente afectan a la demanda de energía eléctri_
ca que se ha clasificado aquí corno derivada del
bienestar.
En general las necesidades de energía
eléctrica derivadas del aumento del bienestar,no
tienen una relación que las ligue en forma mate-
mática con el crecimiento económico, por lo me -
nos dentro de ciertos límites.
c) MÉTODOS DIRECTOS Y DE ENCUESTA.
Este grupo comprende aquellos procedí^
mientas de consulta directa con las empresas in-
dustriales (al menos con todas las importantes y
llevando a cabo además un maestreo de las otras)
y un maestreo de las tendencias probables de los
consumidores domésticos»
Sin perjuicio de complementar en mu -
chos casos los métodos indirectos que emplean
fórmulas matemáticas y que han sido analizadas -
precedentementef estos métodos constituyen en al
gunos países la base para las proyecciones de la
demanda eléctrica*. Es así que en el presente es_
tudio se ha realizado encuestas industriales y,
ellas, han complementado la información estadís-
tica de que se disponía. Ver ANEXO No« II-l.
C A P I T U L O I I
- ESTUDIO DEL MERCADO ELÉCTRICO DEL SISTEMA,
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN:
Conforme a lo expuesto en los tres mé_
todos de proyección de la Demanda, el punto de -
partida para el estudio del'mercado eléctrico, -
es la recopilación de información, tanto en el -
aspecto técnico (equipamiento actual del servi -
ció)r como en el estadístico (consumos de años -
anteriores)* Con ellos se podrá inmediatamente
saber la situación actual y los cambios que ha -
habido en cuanto a oferta y demanda de energía -
eléctrica se refiere.
La información recopiladar nos deter-
minó la experiencia pasada, pero principalmente
nos sirvió para establecer parámetros que en el
futuro por su magnitud, pueden variar significa,
tivamente la proyección de la demanda, creando
condiciones y características diferentes del -
mercado eléctrico, en relación con las del pe -
ríodo anterior considerado. ..
En la mayoría de los casos, se buscó
que la información en "lo posible cubra un perÍ£
do relativamente largo, se estableció que en ge_
neral 10 años podían bastar para que las líneas
de regresión o de tendencia sean utilizables en
el análisis, pese a posibles trastornos económi^
eos que puedan haber ocurrido durante el perío-
do* Lo que se persiguió es eliminar estimacio-
nes influidas por situaciones transitorias que
II-2
afecten a períodos relativamente cortos»
Los factores de tipo económico y social -
que intervinieron en la definición de tasas de creci_
miento, fueron definidos con las personas e institu-
ciones que tienen a su cargo fijar la política de d<a
sarrollo del País y en nuestro caso del Sistema Cen-
tro Sur.
Refiriéndonos específicamente al SISTEMA
en estudio se han obtenido los siguientes datos:
a) DATOS TÉCNICOS (ANEXO No, 1-2)
En este anexo, se encuentran todos los
datos en cuanto a generación, transformaciónr
transmisión y distribución se refiere; es decirf
la situación actual del servicio 'en el Sistema -
Centro Sur y de las empresas que están a cargo de
la producción y venta de energía» Para la recop^L
lación de estos datos, se ha elaborado formula -
rios, los mismos que pueden observarse en el anexo
en mención»
b) PATOS DE CONSUMOS (ANEXO No. ÍI-1)
La información recopilada, en cuanto a
consumos de energía, ha sidcí factible obtener a -
nivel de parroquias, de empresas y provincias del
Sistema* Estos datos han permitido tener una idea
suficientemente real de cada una de las zonas que
conforman el sistema.
En algunos casos se ha obtenido infor-
mación de consumos de algunos años atrás, pero de_
II-3
bido a que hay sectores que se han integrado últi-
mamente e solo ha sido posible extraer datos de con
sumos mensuales de uno o dos años atrás.
Con la finalidad de obtener la informa-
ci6n que obedezca a unas mismas bases, a continua-
ción se define los tipos- de consumo de energía
eléctrica.
Residenciáis
Se define como consumo residencial, al
destinado exclusivamente para usos domésticos de -
la unidad familiar, que se encuentra formada por -
las habitaciones y anexos que constituyen una res:L
dencia familiar»
Comerciáis ">
Es el consumo de energía eléctrica en -
casas, edificios, departamentos, etc., destinados
por el abonado o sus inquilinos, para fines de ne-
gocio o actividades profesionales, educacionales e
institucionales, y locales destinados a cualquier
otra actividad, por la cual sus propietarios o
arrendatarios perciben alguna remuneración del pú-
blico que a ellos concurra» Por tanto, se clasifi^
carán como consumo comercial la energía utilizada
en tiendas, almacenes, salas de cine, hoteles, es-
cuelas , colegios, universidades , clínicas, hospital
les, templos, iglesias, etc»
Industrial:
Se clasifica como consumo industrial a
la energía utilizada en fábricas, talleres, aserra_
II-4
deros, curtiembres, molinos, etc*, destinados a la
elaboración o transformación de productos por cual_
quier proceso industrial„
Alumbrado Público:
Se denomina consumo de alumbrado públi-
co, a la energía utilizada para alumbrado de ca —
lies, plazas, sitios de recreo, parques, pilas lu-
minosas, etc., que son de libre ocupación del pú -
blico.
Oficiales:
Dentro de esta categoría están incluí -
dos los consumos de energía eléctrica de las ofici_
ñas o dependencias de los Municipios, Consejos Pr£
vinciales y en general instituciones del Gobierno
del Ecuador, cuyo funcionamiento se halla totalmen
te financiado con fondos provenientes del Estado,
c) OTROS DATOS;
Se refieren a toda la información rela-
tiva al crecimiento de la población, así cómo su -
distribución en el territorio nacional. Esta in -
formación fue obtenida de la Dirección de Censos y
Estadísticas de la Junta Nacional de Planificación
y Coordinación Económica, en base a los censos de
población y vivienda realizados en 1.962 y 1.974.
En el Anexo No«11-2 se puede observar -
los datos de población de las provincias que con -
forman el sistema para los años 1.962 y 1.974 y la
tasa de crecimiento de población en el período mera
clonado. •
II-5
Además fue conveniente solicitar los dia_
gramas unifilares de los sistemas eléctricos respec_
tivos, con la finalidad de determinar el área servi_
da, que será la base para la futura programación de
obras»
Es recomendable anotar en este punto que
siempre será necesario tomar contacto con las inst;L
tuciones que tengan que ver con el desarrollo del -
País, a fin de que la programación del desarrollo -
del sector de la industria eléctrica, esté encuadra
da dentro de los otros programas de desarrollo del
País, fundamentalmente en aquellos que pueden inci-
dir significativamente en la tasa de crecimiento . -
del mercado eléctrico.
d) ENCUESTAS INDUSTRIALES:
Debido a que muchas industrias tienen g<s
neración propia, ha sido necesario darles la debida
atención, tomando toda la información estadística -
de su producción y consumo de energía eléctrica» A
éstos se los consideró como clientes potenciales, -
que se integrarán al servicio público»
La consulta efectuada a las industrias -
se refirió a sus planes de expansión previstos, ha-
biéndose considerado que si estas ampliaciones im -
plicaban incrementos de carga conectada de mas de -
1*000 kw, serían tratadas como cargas especiales;
y, si eran incrementos menores se incluirían en la
tasa de crecimiento anual del mercado eléctrico in-
dustrial „
. '* Con tal objeto se ha diseñado los formu-
II-6
larios adecuados para realizar las Encuentas Indus-
triales, los-mismos que se puede observar en el
ANEXO N-41 II-3.
2»~ PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA PARA EL PERIO-
DO 1.973 - 1,980,
Con el objeto de realizar la proyección
de la demanda de potencia del Sistema Centro Sur y
que ésta sea el fiel reflejo de las necesidades del
mismo, se ha procedido a dividir el Sistema en 14 -
zonas, habiéndose efectuado tal división de acuerdo
a dos criterios: a) de conformidad con la sitúa -^ción geográfica; y, b) a las características simi-
lares de las poblaciones.
Las zonas en que se ha dividido el Siste_
ma y sus respectivas poblaciones son: (Gráfico N- 1)
Cañar 1 : Comprende la ciudad de Cañar con su área
urbana y periférica.
Cañar 2 s Comprende las parroquias rurales de Ca -
ñar, que son: Chontamarca, Chorocopte,
El Tambo, G» Morales, Gualleturco, H.Vas_
quez, Ingapirca, Juncal, M.J. Calle, Parí
cho Negro, San Antonio, Suscal y Zhud.
Biblián y Parroquias '; Comprende B ib lian área urba-
na y periférica y las parro-
quias de Nazón, Turupamba, -
II-7
Azogues 1
Azogues 2
Gualaceo
Paute
Sta.Isabel
y Girón 1
Sta.Isabel
y Girón 2
Sigsig
San Francisco de Sageo«
Comprende la ciudad de Azogues con su área
urbana y periférica»
Comprende las parroquias rurales de Azo
gues, que son: Bayas, Borrero, Cojitambo,
Deleg, Guapán, Javier Loyola, Luis Corde -
ro, , Pindilig, Rivera, San Miguel, Taday»
Comprende el cantón Gualaceo, área urbana
y periférica y las parroquias; Chordeleg,
Daniel Crespo Toral, Jadán, M. Moreno,
Principal, Remigio C* Toral, San Juan,
2hidmad*
Comprende el cantón Paute, área urbana y -
periférica y las parroquias: Amaluza, Bu-
lan , Chican, Guachapala, Guarainac, Palmas,
Pan, San Cristóbal, Sevilla de Oro, Tome -
bamba y Ushupud*
Comprende los cantones de Sta. Isabel y
ron, con su área urbana y periférica.
Comprende las .parroquias rurales de estos
dos cantones, que son: Asunción, Coohapa-
ta, El Progreso, Nabón, Nieves, Oña, San -
Fernando, Abdón CAlderón, Camilo Ponce, Pu
cara, El"Carmen de Pijilí, Shagllí y las -
parroquias del cantón Cuenca: Tarqui, Vi£
toria de Pórtete, Cumbe, Quingeo0
Comprende el cantón Sigsig, área urbana y
II-!
Cuenca 1
periférica y las parroquias Cutchil, Gima,,
Guel, Ludo, San Bartolomé y San José de Ra_
ranga»
Comprende las parroquias de Sayausí, Bañosr
Turi, San Joaquín y las poblaciones de Ya-
nuncay, B* Airesr Gush, Narancay y Misicata,
Cuenca 2 : Comprende las parroquias de Checa, Chiquin-
tad, Sinincay y las poblaciones de Saucay y
Saymirín,
Cuenca 3 : Comprende las parroquias de Llacao, Sidcay,
Ricaurte, Paccha, Sta» Ana, Nulti, Cordero,
El Valle y la población de Solano, que per-
tenece a la provincia de Cañar.
Cuenca URs Comprende la ciudad de Cuenca, área urbana
y periférica*
2.1 PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN:
Los datos referentes a'la población de
las zonas y la distribución de la misma en el si£
tema, han sido extraídos de..la publicación reali-
zada por la Dirección de Censos y Estadísticas de
la Junta Nacional de Planificación y Coordinación
Económica, que tiene como base el censo de pobla-
ción y vivienda de 1.962 y de 1-974.
Con estas publicaciones oficiales, se
procedió a encontrar las tasas de crecimiento de
la población de cada una de las zonas y con ellos
se realizó la proyección correspondiente hasta el
año 1.990. En el Anexo N^II-4 se halla la proyec-
II-9
clon de la población para cada una de las zonas
en las que se ha dividido el Sistema, partiendo
de la población censada en 1.974 y las tasas -Xs&
acumulativas media anuales registradas en el pe_
ríodo 1-962 - 1.974.
Las tasas de crecimiento utilizadas
fueron obtenidas de la siguiente fórmula:
P = Po ( 1 + r )n
Si nos referimos al análisis de la -
población la fórmula funcionará así:
P = Población en el año n (1,974)
Po - Población en el año inicial(1.962)
r = Tasa de crecimiento
n = Número de años del período en -
análisis (12 años)
Los resultados de los Censos de Po -
blación y Vivienda de 1.962 y 1.974, anotados -
en el Anexo' No,IIr,4, señalan que la población en
el área del Sistema Centro Sur a 1.974 es de
503.470 habitantes, que representa aproximada -
mente el 8% del total del País»
La población se distribuye en la fo£
iría siguiente: áreas urbanas 137*477 que corre£
ponde al 27% del total del área; y, área rural
365.993 que corresponde al 73%e Los porcenta -
jes registrados de población urbana y rural com-
parados con los valores promedios del País que
son: 44% y 56% respectivamente, demuestran que •
en el Sistema, la población rural es predominan,
te.
Pag.
2£.~ Proyección de la Demanda de Potencia pa..
ra el período 1.973 - 1.980. II-6
2.1 Proyección de la Población II-8
2.2 Proyección de la Demanda Residencial 11-10
2.3 Proyección de la Demanda Comercial 11-13
2.4 Proyección de la Demanda Industrial 11-14
2*5 Proyección de la Demanda de Alumbrado -
Público y otros . 11-16
2.6 Total de Consumos 11-17
2.7 Pérdidas de Energía 11-18
Energía Generada 11-19
Factor de Carga 11-20
Estudio de Mercado - Zonas Clasificadas 11-21
GRÁFICOS:
N* 1 ZONAS CLASIFICADAS EN EL SISTEMA
NA 2 CURVA DE DEMANDA MÁXIMA Y EQUIPAMIENTO
« •*í
ANEXOS:
Na II-1 INFORMACIÓN ESTADÍSTICA\ Provincia del Azuay
- Provincia del Cañar
N-11 II-2 DATOS DE POBLACIÓN
NA II-3 ENCUESTAS INDUSTRIALES>
N* II-4 PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN DE ACUER
DO A LAS ZONAS CLASIFICADAS.
C A P I T U L O I I I
PROGRAMACIÓN DE OBRAS
Pag.
ANTECEDENTES III»!
1a.- Obras de Generación . III-3
2a.- Obras de Transformación III-4
3a-»- Obras de Transmisión III-5
4A.- Obras de Distribución III-7
5a.- Cronograma de Obras III-8
Conformación y Evolución del Sistema III-9
ANEXOS:
N& III-l CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRAS
C A P I T U L O IV
ANÁLISIS OPERACIONAL DEL SISTEMA
(FLUJO DE POTENCIA)Pag.
1&.~ Objeto y Alcance • . IV-1
2-a.~ Metodología aplicada IV-2
3 .- Criterios y Datos Básicos IV-3
3*1 Límites de Regulación IV-3
3*2 Factor de Potencia de la Carga IV-4
3.3 Parámetros de los elementos del Sistema IV-4
3.4 Condiciones Emergentes • IV-5
3.5 Relación de Transformación IV-5
3.6 Regulación para las lineas radiales a 23 KV. IV-5
3.7 Compensación Reactiva IV-5
Pag.
4-°*- Configuración del Esquema IV-6
4.1 Casos Procesados ' IV-6
4*2 Salidas del Computador IV-8
5&.~ Conclusiones y. Recomendaciones IV-8
5.1 Regulación de Tensión IV-8
5.2 Pérdidas IV-10
5.3 Generación y Transferencia de Potencia IV-10
5*4 Cargas en las Líneas IV-11
ANEXOS s .
IV-1 PARÁMETROS DE LINEAS Y TRANSFORMADORES
IV-2 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA.
C A P I T U L O V
CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS OBRAS
Pag,
!•£*- Objeto y Alcance V-l
2A.~ Obras de Generación ' V-l
I „- Proyecto Hidroeléctrico Saucay V-l
II»- Proyecto Térmico Monay V-5
3 .- Obras de Transmisión V-6
4a*- Obras de Transformación . V-8
ANEXOS :
V-l ESQUEMAS UNIFILARES DE LAS SUBESTACIONES:
- Saucay I y II Etapa
- S/E # 3 (Monay)
- S/E Azogues
- S/E Girón
- S/E # 4 y S/E # 6 de Cuenca.
C A P I T U L O VI
INVERSIONES
Pag.
Costos Unitarios VI-1
Costo Estimativo .del Programa de Obras VI-3
Calendario de Inversiones VI-7
ANEXOS :
VI-1 PRESUPUESTOS DE;
- Líneas a 69 KV y 23 KV
- Subestaciones-
Pag.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES VII»!
11-10
Sinembargo, a estas publicaciones ofi-
ciales/ hay que tomarlas con las debidas reservas,
debido a que las tasas de crecimiento d^ la pobla_
ción no se cumplen con exactitud, como consecuen-
cia de factores como: fenómenos migratorios del
campo hacia los centros industriales y de consumo*
(Quito/ Guayaquil, Cuenca) la mortalidad, fecundi_
dad/ etc*
Para la proyección de la población ser
vida en el período en estudio/ se descartaron los
índices históricos registrados, por considerar
que las condiciones de desarrollo estaban en todo
caso limitadas por la disponibilidad de energía y,
se ha establecido (según INECEL) como meta en el
sistema alcanzar la incorporación al servicio -
eléctrico para 1.980 del 48.8% de la población/ -
con un índice de 12,2 habitantes por abonado»
En el Cuadro de la "Demanda del Siste-
ma Centro Sur" , se establece que la población ser_
vida en el área alcanza al 24.2% en 1.974, porcen
taje que está por debajo del promedio nacional co_
rrespondiente, que es de 32%.
2.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA RESIDENCIAL :
El análisis y las proyecciones de la -
demanda en el sector residencial, presentaron -
cierta facilidad debido a la homogeneidad estadí£
tica de este sector en comparación con el indus -
trial y comercial. Los dos parámetros fundamenta^
les, que determinaron el consumo residencial to -
tal, fueron el número de abonados residenciales y
11-11
el consumo promedio por abonado? encontrándose
que su variación estaba estrechamente vinculada
al nivel de ingresos y a su distribución.
Debido a que actualmente no existen -
restricciones en la oferta de energía/ el incre_
mentó previsto en número de abonados está estríe
chámente vinculado con el incremento de pobla -
ción y con el incremento de construcciones* En
cambio la evaluación del consumo promedio por -
abonado, ofrece mayores dificultades ya que es-
to es dependiente del uso de aparatos eléctri -
eos en el hogar, para iluminación, producción -
de calor (cocinas, agua, etc.) y uso mecánico ->•
(radio, televisión, refrigeración, limpieza).
Por tanto/ al imponerse una meta de
electrificación, debemos dar servicio eléctrico
a un mayor porcentaje de población, lo cual ha
implicado en el mercado eléctrico, imponerse
una tasa de crecimiento, tanto en el número de
abonados, como en el consumo por-abonado.V
Por este motivo y en razón de que la
familia representativa ecuatoriana está entre 6,
7 u 8 personas, nos hemos impuesto como meta, 6
habitantes por abonado para 1.980.
En cambio, la tasa de crecimiento
del consumo, ha sido ajustada de acuerdo a la -
tendencia histórica, sinembargo de lo cual en -
los casos en que la tasa es decreciente o el pe
rlodo de estudio no permite sacar una tasa razo
nable, se ha adoptado índices de 3 y 4% acumula
tivo anual, que corresponde en forma aproximada
11-12
al crecimiento del ingreso percápita en el País»
En las zonas sin servicio eléctrico o
con servicio eléctrico incipiente, que van a ser
alimentadas por la expansión del sistema/ la de™
•terminación de su demanda potencial y del creci-
miento de sus consumos' no tiene gran influencia
sobre la demanda total del sistema, ya que el -
área aún no servida representa una fracción pe -
quena del consumo»
En estos casos, la evaluación de la -
demanda fue un problema de aproximación que no -
pudo realizarse sino a través de una comparación
con otras áreas similares ya servidas, de igua -
les actividades económicas y de un nivel de ren-
ta individual semejante» (Se ha considerado un
mínimo de 250 KWH por abonado residencial)»
Supuestas estas condiciones y aceptan
do que el precio de la energía, será por la inte_
gración, análogo al de las áreas de comparación;
se concluyó que la demanda y su evaluación en
las zonas en estudio, tendrán un comportamiento
similar a las zonas tomadas como referencia.
Para aquellas poblaciones que se in -
tegran, el crecimiento de consumo de energía es
un tanto acelerado, debido al impacto que experi^
mentan con la dotación de servicio, observándose
que en algunos casos la tasa de crecimiento lle-
ga hasta el 8%,
Para el cálculo de. la demanda Residen_
cial en cada una de las zonas en que se ha divi-
11-13
dido el sistema, se hizo uso'del Programa "MERCA"
implementado por INECEL para el Estudio de la De-
manda del mercado eléctrico.
. Los resultados han sido codificados en
los cuadros adjuntos a este Capítulo y además se
presenta una_proyección de índices de Electrifica
ci6n y la variación de tasas de crecimiento de Pc_
tencia - Energía y Población en (%) hasta el año
de 1.980.
2.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA COMERCIAL:
Se ha comprobado que el número de con-
sumidores comerciales, varía anualmente en la mi£
ma proporción con que varía el número de consumi-
dores residenciales, pero naturalmente los consu-
mos promedios unitarios de los abonados comercia-
les son relativamente mayores que los residencia-
les, así como su tasa de crecimiento*
Paira determinar el crecimiento del nú-
mero de consumidores comerciales, se evaluó la re_
lación que éstos tienen en porcentaje de los con-
sumidores residenciales. Se observa que el núme-
ro de consumidores comerciales representa del 15
al 20% de los consumidores residenciales, lo que
significaría que de cada 100 familias, 15 o 20 se
dedican a la actividad comercial» Si asumimos -
que este porcentaje prevalecerá en el futuro, o -
se determina su variación con respecto a la pro -
yección del número de consumidores residenciales,
se puede obtener la proyección de los consumido -
res comerciales *
11-14
Por división entre los consumos comer
ciales y el número de consumidores comerciales ~
se obtienen los consumos unitarios en los años -
de historia. Determinando la tasa de crecimien-
to de los consumos comerciales unitarios se obser
vó que es significativamente mayor que la tasa -
de crecimiento de los consumos unitarios residen
ciales . Con esta tasa de crecimiento determina-
da, se hizo la proyección de los consumos especí_
fieos»
Para aquellas zonas con servicio
trico insipiente o que no disponen del mismo , se
ha asumido un consumo mínimo de 375 KWH, por ab£
nado comercial, con una tasa de crecimiento del
8% y para las zonas que si tienen servicio, la -
tasa de crecimiento es la de la tendencia histó-
rica.
2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA INDUSTRIAL:
Este consumo es el de mas importancia
y el mas dificil de proyectar. El error que se
pueda cometer en la determinación de la tasa de
crecimiento industrial,, incide en la proyección
total r en razón de que este consumo por su magni^
tud, representa un gran porcentaje del mercado.
Por esta razón, se le ha dado preferente atención
al estudio de este tipo de mercado.
El aumento de consumo de electricidad
como factor productivo, o sea la demanda del sec_
tor industrial, se produce por la acción super -
.puesta de tres causas diferentes que conviene
11-15
distinguir: a) El aumento de la producción in -
dustrial; b) El proceso de utilización de ener-
gía eléctrica en cada sector industrial; y, c)
La modificación de la estructura industrial.
Explicaremos rápidamente estas causas:
a) Se ha comprobado que el aumento de la produc
ción industrial, conduce a un incremento pa-
ralelo del consumo de electricidad, aún cuan
do el consumo específico (kwh/sucre adicio -
nal) permanezca constante.
b) El proceso de utilización de energía eléctr^L
ca en cada uno de los sectores industriales,
se incrementa como resultado del mayor grado
de mecanización en los procesos industriales,
como por ejemplos el uso de hornos eléctri-
cos que sustituyen a los convencionales, deri
tro de la industria siderúrgica, etc.
c) La modificación en la estructura industrial,
se produce debido al desarrollo del País o -
de la región, lo que se comprueba con la apa.
rición de nuevas industrias, con altos coefi_
cientes de consumo específico (kwh/sucre adi_
cional), como sucede en el caso en estudio -
con las industrias ERCO, GUAPAN o la indus -
tria pesada en general..
Sinembargo, al considerar la tasa de
crecimiento de este tipo de consumo, se ha dis -
tinguido las industrias de gran consumo eléctri-
co y aquellas de pequeño consumo eléctrico» Pa-
ra las primeras se utilizó los consumos estadís-
11-16•r
ticos y sus planes de producción y ampliación y,
con estos datos, se determinó su tasa de creci -
miento. En cambio para las segundas, la tasa de
crecimiento del consumo fue ajustada a la tenden
cia histórica del período considerado»
En consecuencia, la proyección total
corresponde a la integración de los consumos
existentes/ más los consumos que por su magnitud
estén considerados fuera del crecimiento normal
(mayores de 1.000 Kw) y que por tanto represen -
tan saltos en la curva de la proyección de la de_
manda* (Gráfico N* 2.)
Para el caso en estudio se ha conside
rado como cargas especiales a las fábricas: ER~
CO Y GUAPAN habiéndose utilizado para las mismas
tasas de crecimiento del orden del 8 al 13%; y,
para el resto, o sea el consumo industrial en sí,
tasas del 8 al 10%.
2*5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ALUMBRADO PUBLICO Y
OTROS s
La proyección del consumo de alumbrado
público, se realizó en base de programas efecti-
vos de ampliaciones de redes de distribución y/o
mejoramiento de los niveles lumínicos de las ca-
lles públicas (caso de Empresa Eléctrica Cuenca)„
Cuando estos programas no existían
(como es el caso del Cañar), la proyección del -
consumo del alumbrado público se realizó en base
de un análisis de la tasa de crecimiento del pa-
sado*
11-17
Se observó, que la tasa de. crecimiento
del consumo de alumbrado público es bastante simi
lar a la tasa de crecimiento de la población (4%)
y que el consumo de alumbrado público por habitan-
te/ oscila entre 16 y 20 Kwh por habitante por -
año» Conocida la proyección de la población y
con el índice unitario de consumo de alumbrado pú
blico por habitante, se pudo fácilmente determi -
nar la proyección de este consumo.
En el tipo de consumo OTROS, están -
aquellos como los suministros especiales, servi -
cios gratuitos, consumos oficiales y consumos oca
sionales. La proyección de estos consumos para. -
las zonas del sistema han sido considerados como
un solo total con alumbrado público*
2,6 TOTAL DE CONSUMOS:
El total de consumos representa la pro_
yección total de la zona o sistema y se determina
por la suma de las proyecciones residencial, co -
mercial, industrial, alumbrado público y otros»
La tasa de crecimiento de estos consumos, fue mi-
nuciosamente analizada puesto que ésta, es la que
realmente representa el crecimiento del mercado »
eléctrico.
Cabe anotar que en los mercados elé'c -
trieos que han alcanzado un buen grado de desarro
lio se observan tasas de crecimiento anual del 8%.
En el caso de nuestro país, la tasa media anual -
de crecimiento es mayor, yes así como las esta -
.dísticas muestran que es del orden del 12%* Para
11-18
el sistema en estudio la tasa resultó ser del
14,1%, en razón del menor grado de desarrollo re
lativo de la zona, comparativamente con el prome_
dio del país, pero como es lógico, a medida que
se vaya logrando un buen grado de desarrollo, e£
ta tasa irá disminuyendo» En todo caso, la tasa
de crecimiento de este sistema está plenamente ™
justificada ya que se trata de una zona con gran
prospexión en el campo industrial.
2.7 PERDIDAS DE ENERGÍAS
Las pérdidas de energía eléctrica en
%, se determinó comparando la energía generada -
con la energía vendida o facturada según la si -
guiante fórmula:
EG - EV% Pérdidas = • x 100
EG
donde s
EG = Energía Generada»
EV = Energía Vendida.
Estas, son consecuencia de las pérdi-
das en las subestaciones de transformación, lí -
neas de transmisión, redes de distribución y por
los usos ilícitos, conocidos comunmente como con
trabandos«
Las pérdidas de energía aceptables en
nuestro medio, están en el orden de los siguien-
tes valores:
11-19
Transformación 0.5 - 1%
. Transmisión 5 - 0 - 7 %
Distribución 5.0-7%
Es decir/ las pérdidas normales que de_
ben aceptarse en los sistemas eléctricos de nues-
tro país, no deben ser-mayores del 1 5%. Cual
quier porcentaje mayor significa deficiencias en
el sistema de transmisión, distribución y/o exce-
so de usos ilícitos o contrabandos.
En general, todo sistema eléctrico de-
be tener un programa adecuado para reducir las -
pérdidas de energía y esto podría conseguirse en
base de un mejoramiento de las líneas de transmi-
sión, redes de distribución y acometidas.
En el presente estudio, la variación -
del porcentaje de pérdidas, se la hizo en forma -
lineal, más rápida o más lentamente, según el ca-
so, dependiendo de los requerimientos y caracte -
rísticas del sistema y sus zonas.
ENERGÍA GENERADA:
Una vez que se ha determinado la ener-
gía facturada y las pérdidas, se calcula la ener-
gía generada en el sistema, la cual se calcula
utilizando la fórmula:
EV
EG =
I-Perdidas»
De acuerdo a los resultados obtenidos,
•II - 20
podernos observar que la tasa de crecirrrLento de la energía
generada y de la energía vendida o factxarada, es la misma,
para aquellos casos en los cuales las pérdidas permanecen
constantes; es diferente, en las zonas que no se considera
constante, en cuyo caso, la tasa de crecimiento de la ener
gía generada, variará con respecto a la energía vendida o
facturada en la misma magnitud con que varía la tasa de di¿
minución de pérdidas.
FACTOR IE CARGA.: Se conoce corro factor de carga, a la reía
ció*n entre la demanda media y la demanda máxima, es decir:
c D. Media ,, TS ™ J- mfe = -rr — =-rr— ; — pero: kg = D. Media x TD. Máxima r &
D Lfedia = -£ f o = S=jj. jxiecaa xc
Los factores de carga son el fiel reflejo, del tipo de trerca
do. En los rrercados tipicarrente residenciales los factores de
carga diario son del orden de 0.2 a 0.3,
lünrlos mercados donu^'o^ha desarrollado en algún
grado la industria, como Quito y Guayaquil, los factores de
carga son mayores y oscilan entre 0.4 y 0.6.
En nuestro caso, el factor de carga está en el or
den de 0.4, es decir se trata de un sistema con algún grado
de desarrollo industrial.
A continuación de este capítulo, se presenta tabú
lando el resultado del Estudio de Mercado para cada una de las
zonas clasificadas en el Estudio.
11-21
*********************************** ***************** *
* E S T U D I O D E M E R C A D O *
*A*
SISTEMA CENTRO SUR
ZONAS GASIFICADAS
* 1 Cañar 1 AA A* 2 Cañar 2 • AA _ A* 3 Biblián y Parroquias ' *A A* 4 Azogues 1 . *A *
* 5 Azogues 2 *A A* 6 Gualaceo *A A
* 7 Paute *A ' *
* 8 Sta. Isabel y Girón 1 *A . *
* 9 Sta. Isabel y Grión 2 ** ** 10 Sigsig *A A
* 11 Cuenca 1 *A *
* 12 Cuenca 2- *A *
* 13 Cuenca 3 *A A
* 14 Cuenca Ur. . . *A A
* 15 Total del Sistema Centro Sur. . *A - *
A A
A - A
A *
A A
***AAA***A********A**********#********************A
11-2
2
ES
TU
DI
O
'DE
M
ER
CA
DO
PROYECCIO
DE
LA
DEMANDA
DE
CAÑAR 1
AÑ
O
1.97
3
1.97
4
1,97
5
1.97
6
1.97
7
1.97
8
1*97
9
1.93
0
TASA
%
POB
IAC
-(m
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GRÁFICO N2- 1
S I S T E M A C E N T R O . S U R .
ZONAS CLASIFICADAS
LINEA A 0.3KVLINEA MENOR A I3.9KWLINEA A 22K.V
LINF.A A 69 KV.
CENTRAL HIDRCELEC.EXI3T.
Hif/ÍRW*
CENTRAL TÉRMICA EXISlEWfE
CENTRAL DIESEL PRMRAM.sunr.sTACicn EXISTENTE5UÜEST/*CION PROGRAMADA
MW
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PROGRAMACIÓN DE OBRAS
ANTECEDENTES,- Luego de haber obtenido los resultados
de los requerimientos de Potencia y
Energía en el Sistema, conforme se van anexando las di-
ferentes poblaciones y cargas especiales, se procedió
a elaborar un plan de obras? el que permitirá alean -
zar en buen grado la oportuna disponibilidad del sumi-
nistro de energía hacia los centros de carga»
Otro punto que ha sido considerado co-'
mo importante para la programación de obras es los ni-
veles de tensión que existen en el Sistema; es así co_
mo en los Sistemas Eléctricos de Cuenca y Azogues, que
son los más significativos, existen equipos e instala-
ciones que representan inversiones importantes y que -
operan a tensiones no normalizadas en el país, tales -
cornos 2.4 KV, 603 KV, 23 KV.
Por lo expuesto anteriormente y en ba-
se a las decisiones adoptadas por INECEL y las Empre -
sas; en este sistema se considerará como tensión pri-
maria de Distribución 23 KV y como tensión de Subs
transmisión 69 KV, eliminándose la tensión de 2.4 y
manteniendo en zonas muy específicas la tensión de 6.3
(Parte Central de la ciudad de.Cuenca).
En relación a la tensión 13.8 KV, que
se halla normalizada como tensión primaria de Distribu,
ción, la Empresa Eléctrica Cuenca ha manifestado que -
. III-2
introducirá las reformas necesarias en sus instalacio-
nes de 22 KV, para disponer de un neutro sólidamente -
conectado a tierra y accesible, a fin de utilizar even
tualmente la tensión 13.8 KV, fase neutro para distri-
bución monofásica.
Según los resultados obtenidos en -
el Estudio del Mercado, la evolución de la Demanda pa-
ra el sistema en el período 76-80 es el siguientes
AÑO Dmax MW Dmax + 15% de Reserva MW
1.976
1.977
1.978
1.979
1.980
17.20
27.77
30.80
34.64
39.54
19.78
31.94
35.42
39,84
45.47
En estos resultados finales del Estudio
del Mercado no se ha incluido la ampliación de la Fá -
brica "Cementos Guapán", ya que esta decisión fue pos-
terior a la fecha en que se hizo dicho estudio. Sinem
bargo, para el equipamiento del Sistema y el estudio -
del flujo de potencia si se ha considerado esta nueva
carga especial, con lo cual la evolución de la Demanda
se modifica a partir de 1.979 (fecha en la que se ha -
previsto entrará en operación la ampliación de la Fá -
brica "Cementos Guapán" con 8 MW), en la siguiente for
mas
III-3
AÑO Dmax MW Dmax + 15% de Reserva MW
1.976
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1.978
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DE GENERACIÓN
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31.94
35.42
49 . 04
54.67
Con los datos del cuadro anterior y mante -
niendo el criterio de que la capacidad de generación -
debe satisfacer la demanda máxima mas un porcentaje de
reserva, que para el presente caso consideramos el 15%,
el equipamiento de generación para el período 76-80 d£
berá ser el siguiente:
GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA
POTENCIA AÑO ENTRADA EN
OPERACIÓN
Saucay la. Etapa
Saucay 2a. Etapa
8 MW
16 MW
SET - 1.977
DIC - 1.979
TÉRMICA
1 Grupo-gas o di'esel
(Monay)
10 MW JUL - 1.979
III-4
2.- OBRAS DE TRANSFORMACIÓN;
Uno de los aspectos fundamentales para la -
programación de las Subestaciones es la zonificación o
distribución de la demanda en la ciudad de Cuenca.
En razón de que no se conoce con exactitud -
la demanda a nivel de subestación se ha hecho una dis-
tribución tentativa, en función de las capacidades de
las subestaciones existentes.
En resumen las obras programadas para trans-
formación son las siguientes:
UBICACIÓN
P. AZUAY:
POTENCIA
KVA
Saucay la.Etapa 2 x 5,000
Saucay la.Etapa 1 x 10.000
Saucay 2a.Etapa 2 x 10.000
RELACIÓN DE AÑO ENTRADA
TRANSFORM. EN OPERACIÓN
4.16/23 KV SET-1.977
23/69 KV 1,978
13.8/69 KV 1.979
CUENCA :
Subestación # 3
Girón
Subestación # 4
Subestación # 4
Subestación # 6
1 x 15.000
1 x 5.000
1 x 10.000
1 x 10.000
1 x 10.000
6.3/23 KV
69/23 KV
23/69 KV
23/69 KV
23/69 KV
JUL-1.979
1.980
1.978
1,979
1.979
III-5
UBICACIÓN •
Subestación # 3
Subestación # 1
Subestación # 2
Subestación ( 5
Subestación # 6
POTENCIA RELACIÓN DE AÑO ENTRADA
KVA TRANSFORM. EN OPERACIÓN
2 x 5.000** 6.3/23 KV
1 x 5.000* 23/6.3 KV
2 x 1.500* 23/6.3 KV
2 x 2.000* 23/6-3 KV
1 x 2.000* 23/6-3 KV
1.976
1.977
1.977
1.977
1.977
P. CAÑAR s
Azogues
Azogues
Azogues
Biblián Secciona-
miento para Cañar
Cañar
1 x 10.000
1 x 10.000
1 x 1.500
I x 2.000
69/23 KV
69/23 KV
23/2.4 KV
23 KV
23/6.3 KV
1.978
1.979
1.977
1.977
1.977
* Son ampliaciones previstas por la Empresa/ en la
parte central de la ciudad de Cuenca. Datos propoír
cionados por la Empresa.
** Se ha concluido su montaje.
3.- OBRAS DE TRANSMISIÓN :
Como habíamos manifestado anteriormente, en
este sistema se considerará la tensión de 69 KV para
substransmisión y la tensión de 23 KV para distribución
primaria.
III-6
En la programación de las líneas se ha toma
do muy en cuenta la ubicación geográfica de las pobla-
ciones, las instalaciones existentes y las condiciones
de voltaje y pérdidas dentro de rangos razonables* Las
obras de transmisión son las siguientes:
LINEAS A 69 KV.
Saucay-Cuenca (Sub* #4)
Saucay-Azogues-Guapán
LONGITUD
Km.
14
26
AÑO ENTRA
OPERACIÓN.
SET-1.977*
FEB-1.979
LINEAS A 23 KV,
Azogues-Biblián-Cañar 27,5
Cañar-El Tambo 6
Cañar-H. Vásquez-Ingapirca 6.5
Tambo-Juncal-Zhud-G.Morales 21
Cañar-Chorocopte 3
Azogues-Borrero-Loyola 6 * 5
Azogues-Coj itambo-Deleg 12„5
Sub.#4 Cuenca-Descanso-Azogues 28
Descanso-Ushupud 10
Ushupud-Chicán 1B 5
Chicán-Zhumir 2.5
1.977
1.977
1«979
1.979
1.979
1,979
1.980
1.977
1.977
1.977
1.977
Operará inicialmente 2 años a 23 KV<
III-7
LINEAS A 23 KV.
Zhumir-Paute
Paute-Guachapala-Pan
Ushupud-Bulcay
Bulcay-Gualaceo
Sub.#3 Cuenca-El Valle
Cuenca-Sn.Joaquín
Cuenca-S ta.Ana-S igs ig
Sigsig-Sn.Bartolomé
Girón-Sta.Isabel
Monay-S/E #6 Cuenca
LONGITUD
Km.
AÑO ENTRA
OPERACIÓN
1.0
12,5
4.0
5.0
9-0
10
34
4.5
26
10
1.977
1.980
1.977
1.977
1.978
1.977
1.976
1.978
1.978
1.978
4"~ OBRAS DE DISTRIBUCIÓN s
La programación de las redes de Distribución
se ha realizado en función del número de abonados resi-
denciales , los mismos que se obtienen del estudio del -
mercado realizado para el período 1.976 - 1.980/ de ca-
da una de las zonas consideradas» Estas obras son:
UBICACIÓN
Cañar Zona Urbana y Periférica
Biblián y Parroquias
Azogues Zona Urbana y Periférica
Gualaceo
N .DE ABONADOS
(1,976 - 1.980)
2.140'
, 1.460
1.780
2.740
III-8
«.
UBICACIÓN N-^.DE ABONADOS
(1.976 - 1.980)
Paute • • 950
Sta.Isabel y Girón Zona Urbana y Periférica 3.290
Sigsig 2.100
Cuenca 2onas Rurales ' • 5.650
Cuenca Zona Urbana 4.220
5.- CRONOGRAMA DE OBRAS : (Ver ANEXO NA. III-l)
Con el objeto de tener una mejor idea de
las actividades a desarrollarse en el período 76-80, -
se presenta un diagrama de barras en el cual se puede
visualizar el tiempo que necesita una obra desde la
etapa de Estudios y Diseñot hasta la construcción y
puesta en operación.
Para tal objeto, una obra comprende básica-
mente las siguientes actividades:
a) Diseños definitivos, licitación y adjudicación pa-
ra suministro de materiales y contratación de cons.
trucción y montaje;
b) Adquisición de materiales y equipos que incluye -
tiempos de fabricación y transporte marítimo; y,
c) Construcción y montajes locales, incluyendo el
transporte interno" y puesta en servicio.
Los tiempos estimados para la programación,
por actividad son los siguientes:
III-9
O B R A - A C T I V I D A D
(a) (b) (c)
L/TRANSMISION 69 KV 11 meses 11 meses 10 Km/mes
ALIMENTADOR A 23 KV 6 meses 5 meses 10 Km/mes
SUBESTACIÓN 69/23 KV 12 meses 10 meses 4 meses
" CONFORMACIÓN Y EVOLUCIÓN DEL SISTEMA," Hasta 1.980
(Ver Esquema de Conformación y Evolución 1.976-1.980)(Lamina III-1)
Los criterios que fundamentan la programa -
mación de las obras que conforman el esquema en las di
ferentes etapas son: las instalaciones y condiciones
existentes, las obras en ejecución y las decisiones to
madas por la Empresa Eléctrica Cuenca en cuanto al -
Equipamiento del Proyecto Saucay; y por INECEL en lo
que se refiere a la entrada en operación del Proyecto
Paute.
- AÑO INICIAL 1.976. (Diagrama Unifilar 1.976.)(Lámina III-2)
En este año se presenta el esquema con las
condiciones e instalaciones existentes en el sistema.
Sineinbargo/ debemos aclarar que en relación a la poten_
cia instalada actual, tan solo se considera las centrj*
les de Saymirín y Monay con 20.680 KW; ya que los gru
pos pequeños de Cañar/ Azogues/ Gualaceo, Girón/ Sta.
Isabel/ etc./ dejarán de operar en el momento de la in-
terconexión.
En el transcurso de este año deberá reali -
2arse las obras siguientes: instalación de dos trans-
111-10
formadores de 5.000 KVA c/u en la Subestación # 3 de -
Cuenca, construcción de la línea a 23 KV Cuenca-Sigsig
34 Km, se iniciará la construcción de la línea S/E # 4
(Cuenca)-Descanso-Azogues a 23 KV 28 Km, la derivación
Descanso-Ushupud-Gualaceo-Paute 24 Km y continuará la
construcción del Proyecto Saucay en su la.Etapa de 8MW.
" A^Q 1-977. (Diagrama Unifilar 1*977). Lámina III-3.
Para este año se tiene previsto la entrada
en operación de la primera etapa de la central Saucay
con 8 MW de capacidad» Esta potencia será transmitida
a 69 KV mediante la línea Saucay-Cuenca de 14 Km; que
según decisión de IWECEL y la Empresa Cuenca operará -
hasta fines de 1.978 a 23 KV.
Además, en este año se completarán las -
obras en ejecución tales como: las líneas a 23 KV, Su
bestación # 4 (Cuenca)-Descanso-Azogues 28 Km, la deri
vación Descanso-Ushupud-Gualaceo y Paute 24 Km y debe-
rá construirse la línea Azogues-Biblián-Cañar 27„5 Km.
" AÑO 1.978. (Diagrama Unifilar 1.978)- Lamina III-4.
En este año debe construirse la línea Sau -
cay-Azogues-Guapán a 69 KV; ya que, según información
de la Empresa Eléctrica Cuenca, la ampliación de la Fj[
brica de Cemento Guapán iniciará su operación en Febre_
ro de 1.979 con una demanda total del orden de 10 MW;
esto requiere a su vez, el equipamiento de la Subesta-
ción Saucay con un transformador de elevación 23/69 KV
de 10.000 KVA, la Subestación # 4 de Cuenca con un
transformador de reducción 69/23 KV de 10.000 KVA y la
Subestación de Azogues con dos transformadores de re -
ducción de 69/23 KV de 10.000 KVA c/u; uno de ellos -
III-ll
será instalado cerca de la fábrica de Cemento Guapán.
Con este equipamiento la línea Saucay-Cuenca
iniciará su operación a 69 KV? lo que permitirá en los
años posteriores a 1,980 la conformación escalonada del
anillo a 69 KV en Cuenca,,
Así mismo será necesario completar el anillo
de Cuenca a 23 KV mediante la construcción de la línea
desde Monay a la Subestación I 6 de Cuenca y deberá en-
trar en servicio las ampliaciones del sistema a 23 KVha_
cia diferentes poblaciones, tales como: Sta.Isabel,
Sta. Ana, El Valle, Bulcay, Zhumir, Chican, Sn. Bartolo
me y Sta. Ana.
" AfiO 1.979. (Diagrama Unifilar 1,979). Lamina III-5.
Para fines de este año se ha previsto que en
trará en operación la segunda etapa de la Central Sau -
cay con 16 MW; sinembargo, debido al incremento de la
Demanda por la interconexión de algunas poblaciones y -
la entrada en operación de la ampliación de la Fábrica
de Cemento Guapán, (Feb - 1..979) , será necesario incre-
mentar la generación térmica en Monay en el orden de 10
MW.
Este equipamiento térmico en Monay requiere
instalar un transformador de 15 KVA de 6.3/23 KV.
Para este año también deberá ampliarse la Su
bestación f 4 de Cuenca con lO'.OOO KVA de 69/23 KV.
" AÑO 1.980. (Diagrama Unifilar 1.980) - Lamina III-6.
En este año se seguirá con la construcción -
111-12
de las líneas de Distribución a 23 KV; para servir a
poblaciones como: Guachapala, Pan, Cojitambo y Deleg.
Además, es necesario instalar un transferiría
dor de 10.000 KVA de 23/69 en la Subestación # 6 de
Cuenca a fin de elevar el voltaje de la línea a Girón -
de 23 a 69 KV, ya que las condiciones de regulación son
muy bajas en esta población (O o 899) y mas aun en Sta. -
Isabel (0.968); en virtud de este cambio de voltaje, -
será necesario instalar un transformador en Girón de
5.000 KVA de 69/23 KV. (Ver diagrama ünifilar 1.980
A partir de este año debería pensarse en un
nuevo equipamiento de generación térmica del orden de -
10 MW; ya que hasta i. 983, en que entraría en opera
ción el proyecto Paute, existirá déficit de potencia -
conforme a la proyección de demanda realizada' para los
años 1.981 a 1.983, período en el cual la Fábrica ERCO
se ampliará con una capacidad del orden de 7 MW.
NOTA :
En la evolución del equipamiento no se ha -
mencionado las obras que se refieren a Distribución,
por tratarse de una actividad que se la realiza en for-
ma continua» Estas obras se hallan dentro de la progra_
mación anual de las respectivas Empresas. Ejemplo:
N&.DE ABONADOS
(1.976 - 1.9.80)
Cañar Zona Urbana y Periférica 2.140
Para cumplir con este programa de Distribu-
ción será necesario construir redes para 428 abonados -
por año, a partir de 1.976.
C A P I T U L O IV
ANÁLISIS OPERACIONAL DEL SISTEMA
(FLUJO DE POTENCIA)
- OBJETO Y ALCANCE;
Luego del planeamiento de la evolución
del Sistema de Subtransmision a partir de las con
diciones iniciales registradas a 1.976, en este -
capítulo se presenta un análisis de las condicio-
nes operacionales del sistema cuyo objetivo es ve_
rificar la factivilidad técnica del sistema eléc-
trico propuesto.
Para tal finalidad, se ha realizado un
estudio del flujo de potencia que se produce des-
de las centrales generadoras hasta los centros de
consumo, utilizando el sistema de transmisión y -•
sub.transmision propuesto. Los resultados del an-
tedicho estudio nos permitirá investigar y che
quear lo siguiente:
a) El flujo de potencia activa y reactiva a tra -
vés de las Líneas y Subestaciones y si éstas -
se encuentran dentro de los límites de las ca-
racterísticas eléctricas respectivas;
b) Los niveles de voltaje en todas las barras del
sistema y si se encuentran dentro de rangos -
aceptables o no; y,
c) Si las pérdidas de potencia se encuentran dentro
IV-2
de porcentajes admisibles.
En tal virtud, si una de estas condicio
nes no se satisface, habrá que modificar el esgue
ma propuesto, hasta conseguir que las condiciones
impuestas se alcancen.
De esta manera, el estudio busca la ob
tención del mejor esquema de generación, transfor_
mación, transmisión y sub transíais ion F que satis fa.
ga las exigencias técnicas y que al mismo tiempo
signifique una adecuada inversión de los capita -
les necesarios para la construcción y mantenimien
to del sistema,
- METODOLOGÍA APLICADA:
Para el análisis de las condiciones -
operacionales de los esquemas propuestos, se uti-
lizó el programa. "Análisis -..f l.ujo e Potencia",
L.F'. L., implantado en la computadora I.B.M. 1130-
8 K, cuyas características generales se describen
a continuación:
a) El programa permite representar, por medio de
los parámetros de sus elementos, un sistema
compuesto de hasta 50 barras y 50 líneas;
fo) Se puede especificar para cada línea o trans -
formador una capacidad normal de operación en
M.V.A.;
c) Los formatos para los datos de entrada permiten
poner en una sola tarjeta, todos los datos de -
IV-3
una línea o todos los datos de una barra;
d) Se puede partir de un caso base, luego variar
los datos del mismo y obtener nuevos resulta-
dos; y,
e) El reportaje de salida incluye los siguientes
resultados?
- Datos de líneas y datos de barras;
- Resumen de Generación, carga y pérdidas to-
tales del sistema y un listado de las cons-
tantes del programa;
- Barras con voltajes anormales;
- Resultados de Generación;
- Líneas y transformadores que tienen sobre -
carga;
- Resultado de desajustes en las barras; y,
- Reportaje principal con los resultados de -
' cada barra y línea.
.- CRITERIOS Y DATOS BÁSICOS:
3.1 Límites de Regulación:
Los límites de regulación que han si-
do impuestos para el presente estudio son:
- Condiciones normales, límites inferioress 95%
en las ciudades de Cuenca y Azogues y 9205% en
las Subestaciones restantes. Se refiere al
porcentaje de tensión con relación a la nomi -
nal medido en las barras del secundario del -
IV-4
transformador de reducción, a nivel tensión prima
ria de distribución.
- Condiciones emergentes, límites inferiores: Los -
valores anotados anteriormente para las condicio-
nes normales se reducirán a 90 y 87*5% respectiva,
mente *
El límite superior que para propósitos del presen
te estudio se ha adoptado es 105% de la tensión -
nominalf que es razonable, considerando el margen
de seguridad del aislamiento que para diseño lle-
ga al 10% del valor nominal.
3.2 Factor de Potencia de_la Cargas
Para la carga se ha tomado un factor -
de potencia de 85%, considerando que se corregirá
el factor de potencia industrial en las barras de
los consumidores importantes como ERCO y GUAPAN y
que la carga inductiva de las líneas no es signi-
fipativa debido a su longitud reducida,
3e 3 Parámetros de los elementos del Sistema;
Los parámetros calculados a partir de
las características de los elementos del sistema,
dados por su dimencionamiento, se computaron para
su representación en el programa digital, en por
unidad de los valores base correspondientes a las
tensiones nominales y a una potencia de 100 MVA,
En el ANEXO Na IV-1 se encuentran tabú
lados los parámetros de las lineas y transformado
res, con referencia a las barras identificadas -
por la numeración adoptada para el flujo de carga,
IV-5
3-4 Condiciones Emergentes;
Se considerará para condiciones de emer
gencia, la salida de servicio de una línea de sub-
transmisión principal.
3„5 Relación de Transformación;
Para el estudio se ha considerado que -
los transformadores están provistos de cambiadores
de derivación bajo carga (TAPS) con un rango de re
gulación de + 5% para la tensión secundaria-
3.6 Regulación para las líneas radiales a 23 KVs
Los límites de tensión establecidos an-
teriormente se mantienen a nivel de barras de Sub-
estación, pero, como en la representación del es -
quema se han considerado también líneas radiales a
23 KV para alimentar centros de carga de segunda -
importancia, teniendo en cuenta que se dispone de
regulación en las derivaciones de los transformado
res de distribución/ se acepta una caída de tensión
adicional del 4%, con lo cual los límites admisi -
bles en el extremo de la línea será 88 0 5% para con
diciones normales y 83.5% para condiciones de eme£
genciac
3.7 Compensación Reactiva;
Se considera que las dos industrias mas
importantes ERCO y GUAPAN corregirán su factor de
potencia mediante la instalación de condensadores
estáticos con una potencia aproximada de 2 MVAR -
IV-6
en ERCO y 4.5 MVAR en GUAPAN.
Además se considera necesario instalar
este tipo de condensadores en:
- Cañar 1 MVAR,
» Subestación # 6 de Cuenca 2 MVAR,
- Subestación # 11 de Cuenca 2 MVAR,
- Girón 0.5 MVAR.
4^o- CONFIGURACIÓN DEL ESQUEMA;
En el capítulo anterior/ al hablar de
la Conformación y Evolución del Sistema hasta
1.980, se presenta la configuración del esquema -
de subtransmisión para cada uno de los años estu-
diados (1,976 - 1*980), con la indicación de las
unidades de generación, capacidad y número de
transformadores F longitud y calibres de conducto-
res y cargas concentradas en las barras de las
subestaciones-
4.1 CASOS PROCESADOS;
A continuación se presenta un listado
de los casos procesados tanto para condiciones
normales como emergentes, con sus correspondien -
tes referencias:
- Año 1.976.» Carga Máxima » Estado Actual. (Lamina iv-i)
- Año 1.977.- Carga Máxima - Condiciones Normales.
Opera Saucay I 8 MW. y Línea Saucay-
Cuenca a 23 KV.
IV» 7
Interconexión Cuenca - Azogues - Cañar a
23 KV y Cuenca - Paute - Gualaceo a 23 KV.
(Lámina IV-2) .
- Año 1.977.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia»
Salida de Línea Descanso - Azogues.
(Lamina IV-3) .
- Año 1.978.™ Carga Máxima - Condiciones Normales.
Interconexión Saucay - Azogues a 69 KV.,
Opera la Línea Saucay - Cuenca a 69 KV. y
se interconecta Girón - Sta.Isabel a 23 KV.
(Lamina IV-4) .
- Año 1.978.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia.
Salida de la Línea Saucay - Azogues a 69
KV. (Lámina IV-5) ;
- Año 1.978.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia.
Salida de la Línea Saucay - Cuenca a 69 KV.
(Lámina IV-6) .
- Año lo979.- Carga Máxima - Condiciones Normales.
Opera''Saucay II 1:6'•&,'*•*$ Monay 10 MW tármi_
eos. Entra Carga Especial de Guapán 8 MW.
(Lámina IV-7).
- Año lo 979.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia.
Salida de la Línea Saucay - Cuenca 69 KV0
(Lámina IV-8).
- Año 1.979.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia.
Seccionamiento de las Líneas:
Descanso - Azogues a 23 KV y
ERCO - S/E # 4 a 23 KVe (Lamina IV-9) .
- Año 1.980.- Carga Máxima - Condiciones Normales.
• . Línea Cuenca - Girón opera a 23 KV.
(Lámina IV-10) .
IV-8
- Año 1.980.- Carga Máxima - Condiciones Normales.
Cambio de Voltaje de la Línea Cuenca - G:L
ron de 23 KV a 69 KV. (Lamina iv-11).
- Año 1,980.- Carga Máxima - Condiciones de Emergencia»
Salida de la Línea Saucay - Cuenca a 69 KV.
(Lámina IV-12).
- Año 1.980,- Carga Máxima - Condiciones Normales.
Interconexión Saucay - Saymirión a 69 KV.
y Monay - S/E # 4 a 69 KV. (Lámina IV-13) .
4.2 Salidas del Computador:
En el ANEXO N* IV-2, se presentan los re-
sultados del estudio de flujo de potencia para ca-
da uno de los casos considerados, que incluye lo -
siguiente:
- Instrucciones y terminología para la interpreta-
ción de las salidas del computador; y,
- Diagrama de designación de barras y salidas de -
computador por caso procesado.
5S.~ CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:
5.1 Regulación de Tensión:
En todos los casos, tanto para condicio -
nes normales como para las condiciones de emergen-
cia consideradas,coincidentes con la máxima demanda,
los valores de tensión registrados en las barras de las
IV» 9
subestaciones y en el extremo de las líneas radia-
les a 23 KV, se encuentran dentro de los límites -
admisibles establecidos anteriormente.
Para los casos analizados en condicio -
nes normales de operación, los valores mínimos se
registran en 1«976 con 0.916 en la S/E Azogues y -
en 1,977 con 0*899 y 0*912 en Cañar y Azogues res-
pectivamente. Se ha considerado como admisibles ~
estos voltajes ya que durante el proceso de inte -
gración del sistema, necesariamente en estos dos -
primeros años, las pequeñas centrales existentes -
en Cañar y Azogues deberán operar para compensar -
estos bajos voltajes. Posteriormente, cuando se -
va integrando el sistema, todos estos mínimos se -
incrementan para llegar a 1.980, con valores como
O»958 en Cañar y 0.999 en Azogues»
Para las condiciones de emergencia por
salida de servicio de una línea, los mínimos se
producen en el año 1.977 con 0,852 en Cañar, 0.961
en Asogues y 0.878 en Biblián.
Los valores máximos de tensión se re
gistran en los años 1.976, 1.978, 1.979, 1.980, en
las centrales Saymirín y Saucay con magnitudes del
orden de 1.05? y en las subestaciones de distribu
ción el valor máximo se alcanza en 1*980 con 1,0 -
en la S/E # 4 de Cuenca.
En resumen, se puede afirmar que el per_
fil de tensiones obtenido en todos los casos anali_
zados permite mantener un margen adecuado de segu-
ridad con relación a los límites establecidos*
IV-10
5.2 Pérdidas:
Las pérdidas en el sistema que incluye
aquellas originadas en las líneas y transformado-
res representados en el esquema y que son dados -
en la salida del programaf expresados como porcen
taje de la demanda total, evolucionan de la si
guiente formas
1.976 2.76 %
1.977 3,13 %
1.978 1,80 %
1.979 2,15 %
1-980 2.10 % \i bien las pérdidas aumentan en el año
1,917P a partir de 1.978 hay una reducción conside_
rabie debido a que se inicia la introducción de la
tensión 69 KV« Sinemfoargo, estos valores son razo_
nables para un sistema que incluye líneas relativa,
mente cortas.
5.3 Generación y Transferencia de Potencia:
En el período considerado en el estudio
(1.976 - 1.980} a pesar del incremento de genera -
ción hidráulica con 24 MW de capacidad pertenecieri
tes a la Central Saucay, será necesario incremen -
tar la generación térmica en la Central Monay con
una capacidad del orden de 10 MW/ a partir de me -
diados del año 1«9790
De esta potencia instalada en la provin
IV-11
cía del Azuay, muy cerca a la ciudad de Cuenca, -
una parte será transferida a la provincia del Ca-
ñar mediante la línea a 69 KV Saucay - Azogues y
la línea a 23 KV S/E i 4 de Cuenca - Descanso -
Azogues*
En todo caso, la posición de las fuen-
tes de suministro próximas al centro de carga de
mayor significación, determina la condición parti
cular en este sistema regional que se caracteriza
por la transferencia de potencias significativas
a distancias cortas, lo cual permite mantener tari
to la regulación como las pérdidas a niveles redu
cidos y dimensionar las líneas con una capacidad
de transporte próxima a su límite térmico,
5.4 Cargas en las Líneas;
Durante el período inicial, en el que
se desarrolla el sistema a 69 KV en Cuenca, el
flujo de carga en las líneas a 23 KV se incremen-
ta 'significativamente con relación a los niveles
actuales, para llegar a valores máximos en 1.980
del orden de 7 MVA, que corresponde al 60% del lí
mi te térmico.
En condiciones de emergencia para el -
año 1.980, el porcentaje de utilización de las Lí
neas a 23 KV, respecto al límite térmico de las -
mismas llega hasta un 70%* En lo que se refiere a
las líneas a 69 KV, el porcentaje de utilización
es aún relativamente bajo, por tratarse de líneas
nuevas de dos o tres años de haberlas instalado-
C A P I T U L O V
CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS OBRAS
OBJETO Y ALCANCE
En el capítulo presente se hace una des_
cripción de las características generales de las -
obras de Generación, líneas de subtransmisión a 69
KV, líneas primarias de distribución a 23 KV y Sub
estaciones de distribución de 69 a 23 KVe
Las obras serán construidas de acuerdo
con las normas establecidas y adoptadas por INECEL,
razón por la cual sus características principales
serán definidas de acuerdo con dichas normas.
En lo que respecta a las líneas prima -
rias de distribución debe señalarse que se conside
ra únicamente las líneas de 23 KV, tensión no nor-
malizada a nivel nacional, en razón de que tanto -
la Empresa como INECEL han resuelto adoptar el ni-
vel de 23 KV para los circuitos primarios de dis -
tribución del Sistema Regional Centro - Sur.
Como consecuencia de lo anterior, la em
presa en su programa de equipamiento para las nue-
vas Subestaciones en el área de Cuenca y su zona -de influencia, ha previsto también las tensiones -
de 69 - 23 KV.
- OBRAS DE GENERACIÓN:
I) PROYECTO HIDROELÉCTRICO SAÜCAY (en construcción)
V-2
El proyecto Saucay ha sido concebido reali-
zarlo en dos etapas;
I ETAPA s Aprovechamiento del río Chuleo/ con una po-
tencia de 8.000 KW en 2 grupos de 4.000 KW
cada uno;
II ETAPA : Construcción' del Canal de Aducción hasta el
aprovechamiento de la caída de 430 mts. y -
una potencia de 16*000 KW en 2 grupos de
8.000 KW cada uno.
OBRAS A CONSTRUIRSE EN CADA UKFA DE LAS ETAPAS;
I ETAPA s
- Represa de El Labrado;
- Obras de toma?
- Canal de aducción (canal abierto y túneles) ;
- Reservorio de regulación de 14.000 m3 de volumen;
- Tubería de Presión de 1.0 m de diámetro; y,
- Casa de máquinas - para 2 grupos de 4.000 KW cada
uno.
II ETAPA:
- Canal de Aducción (canal abierto y túneles;
- Reservorio de regulación de 30.000 m3 de volumen;
- Tubería de Presión de 1.0 m de diámetro; y,
- Casa de máquinas para alvergar 2 grupos de 8.000 KW
cada uno.
V-3
DESCRIPCIÓN DE LAS OBRAS HIDRÁULICAS DEL PROYECTO :
Las obras hidráulicas comprenden :
a) Estructura de Control a la salida de la represa de El
Labrado;
b) Canal de Aducción al tanque de presión;
c) Tanque de presión;
d) Tubería de presión; y,
e) Casa de máquinas.
a) Estructura de Control:
Consta de un canal rectangular de hormigón
de 1-5 x 1 m de sección/ dé 20 mts* de longitud, con
un vertedero de excesos capaz de evacuar 6m3/sg o mas
cuando la represa esté completamente llena, tiene dos
compuertas una de regulación del agua al canal y otra
de limpieza.
b) Canal de Aducción al tanque de presión:
Este canal tiene una longitud de aproxima-
damente 7.3 Kms en total, está constituido por canal
abierto y túneles en una proporción de 60% y 40% res-
pectivamente .
c) Tanque de Presión:
El tanque de presión está diseñado para -
una capacidad de 2.000 m3, equivalente a 2 veces el -
volumen de la tubería de presión y para descargar du-
V-4
rante media hora 2m /sg.
El vertedero de excesos estará construido
a un costado del tanque de presión y su capacidad se
rá suficiente para descargar con seguridad los exce-
sos de agua aún en caso de completa paralización de
la central„ El agua descargada por vertedero será -
conducida a través de un canal de excesos de 600 mts
de longitud, que desenbocará en el río Chuleo.
d) Tubería de Presión:
Esta tubería de presión conectará al tan-
que de presión y la casa de máquinas mediante un so-
lo tubo de 1 m de diámtero y 1,265 mts. de longitud
para una descarga de hasta 2 m /sg.
e) Casa de Máquinas;
La casa de máquinas será construida para
albergar 2 grupos Turbina - Generador de 4.000 KW ca
da uno en su Primera Etapa; y 2 grupos de 8.000 KW
cada uno en su Segunda Etapa» Obviamente, para des-
cargar todo el equipo de la casa de máquinas será ne_
cesario la instalación de un puente grúa en el techo
de la misma»
EQUIPO ELECTROMECÁNICO
TIPO DE TURBINAS:
La caída efectiva de esta central es aproxi_
madamente 422 mts* y la carga de la turbina de 1.94m3/sg.
La turbina que satisface estas condiciones podrá ser Fran
V-5
cis o Peí ton» En este caso se ha adoptado una Pel_
ton con varios inyectores. Los generadores serán
acoplados directamente a las turbinas de eje hori-
zontal.
\n de Elevación;
La subestación de'elevación tendrá una
capacidad de 10*000 KVA, dependiendo del tipo de -
refrigeración de los transformadores.
Línea de Transmisión:
La línea de transmisión Saucay - Cuenca
a 69 KV tendrá una longitud aproximada de 14 Km.
Durante los dos primeros años ( 1,977 - 1.978 ) ope_
rara a 23 KV.
II.- PROYECTO TÉRMICO MONAY:
Conforme se expresó en el Capítulo de -
la Programación de Obras/ la proyección de la deman
da se modifica a partir de 1.979, debido a la am -
pliación de la Fábrica de Cemento Guapán con una -
potencia de 8 MW.
El atrazo que existe en la construcción
de la II Etapa del Proyecto Saucay y la ampliación
de la Fábrica de Cemento que es muy significativa
dentro del sistema, motivó, a considerar la necesi-
dad de incrementar la generación térmica en la Cen
tral Monay en el orden de 10 MW.
Haciendo un pequeño balance de potencia
V-6
y energía se llegó a determinar que el tipo de la
nueva central deberá ser: una Diesel rápida (900-
1.200 R.P.M.) o una de gas, es decir se trata de -
una central de punta.
- OBRAS DE TRANSMISIÓN;;
a) Líneas de Subtransmisión "a 69 KV;
Las líneas de subtransmisión a 69 KVf
están destinadas a transmitir la energía desde
la central Saucay hacia las ciudades de Cuenca
y Azogues, De acuerdo con la normalización pre
vista por INECEL, de manera general, las líneas.
de subtransmisión de 69 KV serán trifásicas de
simple o doble circuito, con los conductores en
disposición horizontal o vertical, soportadas -
en estructuras formadas por postes de hormizón
y crucetas metálicas* Para zonas en que la to-
pografía sea muy irregular y de difícil acceso,
las líneas irán soportadas en estructuras metá-
licas. Los elementos principales de las líneas
tendrán las siguientes características:
- Conductor e hilo de guardia;
- Estructuras de : - Alineación,
- Alineación y Ángulo,
- De Ángulo, anclaje y fin -
de línea-
b) Líneas de Distribución a 23 KV:.
Las líneas denominadas de "Distribu-
cipon primaria" a 23 KV, de manera similar que
V-7
las líneas primarias de 13*8 KV., están destinadas
a transmitir la energía eléctrica desde las subes-
taciones de distribución hacia los centros pobla -
dos y a distribuir la energía a los usuarios por -
medio de las redes primarias, transformadores y res
des secundarias que están ubicados en los centros
poblados propiamente dichos.
Estas líneas permitirán servir a lo lar
go cíe su recorrido, ya que de manera general, su -
trazado al igual que las líneas de 13.8 KV* , segui_
rá junto a las carreteras y caminos que enlazan las
diversas ciudades y poblaciones.
Para estas líneas, INECEL desde 1.974,
ha normalizado su construcción y para ello emitió
las "Normas de Distribución", que contiene las es-
tructuras tipo a utlizarse en líneas y redes prima,
rias y secundarias de distribución.
Las estructuras previstas en las normas
sirven para circuitos trifásicos desde 13.8 KV a -
34.5 KV con neutro físico y las estructuras para -
las redes están proyectadas para circuitos prima -
rios trifásicos y monofásicos de 13.8 KV con neu -
tro común para alta y baja tensión.
Los elementos de las estructuras se han
programado en general para conductores cuyos cali-
bres no excedan de 3/0 AWG ACSR y 1/0 AWG en cobre,
considerándose como conductores normalizados, para
las fases los calibres 3/0, 1/0, 2, 4 AWG en ACSR
y sus equivalentes en aleación de aluminio; y pa-
ra el neutro 1/0, 2, 4 y 6 AWG en su orden.
: I— i
OBRAS DE TRANSFORMACIÓN i
a) Subestaciones principales de 69 - 23 .KV:
Debido a su importancia dentro del
sistema, las subestaciones principales tendrán
el esquema de barra principal y barra de trans_
ferencia en el sector de 69 KV, previstas para
un número adecuado de circuitos de salida, se-
gún los requerimientos de cada caso. Para el
sector de 23 KV, el esquema corresponderá al -
de barra simple.
La capacidad de estas Subestaciones
será del orden de 10/12.5 MVA en la etapa ini-
cial, previéndose la instalación de un segundo
transformador en una etapa futura, con lo cual
la capacidad final será de 20/25 MVA.
En el ANEXO N£ V-l, se presenta un
esquema unifilar para las subestaciones de:
- Saucay I y II Etapa?
- S/E t 3, S/E # 4 y S/E # 6 de Cuenca;
- S/E Azogues;
- S/E Girón»
C A P I T U L O V I
INVERSIONES
COSTOS UNITARIOS:
En este capítulo se presenta un
resumen de los costos unitarios de generación, -
transformación, transmisión y distribución, con
los cuales se ha determinado el costo estimado de
cada obra. Estos costos unitarios fueron propor
clonados por la División de Diseño de INECEL, -
quién ha tomado como referencia los precios de -
materiales, mano de obra y contratos de construc
ción de obras similares, vigentes en 1.975 y
1.976.
Debido a que en este tipo de -
obras gran parte de los equipos es necesario im-
portarlos, se ha creído conveniente desglozar -
los costos unitarios en Divisas y Moneda Local.
Divisas M.Local Total
GENERACIÓN # / KW
a) Térmica - Gas 6.800 1.700 8.500
b) Hidráulica 5.000 8.000 13.000
TRANSFORMACIÓN g / KVA
Potencia en KVA.
1.500 80 200 1-000
2.500 . 640 160 800
3*750 520 130 650
5*000 440 110 . 550
10.000 360 90 450
VI-2
Divisas M.Local Total
TRANSMISIÓN Jf / Km.
Líneas de 69 KV en
postes de hormigón
Conductor:
2/0 AWG 78.000 182.000 260*000
266.8 MCM 94.500 220.500 315.000
477 MCM 156.000 234.000 390.000
Líneas de 23 KV.
En postes de hormigón 68.000 102.000 170.000
En postes de madera 62.000 93.000 155.000
DISTRIBUCIÓN :
Sucres / Abonado 1.200 1.800 3.000
En el Anexo N-2 VI - 1 se puede observar el
dosgloce justificativo de los costos para las líneas -
de 69 y 23 KV y para las subestaciones mencionadas.
A continuación se presenta el costo estima-
do del programa de obras y el calendario de inversio -
nes para el período considerado.
VI-3(Miles de Suenas)
0 B R A S
G E N E R A C I Ó N :
HIDROELÉCTRICA:
Saucay la. Etapa 8 MW
Saucay lia. Etapa 16 MW
TÉRMICA:*
Central Térmica 10 MW
SUBTOTAL
T R A N S F O R M A C I Ó N :
Saucay la. Etapa 2x5 MVA-4.16/23 KV.
Saucay la. Etapa 1x10 MVA-23/69 KV.
Saucay Ha. Etapa 1x10 MVA-13. 8/69 KV.
S/E # 3 'Cuenca 1x15 MVA - 6.3/23 KV.
Girón 1x5 MVA - 69/23 KV.
S/E # 4 Cuenca 2x10 MVA - 23/69 KV.
S/E # 6 Cuenca 1x10 MVA - 23/69 KV.
S/E # 3 Cuenca 2x5 MVA - 6.3/23 KV.
S/E # 1 Cuenca. 1x5 MVA - 23/6.3 KV.
SISTEMA REGIONAL CENTRO SUR
.. __i
Divisas
40.000
80.000
68.000
188.000
3.600
3.600
7,200
5.400
2.200
7.200
3,600
3.600
2.200
MonedaLocal
64.000
128.000
17.000
209.000
900
900
1.800
1.350
550
1.800
900 '
900
550
Total
104.000
208.000
85.000
397.000
4.500
4.500
9.000
6.750
2.750
9.000
4.500
4.500
2.750
COSTO ESTIMATIVODEL. PROGRAMA DE
OBRAS
VI-4(Miles de Sucres)
O B R A S
S/E # 2 Cuenca 2x1-5 MVA - 23/6.3 KV.
S/E # 5 Cuenca 2x2 MVA - 23/6.3 KV.
S/E # 6 Cuenca 1x2 MVA - 23/6.3 KV.
Azogues 2x10.000 KVA - 69/23 KV.
Azogues 1x1.500 KVA - 23/2.4 KV.
Biblián Seccionamiento
Cañar 1x2.000 KVA - 23/6.3 KV.
SUBTOTAL
T R A N S M I S I Ó N :
LINEAS A 69 KV.
Saucay - Cuenca S/E # 4 14 Km.
Saucay - Azogues - Guapán 26 Km.
LINEAS A 23 KV.
Azogues - Biblián - Cañar 27.5 Km.
Cañar - El Tambo 6 Km.
Cañar-H.Vasquez-Ingapirca 6.5 Km.
Tambo-Juncal-Zhud-G. Morales 21 Km.
SISTEMA REGIONAL CENTRO SUR
Divisas
1.200
1.440 •
720
' • 7.200
1.200
720
51.080
2.184
4.056
1.870
372
403
1.302
MonedaLocal
300
360
180
1.800
300
550
180
13.320
3.276
6.084
2.805
558
604,5
1.953
Total
1.500
1.800
900
9.000
1.500
550
900
64.400
5.460
10.140
4.675
930
1.007,5
3.255
COSTO ESTIMATIVODEL PROGRAMA DE
OBRASi • • ' -••• —
VI-5(Miles de Sucres)
O B R A S
Cañar - Chorocopte 3 Km.
Azogues - Borrero - Loyola 6.5 Km.
Azogues - Cojitambo - Deleg ' 12.5 Km.
Cuenca - Descanso - Azogues 28 Km.
Descanso - Ushupud 10 Km.
Ushupud - Chican 1.5 Km.
Chican - Zhumir 2.5 Km.
Zhumir - Paute 1 Km.
Paute - Guachapala - Pan 12.5 Km.
Ushupud - Bulcay 4 Km.
Bulcay - Gualaceo 5 Km.
Cuenca - El Valle 9 Km.
Cuenca - S.Joaquín 10 Km.
Cuenca - Sta.Ana - Sigsig 34 Km.
Sigsig - S, Bartolomé 4.5 Km.
Girón - Sta. Isabel 26 Km.
Monay - S/E # 6 Cuenca 10 Km.
SUBTOTAL
SISTEMA REGIONAL CENTRO SUR
— * -- • •
Divisas
• 186
403
775
1.904
620
93
155
62
775
248
310
612
680
2.312
279
• 1.768
680
22.049
MonedaLocal
279
604,5
1.162,5
2.856
930
139,5
232,5
93
1.162,5
372
465
918
1.020
3.468
418,5
2.652
1.020
33.073,5
Total
465
1,007,5
1.937,5
4.760
1.550
232,5
387,5
155
1.937,5
620
775
1.530.
1.700
5.780
697,5
4.420
1.700
55.122,5
COSTO ESTIMATIVODEL PROGRAMA DE
OBRAS
VI-6(Miles de Sucres)
O B R A S
D I S T R I B U C I Ó N :
Cañar Urbana y Periférica 2.140 Ab.
Biblián y Parroquias • 1.460 Ab.
Azogues Urbana y Periférica 1.780 Ab.
Gualaceo 2.740 Ab.
Paute 950 Ab.
Sta.Isabely Girón Urb.y Perif. 3.290 Ab.
Sigsig . 2.100 Ab.
Cuenca Zonas Rurales . 5.650 Ab.
Cuenca Zona Urbana 4.220 Ab,
SUBTOTAL
TOTAL .
SISTEMA REGIONAL CENTRO SUR
Divisas
2.568
1.752
2.136
3.288
1.140
3.948
2.520
6.780
5.064
29.196
290.325
MonedaLocal
3.852
2.628
3.204
4.932
1.710
5.922
3.780
10.170
7.596
43.794
299.187,5
Total
6.420
4.380
5.340
8.220
2.850
9.870
6.300
16.950
12.660
72.990
589.512,5
COSTO ESTIMATIVODEL PROGRAMA DE
OBRAS. — __ - — i . . . . . . — -
VI-
7
(Mil
es
de
Su
cre
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OBR
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MW
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Cen
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MW
SUB
TOTA
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MV
A-4
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3 K
V
1976
*
Div
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5
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M.
Lo
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52
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0
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1977
Div
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13.7
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00
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M. L
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Div
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0
45
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0
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0
M. L
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00
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0
1979
Div
isas
40
.00
0
13.0
00
53
.00
0
M. L
oca
l
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0
4.5
00
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0
1980
Div
isas
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M. L
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S/E
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5
MV
A-2
3/6.
3 K
V.
S/E
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Cue
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MV
A-2
3/6.
3 K
V.
1976
*
Div
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•
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00
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Loc
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1977
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M, L
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M. L
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Div
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0
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M. L
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Div
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M. L
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KV
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23
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KV
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Km
.
Sau
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144
8.69
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1.7
47
M.
Loc
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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
- ESTUDIO DEL MERCADO
Al hacer el Estudio del Merca
do para obtener la Proyección de la Demanda de Po_
tencia y Energía del Sistema, fue necesario asu -
mir algunos índices debido a 'la falta de informa-
ción estadística confiable, y a un conocimiento -
real de la situación socio-económica de las dife-
rentes zonas que integran el sistema Centro Sur.
Por tratarse de un estudio
que se basa en datos históricos y en ciertas sup£
siciones o estimaciones para determinar los reque
rimientos futuros de energía eléctrica, se reco -
mienda:
- Realizar un estudio socio-económico del Sistema
que determine parámetros con los cuales se pue-
de establecer correlaciones apropiadas y un co-
cocimiento acertado de los recursos naturales -
que implicarían nuevas industrias y un incremen
to en la actividad comercial.
- Mantener un continuo contacto con las institu -
ciones que en una u otra forma tienen que ver -
con el desarrollo de la, zona. Además, es funda
mental actualizar en forma periódica las encues_
tas industriales, ya que éstas variarán signif:L
cativamente la tasa de crecimiento del mercado
eléctrico.
VII-2
- PROGRAMACIÓN DE OBRAS;
En la programación de las -
obras, se trató de ser consistentes con la progra
raación que tienen las empresas eléctricas Cuenca
y Azogues.
En cuánto a las obras de ge
neración que han previsto las empresas, debemos -
hacer énfasis en la necesidad de instalar una nue
va Central Térmica del orden de 10 MW para Julio
de 1.979, debido a la ampliación de la Fábrica de
Cemento Guapán, cuyo requerimiento de energía ha
sido solicitado oficialmente para dicho año»
En cuanto a las obras de
Transmisión, se ha sugerido construir la Línea
Saucay - Azogues - Guapán a 69 KV, en lugar de la
Línea S/E # 4 de Cuenca - Azogues - Guapán a 69 KV,
que ha previsto la Empresa Cuenca, debido a que -
por la ruta de esta última también pasa la línea
a 22 KV Cuenca - Descanso - Azogues y posiblemen-
te la línea a 138 KV que vendrá desde el proyecto
Paute. Otro argumento para esta sugerencia es
que la energía que transportaría esta línea direc?
tamente irá desde la Central Saucay hacia Azogues,
lo que redunda en una mejor regulación de voltaje
en la Subestación N-& 4 de Cuenca, lugar al cual -
llega la línea desde Saucay*
Para las obras de Distribu-
ción se recomienda eliminar la tensión de 2.4 KV
y mantener en zonas bien delimitadas la tensión -
6.3 KV, ya que el no propender a utilizar volt.a -
VII-3
jes no normalizados significa encarecer costos y
tener mayores problemas en la operación del sis-
tema .
FLUJO DE POTENCIA;
Del análisis operacional del -
Sistema se puede concluir que por tratarse de un
sistema que tiene definido un gran centro de car
ga que es la ciudad de Cuenca y debido a la ubi-
cación geográfica del resto de poblaciones, la -
configuración del Sistema de Transmisión debe
ser netamente radial.
Esto ha determinado a que en és_
te estudio no haya sido necesario hacer .un análi
sis de alternativas de configuración del Sistema»
Sinembargo para los años posteriores a 1*980, se_
gün la tendencia de desarrollo de las poblacio -
nes como Paute* Gualaceo, Sigsig, etc., se reco-
mienda analizar la posibilidad de mantener doble
alimentación a dichas poblaciones*
Dentro de este estudio, para el
año 1.980, se corrió el flujo con la alternativa
de interconectar las Centrales de Saymirín y Sau
cay,y la Central Monay con la S/E # 4 de Cuenca
mediante líneas a 69 KV, con el objeto de tener
una mejor distribución de energía hacia Cuenca y
además porque estando dos-centrales hidroeléctr^
cas'interconectadas mejorarían las condiciones ~
de emergencia y mantenimiento de las mismas; pe_
ro de los resultados se desprenden que económica
VII-4
mente aún no se justifica y que el porcentaje -
de utilización de las mismas es sumamente bajo,
4*.- DETERMINACIÓN DE COSTOS UNITARIOS:
Si bien el
presupuesto total de las obras fue calculado en
base a costos unitarios actualizados, es de re-
comendar que periódicamente sean revisados estos
costos a fin-de tener cifras suficientemente
reales de las inversiones que hay que realizar
cada año»
L I S T A D E A N E X O S
1-1 INTEGRACIÓN DEL SISTEMA CENTRO SUR
1-2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA
II-l INFORMACIÓN ESTADÍSTICAS
- Provincia del Azuay
- Provincia del Cañar
II-2 DATOS DE POBLACIÓN
II-3 ENCUESTAS INDUSTRIALES
II-4 PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN DE ACUERDO A
LAS ZONAS CLASIFICADAS.
III-l CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN DE OBRAS
IV-1 PARÁMETROS DE LINEAS Y TRANSFORMADORES
IV-2 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA
V-l - ESQUEMAS UNIFILARES DE LAS SUBESTACIONES
N-2- VI-1 PRESUPUESTOS DE LINEAS A 69 KV y 23 KV Y
SUBESTACIONES.
> F L TAMBOANEXO EJS- 1-1.
©WOU.ETURO
© CHAUCHA
OUAMAPALA i
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D.C.TORAI.I
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CUCHIL
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©GIMA
L E Y E H PA
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A 69KV
CEhTRALHlDRÜELEC.EXIST.
I20KW.
STA ISAüEL
INTEGRACIÓN PUL.S I S T E M A C E N T R O S U R CENTRAL C'.ir.í.{
Sj fcESTACíW EXISTENTE
INST ITUTO-ECUATORIANO DE £ i_£ CTRiF IC ACIÓN
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ANEXO N& 1-2
Hoja 10.
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MONAY
ISABEL
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GIRON
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OBSERVACIONES :
ANEXO N» 1-2,
Hoja 11.
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^?* TT^T T^TTA T\/*\T* A r^i.b ELEVADOIíAS
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AZOGUESAZOGUESAZOGUES
CASAR
BIBLXAN
¡EMENTO GUAPAN
KST:::IC¡A(s;w, i
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ANEXO Nfi 1-2
Hoja 12,
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CUENCA
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ANEXO Na" 1-2
Hoja 14»
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SAYKIRXNSAYHIRINCULLCA
SUB. 1
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..Cu ...
1
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* La Empresa Eléctrica Cuenca sirve a la Fábrica de Cementos
Guapán y a la población de Biblián® (provincia de Cañar)*
ANEXO Ns 1-2
Hoja 15.
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( -) La Empresa Bléctz^ica Cuenca sirve a la Fábrica, de Cementos
Guapán y a la Población, .de Bi
DATOS ESTADÍSTICOS DE LAS EMPRESAS QUE INTEGRAN EL SISTEMA CENTRO SUR - ANO 1.973.
ANEXO Na 1-2.
Hoja 16.
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Potencia Instalada - Kw.
Demanda Máxima - Kw.
Factor de carga - %.
Generación Bruta - Gwh.
Energía Facturada - Gwh.
No. de Abonados promedio.
No. de Habitantes.
Consumo por Abon. Kwh/abon.
Consumo por Hab. Kv;h/hab.
D. Max. por Hab. Watt/hab.
Fot. Ins. por Hab. Watt/hab.
E. E.
Cuenca
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10670
49.30
46.086
35.067
10852
91058 *
2.361
385
117
120
Sistema
Gualaceo
200
205
39.42
708
611
985
4334 *
620
141 47 46
Cía. de Lúa
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868
820
25.54
1.835
1.370
739
5000 *
1853 274
164
174
Municipio
Girón
40 40
25.68
90
49,0
321
2249 *
152 52 18 18
Municipio
Sta. Isabel
120 80
12.48
88
53.0
310
2133 *
169 25 38 56
Municipio
Sigsig
100 72
10.65
67
52.0
287
1404 *
180 37 51 71
E. E.
Azogues
1520 635
37.56
2.090
1.519
2006
11.351 *
757
134 56
134
Municipio
Cañar
360
348
60.13
1.833
1.331
1398
<•*
•>
6556 *
952
203 53 ,55
(+) Dato estimado.
* Población servida según proyección del censo.
ANEXO Na II-l,
Hoja 1.
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A A
A A
A *
* ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS DE LA PROVINCIA *
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* DEL AZUAY *A A
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* - COMERCIAL *
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* - INDUSTRIAL *A A
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PROVINCIA DEL AZUAY
ANEXO Na II-2,
Hoja 1.
DIVISIÓN
CUENCA :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
BAÑOS
CUMBE
CHAUCHA
CHECA
CHIQUINTAD
LLACAO
MOLLETURO
NULTI
OCTAVIO CORDERO
PACCHA
QUINGEO
RICAURTE
SN. JOAQUÍN
STA. ANA
SAYAUSI
SIDCAY
SININCAY
AÑO
1.962
60.402
6.481
6.272
3.060
1.500
2.167
1.977
2.355
1.965
2.251
3*175
2.574
3.779
4.584
2.280
3.289
2.490
3.079
5.292
AÑO
.1.974
104.667
6.481
9.626
4.016
1.717
2.890
3.297
2.619
4.219
2.602
3.243
3.181
5.614
7.533
4.889
3.798
3.484
3,717
9.046
TASA
CRECIMI,
4.69
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2.69
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• 2 . 4 3
4.35
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6.57
1.21
0.18
1.78
3.35
4.23
6.56
1.21
2.84
1.58
4,57
ANEXO N2- II-2,
Hoja 2.
DIVISIÓN
TARQUI
TURI
YALLE
VICTORIA D1 PÓRTETE
GIRÓN :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
ASUNCIÓN
COCH APATA
EL PROGRESO
NABON
NIEVES
OKA
SN. FERNANDO
GUALACEO :
AKEA URBANA
PERIFERIA
CHORDELEG
DANIEL C. TORAL
AÑO
1.
2,
2,
1.
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1.
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2,
2.
1.
5,
3.
3.
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5.
4.
2*
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484
553
291
849
914
106
533
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711
511
942
622
653
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144
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AÑO
1.
5.
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2.
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4.
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5.
6.
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355
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178
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7.00
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1.33
3.11
0.30
1.18
3.38
0.74
2.54
0.62
ANEXO N2- II-2.
Hoja 3.
DIVISIÓN
JADAN
MARIANO MORENO
PRINCIPAL
REMIGIO CRESPO
SAN JUAN
2HIDMAD
PAUTE ;
ÁREA URBANA
PERIFERIA
AMALUZA
BULAN
CHICAN
GUACHAPALA
GUARAINAC\S
PAN.
SN. CRISTÓBAL
SEVILLA DE ORO
TOMEBAMBA
AÑO
1.962
2.923
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1.790
2.364
3.472
AÑO
1.974
2.923
2.398
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1.267
4.649
2.158
1.987
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2.247
2.470
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2.073
2*516
3.694
2.032
2.502
3.472
TASA
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•1.23
0.00
0.00
0.75
0.51
1.06
0.47
0.00
ANEXO NA II-2
Hoja 4.
DIVISIÓN
STA. ISABEL s
ÁREA URBANA
PERIFERIA
ABDON CALDERÓN
CAMILO PONCE
EL CARMEN DEP.
PUCARÁ
SHAGLLI
SIGSIG :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
CUTCHIL
GIMA
GUEL
LUDO
SN. BARTOLOMÉ
SN. JOSÉ DE RARANGA
AÑO
1.962
1,602
5-518
4.591
1,395
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7.082
2.143
1.228
6/146
1*637
2.893
1.261
3.025
3.028
1..420
AÑO
1.974
2.018
6.382
4.761
2.386
1.207
9.076
2.143
1.982
6.787
1.847
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1.388
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0.83
. 1.01
0.78
0.80
0*12
0.66
2.06
TOTAL 274.642 365.657 2.4
PROVINCIA DEL CAÑAR
ANEXO Na II-2
Hoja 5.
DIVISIÓN
AZOGUES :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
BAYAS
BORRERO
COJITAMBO
DELEG
GUAPAN
JAVIER LOYOLA
LUIS CORDERO
PINDILIG
RIVERA
SN. MIGUEL
SOLANO
TADAY
BIBLIAN :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
AÑO
1.962
8.075
"1.656
" 2,576
2.257
4,550
5.537
4.336
4.283
3.154
2.020
2.534
3.257
3.136
1.939
1.791
6.651
ASO
1.974
10.639
5.293
2.576
2.734
4.771
6.840
6.450
5.008
3.154-
2.372
2.964
3.746
3.326
1.939
2.231
8.452
TASA
CRECIMI]
2.32
10.17
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1.61
0.40
1.78
3.36
1.31
0.0
1.35
1.3.1
1.17
0.49
0.0
1.85
2.02
Hoja 6
DIVISIÓN
'
NAZON
SN.FCO.DE SAGEO
TURUPAMBA
CAÑAR :
ÁREA URBANA
PERIFERIA
CHONTAMARCA
CHOROCOPTE
EL TAMBO
G. MORALES
GUALLETURO
H. VASQUEZ
INGAPIRCA
JUNCAL
MANUEL J. CALLE
PANCHO NEGRO
SAN ANTONIO
SUSCAL
ZHUD
AÑO
1.962
2.891
933
1.284
4.935
4.275
3.062
1.564
4.108
2.717
3.839
4.058
4.219
1.684
6.048
2.942
1.259
3.068
888
• AÑO
1.974
4.204
1.098
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5.253
2.300
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•5.154
4.302
4.829
5.644
1.684
9.541
4.427
1.890
4.183
1.766
TASA D:CRECIMIEJ
3.17
1.37
1.32
2.62
0.29
4.60
3.27
2.82
5.48
0.95
1.46
2.45
0.0
3.87
3.46
3.44
2.62
5.90
POBLACIÓN TOTAL 112.733 147.463 2.26
ENCUESTA INDUSTRIAL
ANEXO Nfi II-3.Hoja 1*
HOMBRE DE LA INDUSTRIA: COMPAKIA ECUATORIANA DEL CAUCHO S»A«
TIPO: fábrica de llantas9 tubosg defensas^ material de reparación*
UBICACIÓN: Cuenca, Azuay» '. . . ' ,
PROPIETARIO: Sociedad. Anónima
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. IS^OOO.pOO (capital social)
PRODUCCIÓN ANUAL (1): Año 1,973 s 4«848,660 kilos =' S/ 222*8630201
Presupuesto año 1«974 : 5 ' 922eOOO Kilos
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 7*570*2
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados: 173 (en 1*973)
B) Obreros: 24g "
C) Total: 422 "
CARGA INSTALADA: 4.200 ( kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 6'273*460 kWh (año 1973)
• TIPO DE GENERACIÓN: Propia 47# Comprada 53/ó
Térmica x Hidráulica y Térmica
AMPLIACIONES FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL:
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/.- 20' 000e000 en 1
AÜO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: Anualmente
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros:
c) Total: 10 anual
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO: 10# anual
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD: 250 K# anuales aproximadamente
INCREMENTO DE CONSUMO: 11?¿ anual kWh
OBSERVACIONES: t ¿
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N* II-3.ENCUESTA INDUSTRIAL . Hoja 2.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: EMPKESA INDUSTRIAS OUAPAN S«A» ^ ,
TIPO: Cemento ; ; —
UBICACIÓN: ' Azogues ^ ;
.PROPIETARIO: S g Á a ( l«3S.S«S« Banco Nacional de Fomento)
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 183'735.«311»5.1
PRODUCCIÓN ANUAL (1): l'1779*229 sacos o S/ ^5j 2660g06g44
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 7*200 '
NUMERO DE TRABAJADORES : A) Empleados :
B) Obreros:
C) Total: 197
CARGA INSTALADA: 2ggQQ ' kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 8 «.500*000 kWh (año 197.0
TIPO DE GENERACIÓN: Propia x Comprada _
Térmica x Hidráulica x
AMPLIACIONES "FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: 600 Toneladas diarias
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/*' __ 200^000.000
DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1*976
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros : 3/Q
c) Total: ^
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD: 2*500 Ktf,
INCREMENTO DE CONSUMO: kWh
OBSERVACIONES: ¿
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
. ANEXO N^ II-3,ENCUESTA INDUSTRIAL " .. . Hoja 3.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: ARTKPKACTICQ . _
Tipo: Muebles ' • -
UBICACIÓN: Avenida Quito y Matovelle '
PROPIETARIO: SOCIEDAD ANÓNIMA . _
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 30*000*000
PRODUCCIÓN ANUAL (1): S/ 3^*000*000
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 2*091
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados: 2
B) Obreros: 240
C) Total: 30O
CARGA INSTALADA: ¿t-00 kff
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 432o000 kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia Comprada
Térmica Hidráulica
AMPLIACIONES FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: 30$
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/.'. 6*000*000
DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1*977
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:'
í>) Obreros:
c) Total: ' 30
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
200
INCREMENTO DE CONSUMO: 20/Q : kWh
OBSERVACIONES: ¿ _
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N¿ II-3,Hoja 4.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: TALLER MEJIA.
TIPO: Motal 'Mecánica
UBICACIÓN:
PROPIETARIO:
VALOR DE 'LA INVERSIÓN: S/. 4'000e000
-PRODUCCIÓN ANUAL (1): .3.360 quintales
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 2*O80
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados:
B) Obreros: 50
C) Total: t 58
CARGA INSTALADA: 100 kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA:. 72*000' kWh '(año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia Comprada *
Térmica Hidráulica
• AMPLIACIONES FUTURAS; ' •>
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: *' 1*200 quintales
• INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. • ;
DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1«975
INCREMENTO "DE TRABAJADORES: a) Empleados: 10 ~
b) Obreros : _ 10
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:100 kw
INCREMENTO DE CONSUMO: fcWh
OBSERVACIONES: t ¿ •_
(-1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N* II-3,ENCUESTA INDUSTRIAL • Hoja -5.
NOMBRE DE-LA INDUSTRIA: PRODUCTOS LÁCTEOS GUKNCA S.A, ;* '•'-•'-'••"•'•-"• <" — ' - - -J---1 J-"U---«- —TT I T- - . - I - . - - T - . " . - . .. . . . . . ! _ _ ! _ --.-.- r _ . T~ 1~. _' - ..-,- r~ T ,
TIPO: , , r
UBICACIÓN: Avenida Lo Ja (Cuenca) .
PROPIETARIO: .ECONOMÍA. MIXTA. ._
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 5
PRODUCCIÓN ANUAL (1) : S/ 11 «000 «000
HORAS DE TRABAJO AL AflO: 2e080
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados:
B) Obreros : 13
C) Total: 19
CARGA INSTALADA:
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 219^000 kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia _ Comprada ( _
Térmica Hidráulica
AMPLIACIONES FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ASTUAL: 80jS
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/, 3 !OQOeQQQ
DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: Ü1CIJDMBRE
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados
b) Obreros : t
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO: ' 1*360
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
INCREMENTO DE CONSUMO: _ , _ 50&
OBSERVACIONES:
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres *
ANEXO Ñ* II-3'.ENCUESTA INDUSTRIAL Hoja 6.
NOMBRE pE LA INDUSTRIA: CUin?lKMBmS 1^]£HACIENTE S.A.
TIPO: Fabricación de Cueros •
. UBICACIÓN: ! ,
.PROPIETARIO: Sociedad Anónima __
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 39! POP*000
PRODUCCIÓN ANUAL (1): Jl 30'OOO.OOQ
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 2«l60 '
NUMERO DE TRABAJADORES : A) Empleados : 18
B) Obreros: _ 95
C) Total: 113
CARGA INSTALADA:
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: lg152f lQQQ kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia _ Comprada
Térmica _ Hidráulica
AMPLIACIONES "FUTURAS :
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: _ 100#INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/.' 5 ¡ 000..000
DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN; l año
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros : __
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
kwINCREMENTO DE CONSUMO: 50$ kWh
OBSERVACIONES: ¿ : ,
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N* II-3,ENCUESTA INDUSTRIAL ' Hoja 7.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: PASAMANERÍA. S e A*
TIPO: Textil (Pasamanería)
UBICACIÓN: Avenida Huaynacápac No» 1218•- Cuenca,
.PROPIETARIO: Pietro TOSÍ Iñipruez (Gerente General)
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 48» 543*796,47 ___
PRODUCCIÓN ANUAL (1): S/ 291139o 243 ,90
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 4*192 "
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados: 49
B) Obreros : 378
C) Total: ' 42?
CARGA INSTALADA: 623o5 kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 1'435«711 kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia Comprada
Térmica Hidráulica __
AMPLIACIONES "FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: 5*827^848^78
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. 5 s SOO.OOO.oo'
ASO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1*974 - 1.975
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados: Ninguno
b) Obreros: 20
c) Total: 20
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO: ' Ninguno
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD: 191 «4
kW
INCREMENTO DE CONSUMO: 765*440 kWh
OBSERVACIONES: ¿
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres*
ANEXO N& II-3,ENCUESTA INDUSTRIAL Hoja 8.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA; CERÁMICA ANDINA •
TIPO: Cerámica (Vajilla) - .
UBICACIÓN: Monay
PROPIETARIO: Sociodad Anónima •
VALOR DE LA INVERSIÓN; S/. 32
PRODUCCIÓN ANUAL (1) : 2fr*000»000
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 24 lloras diarias
NUMERO DE TRABAJADORES : A) Empleados : 30'
B) Obreros : 170.
C) Total: 20O
CARGA INSTALADA: 200 kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: _J20oOOO__kWh '(año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia x Comprada
Térmica X Hidráulica
- AMPLIACIONES FUTURAS; "t
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: _¿ 15%
* - INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. aQ ! OOO^OOQ
'ASO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: DICIEMBRE - £.97**
INCREMENTO'DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros : __
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD: 800
kW
INCREMENTO DE CONSUMO: 2*880*000
OBSERVACIONES: >
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
. cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N* II-3ENCUESTA INDUSTRIAL Hoja 9.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: FABRICA }JE UKSOUTES VAMDERBILT.
TIPO: Resortes
UBICACIÓN: • Machángara (Sector Industrial)
PROPIETARIO: Compañía Limitada
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 26'0000OOO •
PRODUCCIÓN ANUAL (1): 4?S TON. (Diciembre 1,973)
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 2«080
NUMERO DE TRABAJADORES : A) Empleados : 10
B) Obreros : 3-8
C) Total: 28
CARGA INSTALADA: , kW
CONSUMO AmJÁL DE ENERGÍA: 44^000 kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia Comprada
Térmica ¡ Hidráulica
AMPLIACIONES FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: lo000 TON
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. 70 8 000 ®OOQ
AftO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1.978
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros : __
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO: 520
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
INCREMENTO DE CONSUMIÓ: 3Q/£ (on 5 años)
OBSERVACIONES: >
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
• ANEXO N* II-3.ENCUESTA INDUSTRIAL Hoja 10.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: TUGALT ' .
TIPO: Tubería Galvanizada Ecuatoriana
UBICACIÓN: Macliángara (Sector Industrial)
PROPIETARIO; Compañía Limitada
VALOR DE 'LA INVERSIÓN: S/. 9^*000» 000 _ (Diciembre ~ 1*973)
PRODUCCIÓN ANUAL (1): 3 • 000 Toneladas _ ' _
HORAS DE TRABAJO AL AfíO:
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados:
B) Obreros: _ 52
C) Total: _ 66
CARGA INSTALADA: _ kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 525*000 kWh '(año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia ,^___ Comprada
Térmica Hidráulica ___„_
• AMPLIACIONES FUTURAS: ' -
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: *' 3*OOO Toneladas
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. 100*000.000
'AÑO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: 1*97^ •- 1*978
INCREMENTO 'DE TRABAJADORES : a) Empleados :
b) Obreros :
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO: ' 520
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
. ; , kW
INCREMENTO DE CONSUMO: 40^ en 1 año / (1^973 - Ir97¿0 kWh
OBSERVACIONES: >
(.1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
. cantidad, se expresará su valor en sucres.
ANEXO N-2 II-3.ENCUESTA INDUSTRIAL Hoja 11.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: - INDUTECNIA - INDURANXA
TIPO: Pequeña Industria Metal Mecánica
UBICACIÓN: Sector Industrial
. PROPIETARIO: . S . . Ltda,
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. 3*000*000
PRODUCCIÓN ANUAL (1): S/ 6 * 000 a 000"
HORAS DE TRABAJO AL AÑO: 10 horas" diarias
NUMERO DE TRABAJADORES : A) Empleados : ^ '
B) Obreros: 40
C) Total: 50
CARGA INSTALADA: ¿70 _ kW
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia : Comprada
Térmica ________ Hidráulica
AMPLIACIONES "FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: 100$
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. **0#
ÁftO DE ENTRADA EN SERVICIO DE'LA AMPLIACIÓN: 1*975
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros:
c) Total: 10
INCREMENTO DE LAS HORAS .DE TRABAJO:
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD: 150 I0
kW
INCREMENTO DE CONSUMO :
OBSERVACIONES:
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
•*..
ANEXO N* II-3.ENCUESTA INDUSTRIAL ' Hoja 12.
NOMBRE DE LA INDUSTRIA: . ELABORADOS DE CAÍME S 0 A 0 '
TIPO: . . ' __
UBICACIÓN: Cargue Industrial (Machángara)
PROPIETARIO: Sociedad Anónima
VALOR DE LA INVERSIÓN: S/. ft1500.000 •
PRODUCCIÓN AMJÁL (1): SÍ 16*500o000
HORAS DE. TRABA JO AL AÑO: 2*288-
NUMERO DE TRABAJADORES: A) Empleados:
B) Obreros:
C) Total: __
CARGA INSTALADA:
CONSUMO ANUAL DE ENERGÍA: 192*000 kWh (año 197 )
TIPO DE GENERACIÓN: Propia _ t Comprada _ _
Térmica Hidráulica
AMPLIACIONES FUTURAS:
INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN ANUAL: 30$
INCREMENTO DE LA INVERSIÓN: S/. 2¡OOOoOQQ
AÑO DE ENTRADA EN SERVICIO DE LA AMPLIACIÓN: DICIEMBRE
INCREMENTO DE TRABAJADORES: a) Empleados:
b) Obreros : __
c) Total:
INCREMENTO DE LAS HORAS DE TRABAJO;
INCREMENTO DE LA CAPACIDAD:
kW
INCREMENTO DE CONSUMO: . kWh
OBSERVACIONES: ¿
(1) Cuando la Industria elabore productos diversos y sea difícil expresar su
cantidad, se expresará su valor en sucres.
PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN DE ACUERDO A LAS ZONAS CLASIFICADAS EN EL SISTEMA CENTRO SUR
ANEXO NA 11-4.
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1,016
1.021
1.016
1,042
• 1.040
1.C23
1.C29
1.025
PC
1.962
3.388
42.187
12.651
10.300
34.418
27.423
26.132
15.324
43.579
19.1C5
12.536
9.436
23.599
73.343
372.521
1
SLACIOII
1.974
11.156
56.708
17.487
15.932
42.554
34.2K1
32.984
19,218
63.148
23.338
22.478
15.233
37.376
111.143
503.470
1.975
11.369
58.123
17.851
16.456
43.313
34.902
33.625
19.531
64 . 495
23.730
23.440
15,853
38.773
114.435
516.325
1.976
11.586
59.5
3
18.224-
16.998
44.086
35.556
34.278
19.850
G5.880
24,129
24,443
16,499
39.692
117.820
529.454
1.977
11.807
61.060
18.604
17.558
44.872
30.222
34.944
20.174
67.289
24.534
25.488
17.171
40.632
L21.305
342.918
1.978-
12.033
62.584
18.991
18.136
45,673
3G.900
35.623
20.503
68.729
24.947
26.579
17.870
41.595
124.892
556,723
1.979
12.263
64.145
19.387
18.733
46.488
37.591
36.316
20.838
70.200
25.366
27.716
18.597
42.580
128.586
570.880
1.980
12.498
65.746
19.791
19.349
47.317
38 .295
37.021
21.178
71.702
25.792
28.902
19.355
43.589
132.389
585.397
1.981
12,736
67.386
20.204
19.986
48.161
39.012
37.741
21.524
73.237
26.226
30.139
20.143
44.622
136.305
600.283
1,982
12.980
69.068
20.625
20.644
49.020
39. 742
36.474
21.875
74.804
26.667
31.428
20.963
45.679
L40.336
515,547
1.983
13.228
70.791
21.055
21.323
49.895
40 486
39.222
22.232
76.405
27.115
32.773
21.816
46.761
144.487
631.200
1.984
1.985
13.481
1 13.738
72.558
• 74.368
21.494
¡ 21.942
122.026
; 22.751
50.785
:
51.691
41.244
! 42.016
39.983
,
40. 761
22.595
,
22.964
78.040
;
79.710
I27.571
i
28.035
34.175
:
35.637
22.705
i 23.630
47.869
: 49.003
148.760
: 153.160
547.251
: 663.709
1.986
14.007
76.224
22.399
23.499
52,613
42.803
41.553
23,336
81.416
28 506
37.162
24.591
50.164
. 157.689
680.537
1.987
14,269
78.126
22.E66
24.273
53.552
43,604
42.300
23.719
83.158
28 S85
3S.752
25.593
51.352
162.353
697.593
1.9S3
14.541
60.076
23.343
25.072
54 . 507
44.421
43.183
24.106
84.933
29 472
40.410
26.635
52.569
167.155
715.640
1.969
14.319
82.C74
23.630
25.697
55.479
45.253
44.C22
24. SCO
65.755
42.139
I7.71S
53.614
172.099
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KV
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V*
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Girón
1x5.000 KVA-69/23 KV.
** Datos proporcionados por la E.E.Cuenca.
** Concluido Montaje.
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DISEÑO, LICITACIÓN
Y ADJUDICACIÓN
ADQUISICIÓN EQUIPOS
Y MATERIALES
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TRANSPORTE LOCAL
OBRA CIVIL Y MONTAJE
OB
RA
S
PRO
VIN
CIA
D
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CA
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11.4
31
ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA CENTRO - SUR
ANEXO N£ IV
Hoja 3
PARÁMETROS DE LAS LINEAS - BASE DEL SISTEMA 100 MVA.
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2
11.4
31
11.4
31
54
.97
5
Nota: Sn el cálculo de la reactancia, solo se ha considerado la reactancia inductiva. X = Xa 4- Xd; siendo Xa la rea£
tancia inductiva en ohms.por conductor y por milla a un pie de espaciamiento; y Xd la reactancia inductiva en
ohms,por conductor y por milla a D pies de espacionaniento y a 60 ciclos. La reactancia capacitiva no se con-
ANEXO N* IV -
2.
Hoja 4
ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA CENTRO SUR
PARÁMETROS DE LOS TRANSFORMADORES BASE DEL SISTEMA 100 MVAt
SUBESTACIÓN
SAYMIRIN
SAYMIRIN
S/E # 6 CUENCA
S/E MONAY
S/E MONAY
S/E GIRÓN
S/E SAUCAY I
S/E SAUCAY I
S/E # 4 CUENCA
S/E AZOGUES
S/E SAUCAY II
S/E # 4 CUENCA
*
Impedancia equivalente entre las barras 1 y 2 de la Central Saymirín.
** Impedancia equivalente entre las barras 12 y 13 de la Central Monay.
BARRAS
1 -
2 —
7 -
12 -
13 ~
16 -
17 -
18 -
19 -
25 -
28 -
32 -
2 34 8 13 14 9 18 28 23 26 33 19
M.V.A.
Nominales
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80 80 80 40 40 40
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**
ANEXO IV-2,Hoja 1.
TERMINOLOGÍA PARA INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS DE PRO
GRAMA DE FLUJO DE POTENCIA
LINE - Identificación de las barras en las -
cuales termina una línea y/o transfor;
mador.
IMPEDANCE = Impedancia de una linea y/o transfor-
mador »
R = Resistencia de una línea.
X = Reactancia Inductiva de una línea y/o
transformador.
M.V.A. RATING = Máxima capacidad de un transformador
y/o capacidad por límite térmico de -
una línea.
TAP = Relación de transformación en P.U. en
la posición inicial»
T MIN = Mínima relación de transformación, en
P.U-
T MAX - Máxima relación de transformación, en
P.ü.
BUS = Número de barra.
ÑAME - Identificación de una barra.
VOLTS - Tensión en barras en P*U.
LOAD PL - Potencia activa consumida por una car;
ga en MW.
ANEXO IV-2,Hoja 2.
LOAD QL = Potencia reactiva consumida por una
carga en MVAR*
GENERATION PG = Potencia activa liberada por un gene-
rador en MW,
GENERATION QG = Potencia reactiva que puede liberar -
un generador en MVAR.
VAR LIMITS
Q MIN
VAR LIMITS
Q MAX
= Límite mínimo de potencia reactiva de
un generador en MVAR-
= Límite máximo de potencia reactiva de
un generador en MVAR.
= Ángulo de defasage en grados.
= Resumen del caso procesado en lo refe:
rente a numero de líneas, número de -
transformadores, número de capacito -
res o reactores, total de carga, to -
tal de pérdidas y total de generación,
Además presenta un resumen de barras
que tienen voltaje inferior a 0.95 en
P.U* y mayor a 1.05 en P.U.
SUMMARY OF GENE
RATOR DATA = Resumen de datos de los generadores -
del sistema*
ANEXO IV-2,Hoja 3.
KEPORT OF LOAD - FLOW CALCULATION :
- BUS DATA = Reportaje final de los datos de ca
da una de las barras*
- LINE DATA = Reportaje final de los datos para
una línea y/o transformador.
PCT CAP = Porcentaje de utilización referen-
te a la capacidad nominal de una -
línea y/o transformador.
SWING - BUS - Barra oscilante.
TOTAL INTERATION = Número total de interacciones rea-
lizadas por la máquina en el caso
procesado.
ANEXO IV-2,Hoja 4.
F L U J O D E P O T E N C I A
1.976 *
ESTADO ACTUAL
(Lámina IV-1).
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ANEXO IV-2-;
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIOHAL - TESIS DE GRADO.
FLUJO DE CARGA - SISTEMA CENTRO SUR -
AflO 1.976 - CARGA MÁXIMA.
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END OF REPORT FOR THIS CASE
ANEXO IV-2.Hoja 10.
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AÑO 1,977
CONDICIONES NORMALES. . ***
OPERA SAÜCAY I 8 MT. Y LINEA SAUCAY - *
CUENCA A 23 KV. A
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INTERCONEXIÓN CUENCA - AZOGUES - CAÍ5AR *
A 23 KV. Y CUENCA - PAUTE - GUALACEO A *. *
23 KV,
(Lámina IV-2) ,
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OPERA SAUCAY I 8 MW. INTERCONEXIÓN CUENCA - AZOGUES - CAÑAS - PAUTE - GUALACEO.
CONDICIONES NORMALES.
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ANEXO IV-2,Hoja 18.
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* CONDICIONES DE EMERGENCIA„&** SALIDA DE LINEA DESCANSO - AZOGUES,*
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** (Lámina IV-3) .
.ANEXO. IV-2V:
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - TESIS DE GRADO.
FLUJO DE CARGA - SISTEMA CENTRO SUR -
AfiO 1,977 - CARGA MÁXIMA.
CONDICIONES DE EMERGENCIA. SALIDA DE LINEA DESCANSO - AZOGUES.
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Hoja 20
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - TESIS DE GRADO.
FLUJO DE CARGA - SISTEMA CENTRO SUR - ANO 1.977 - CARGA MÁXIMA.
CONDICIONES DE EMERGENCIA. SALIDA DE LINEA DESCANSO - AZOGUES.
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ANEXO IV-2,Hoja 26.
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-CONDICIONES NQR&ALES.
INTERCONEXIÓN SAUCAY - AZOGUES A 69 KV.
OPERA LA LINEA SAUCAY - CUENCA A 69 KV*
Y SE INTERCONECTA GIRÓN - STA. ISABEL A
23 KV.
(Lamina IV-4) .
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ANEXO IV-2.
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ANEXO IV-2,Hoja 48.
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AÑO 1.979
** CONDICIONES NORMALES.
* OPERA SAUCAY II 16 MW Y MONAY 10 MW ** ** TÉRMICOS- #
* ' *
* ENTRA CARGA ESPECIAL DE GUAPAN 8 MW. *
* ** ** (Lamina IV- 7) . ** *
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ANEXO IV-2.
Hoja 51.
LINE AND S'JS TOTALS
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TRANS^ISSION LINES
TRANSFCRMERS - FIXED
- LTC
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* AÑO 1.979 *
* ** ** ** CONDICIONES DE EMERGENCIA. ** *
* SECCIONAMIENTO DE LAS LINEAS: *
* DESCANSO - AZOGUES A 23 KV Y *
* ERCO - S/E # 4 A 23 KV. ** ** ** ** ** *^ (Lamina IV-9)- ^* ** *************************************************
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6.946
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FIXED CAP/REAC
-11.507
SYSTEM MISMATCH
-0.004
0,010
MI5CELLANEOUS CONSTÁIS
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MÁXIMUM ITERATIONS
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TOLERA.NCE - KEAL
0.100E-04
- 1MAG
0«IOüE-0^
ACC FACT. - REAL
- IKAG
LTC START
TOTAL BUSES
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48*382
2.3.747
^__SKIP
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CAPAC1TORS Cf REACTORS
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ITERATIOMS BETWEcN BUS-ORDER SORTS
50
ACC FACT
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6-.31 GUALC23. 0.933 ..-3*2_:
HIGH VOLTAGE SUMMARY — BUS VOLTAGES ABOVE 1.05
AS BUS
NAVE
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* AÑO 1.980 ** ** ** ** ** ** CONDICIONES NORMALES. ** *
A CAMBIO DE VOLTAJE DE LA LINEA CUENCA - ^
* . GIRÓN DE 23 KV. A 69 KV. ** ** ** *
* (Lámina IV-11) . ** *
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ANEXO Nfi VI-1Hoja 1.
PRESUPUESTOS: LINEAS A 69 KV.POR KM.
SIMPLE CIRCUITO: POSTES DE HORMIGÓN
Na ESTRUCTURAS/Km: 6 S=>75%; A,AA,T=25%
Miles de Sucres
D E S C R I P C I Ó NCONDUCTOR
ACSR 3/0 AWGCONDUCTOR
ACSR 266.8 MCMCONDUCTOR
ACSR 4.77 MCM
ESTUDIOS:
- Topográficos
- Electromecánicos
SERVICIOS GENERALES:
- Limpieza de Vía
- Vías de acceso y Obras
Preliminares
- Topografía (Replanteo)
SOPORTES:
- Suspensión:
Estructura (16mt.700 kg)
- Aisladores y Herrajes
- Anclaje,Ángulo,Terminal:
Estructura (16mt,1.200 kg)
Aisladores y Herrajes
CONDUCTORES
- ACSR
- ACERO 3/8
15.000
5.000
10.000
33.600
19.240
30.520
10.500
30.600
10.000
15.000
5.000
10.000
39.532
21.375
35.850
10.500
61.350
10.000
15.000
5.000
10.000
47.438
25.650
43.020
12.600
103.570
13.000
S sa
A -Jnn, ""•
T —
SuspensiónAngularAnclajeTerminal
PRESUPUESTOS: LINEAS A 69 KV.POR KM.
SIMPLE CIRCUITO: POSTES DE HORMIGÓN
N^ ESTRUCTURAS/Km: 6 s=75%; A,AA,T=25%
Miles de Sucres
ANEXO N2- VI-Hoja 2.
D E S C R I P C I Ó NCONDUCTOR
ACSR 3/0 AWGCONDUCTOR
ACSR 266.8 MCMCONDUCTOR
ACSR 4.77 MCM
5-2 MANO DE OBRA:
- Excavaciones
- Transporte y Parada
- Fundaciones
- Vestida de Estructuras
- Tendido Templado ACSR
- Tendido Templado Hilo. Guardía.
- Otros
TOTAL SUCRES/Km.
95.000
259.460
260.000
105.000
313.607
315.000
115.000
390.278
390.500
A =AA «T =
SuspensiónAngularAnclajeTerminal
PRESUPUESTOS: LINEAS A 23 KV.POR KM
SIMPLE CIRCUITO: POSTES DE HORMIGÓN
Ns DE POSTES/Km : 8 S=70%; A,AA,T=30%
Miles de sucres
ANEXO N£ VI-1Hoja 3,
D E S C R I P C I Ó NCONDUCTOR
ACSR 3/0 AWGCONDUCTOR
ACSR 1/0 AWG
ESTUDIOS:
- Topográficos
- Electromecánicos
SERVICIOS GENERALES:
- Limpieza de vía
- Vías de Acceso y Obras Preliminares
- Topografía (Replanteo)
SOPORTES:
- Suspensión:
Estructura
~ Aisladores y Herrajes
- Anclaje, Ángulo, Terminal:
Estructura
Aisladores y Herraje
CONDUCTORES
- ACSR
- Aleac. Aluminio
MANO DE OBRA:
/Km.
15.000
5.000
2.500
4.000
15.100
9.620
13.100
13.330
37.540
7.010
47.800
170.000
15.000
5.000
2.500
4.000
15.100
9.620
13.100
13.300
23.620
4.330
49.430
155.000
sA
= Suspensión
T =
AngularAnclajeTerminal
ANEXO N& VI-1Hoja 4.
PRESUPUESTO DE SUBESTACIONES
D E S C R I P C I Ó N
- Equipo de Subestación
- Perfiles para pórtico y barras
- Terreno
- Cerramiento
- Hormigón (bases)
- Caseta (60 m )
- Transporte
- Montaje
Total US $
Precio Unitario US $/KVA
Precio Unitario SUCKES/KVA.
POTENCIA EN KVA
1.500
US .$
46.620
2.500
4.000
2-400
700
700
4.000
60.920
40
1.000
2.500
US $
62.840
2.500
4.000
2.400
700
700
6.000
79.140
32
800
3.750
US $
69.840
2.500
6.000
3.200
800
7.200
1.000
6.000
96.540
26
650
5.000
US $
79.840
2.500
6.000
3.200
800
7.200
1.000
8.000
108.540
22
550
10.000Elevación
US $
143.340
1.800
8.000
4.400
600
7,200
1.500
8.000
174.840
18
450
-o,
ANEXO IV-2.
Hoja 101.
ES
CU
EL
A
PO
LIT
ÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
- T
ES
lS
DE
GR
AD
O.
FL
UJO
D
E
CA
RG
A -
SIS
TE
MA
C
EN
TR
O S
UR
-
AR
O
1.98
0 -
CA
RG
A M
ftX
CM
A.
INT
ER
CO
NE
XIÓ
N
SAU
CA
Y -
SA
YM
IRIN
69
K
V Y
MO
NA
Y -
S/E
# 4 -
69 K
V.
OF LCAS-F'LOv,1 CALCULAT10N
TOTAL ITCRATIOftS
=-12
BUS AR
30- 0
31- 0
32- 0
33- 0
34- 0
SA.VE
VOLTS
USHUP23, 0.951
GÚALC23* ( «9.32
SUSO 69. 1 .998
SAUC13.Ü I»ü49
SAYM169» 1.001
B U b - D A | A
GENERATION
ANGLE
MW
MVAR
-3*1
0.0
0*0
-3.6
1*0
5*0
1.6
0,0
-- 0*0-
16.0 .
0.0
(J.O
-—0*0 — ~
0.0
LOAD
CAP/REAC
TO
•-
..
..
. r
22-DESCA23.
29-PAUTEZ3. '
'31-GUALC23»
30-USHUH23.
19-SUBD 23.
28-SAUCA69. -
28-SAUCA69.
2-SAYMI23*
28-SAUCA69»
1
-1.
C«
-1.
10.
10.
15* 1.
-1.
N 9850
45
2222 99 27 27
E - D A T
MVAR
-1*24
0.31
C.93
-0
-1 1 2
-33
.90
.99
*99
«43
.17
*17
PCT
20*5
,-
15*3
15.0
• -
52.1
.--.-:- ---/-
13.0
80.9
34*2
6t2
END OF REPORT FOR—THlS.CASE
13:}
1! i»
J 13