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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
ANÁLISIS DE REMODELACION DE LA TOPOLOGÍA DE LA REDDE BAJA TENSIÓN Y CALIDAD DE SERVICIO EN EL SECTOR
CUATRO DE SOLANDA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
PAUCAR CHALAN JUAN CARLOS
DIRECTOR: ING. M1LTON TOAPANTA
Quito, Noviembre 2004
CERTIFICACIÓN
t
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por e! Sr. Juan Carlos Paucar
Chalán para la obtención del título de Ingeniero Eléctrico, bajo mi guía y
supervisión.
•*Ing. Milton Toapanta
DIRECTOR DE PROYECTO
-af
DECLARACIÓN.
Yo, Juan Carlos Paucar Chalán, declaro bajo juramento que e! trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normativídad institucional vigente.
vJuan Carlos Paucar Chalán
AGRADECIMIENTOS
Mi agradecimiento especia! al persona! de la Unidad de Inventarios y
Avalúos (PÍA) y al personal de! Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas
(PRPT) de la EEQ S.A., de igual forma al Ing. Edison Naranjo por todas las
facilidades prestadas en el manejo del Sistema EXPERTO.
De igual manera expreso mi profundo agradecimiento al Ing. Milton
Toapanta; director de este proyecto; quien a pesar de sus múltiples ocupaciones
me brindó su tiempo y valioso contingente intelectual para el desarrollo del
presente Proyecto de Titulación.
^ <Z>¿w gz¿á me Ha enseñado que nada es fruto d& (a casualidad y todo por incomprensión queparezca tiene un propósito.
Ji mis (Padres quien con su ejemplo y esfuerzo fían hecho esto posi6&.
JL mi Hijo que fia sido id inspiración para cuíminareste trabajo.
INTRODUCCIÓN
Como consecuencia del crecimiento geométrico de la población se están creando
planes habitacionaies de vivienda los cuales están obligados a optimizar ios
espacios físicos disponibles, esto conlleva a diseñar las redes eléctricas de tal
manera que brinden seguridad y estética al conjunto. La mejor alternativa para
conseguir estos requerimientos es sin duda la construcción de redes subterráneas
tanto para media y baja tensión, esto involucra un costo inicial mayor comparado
con la construcción de redes aéreas, sin embargo los beneficios hacen que en la
mayoría de las muitrfamiliares y planes de vivienda nuevos se opte por la
¡mpiementación de redes subterráneas. El problema surge en los conjuntos
habitacionaies ya construidos, cuyas construcciones han ido creciendo
paulatinamente, a tal punto de acercarse muy peligrosamente a las redes de
media y baja tensión. Un ejemplo tangible de esto es el Sector de Solanda (que se
divide en cuatro zonas o sectores) en donde se puede apreciar que en algunos
casos las redes baja tensión están sobre las losas o pasan por dentro de la
vivienda, incluso existen postes de hormigón dentro de la propiedad, lo que obliga
necesariamente a una remodeiación de las redes eléctricas.
Con el presente estudio se encontrarán las soluciones óptimas a los problemas
expuestos en el Sector de Solanda
RESUMEN
En el presente trabajo se realizaron continuas inspecciones de campo a todo el
Sector de Solanda con el fin de identificar los principales problemas y zonas a ser
remodeladas, encontrándose al Sector 4 de Solanda como el sitio con mayores
inconvenientes. De tal manera que es en este sitio donde se realizará el estudio
de remodelación.
Con el fin de encontrar la demanda real de! sector se realizó una encuesta para
encontrar la carga instalada en los pasajes a ser remodelados, en dicha encuesta
se introdujeron parámetros para evaluar los accidentes eléctricos ocurridos y la
calidad de servicio e imagen institucional de la empresa distribuidora en este caso
la EEQ SA.
Además en el presente trabajo'se utilizaron paquetes computacionales como el
Sistema DISREQ (Diseño Integral para el Sistema de Redes Eléctricas Quito) y el
Sistema GIS (Sistema de Información Geográfica). Los mismos que son
herramientas importantes para realizar estudios de ingeniería.
Para la rernodelación de las redes se utilizó la información disponible en la base
de datos ORACLE que utiliza el sistema GIS, esta información fue confirmada y
corregida en algunos casos, esto se consiguió con las inspecciones de campo
realizadas al sitio de estudio. Con esta información actualizada se procedió a
utilizar es Sistema DISREQ para calcular las caídas de voltaje antes y después de
la remodelación de cada pasaje.
Con la ayuda de Sistema DISREQ se identificó ios transformadores que
posiblemente deberían ser reemplazados por otros de mayor capacidad, y también
los puntos de red que presentaban caídas de voltaje superiores al 3.5%
establecido en las normas de ¡a EEQ SA. para corroborar esta información se
realizaron medidas en los transformadores que posiblemente estaban
sobrecargados y para comprobar las caídas de tensión de tensión se realizaron
medidas en la cola de red en los puntos que posiblemente presentaban mayores
caídas de tensión.
OBJETIVO
Con e! presente estudio se pretende dar solución a ios problemas de accidentes
eléctricos ocurridos y al latente peligro de las cercanías de las redes eléctricas a
•las viviendas en los sitios analizados. Para esto se considerará la topología actual
de la red de baja tensión.
Es necesario conocer la Demanda actual del Sector cuatro de Solanda, lo que se
logrará con un censo de la carga instalada en este'sector.
Es de interés también evaluar los índices de Calidad de Servicio y comparar los
resultados obtenidos en el Sitema DISREQ con mediciones directas en los puntos
de interés, estas mediciones se realizaron por 7 días seguidos con el Analizador
de Perturbaciones MEMOBOX300
Con las lecturas de estos puntos de medición se procedió a realizar el estudio de
Calidad de Energía, y comprobar si cumplen o no con la Regulación 004/01 del
CONELEC. En lo referente a la Calidad de! Producto, y mediante las encuestas
determinar si la EEQ SA. cumple con los índices de Satisfacción de
Consumidores.
ALCANCE
Los problemas encontrados se concentran en los pasajes e involucran fas redes
de Baja Tensión, por lo que el estudio se efectuó solo en las redes de Baja
Tensión.
La principal fuente de soporte del presente estudio son las Normas Para el
Sistema de Distribución de la EEQ SA. en sus parte A (Guía de Diseño) y su Parte
B (estructuras tipo).
El estudio realizado en el Sector 4 de Solanda es aplicable a los otros tres
sectores y en sitios de características y problemas similares.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALCARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ÍNDICE
CAPITULO 1 ................................ .' ................................................................................ :. 11 CONCEPTOS GENERALES .................................................................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN.... ............................................................................................... 11.1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................. 1
1.1.1.1 Red de Subtransmisión ........................................................................... 11.1.1.2 Subestaciones de Distribución ................................................................ 11.1.1.3 RedPnmaria de Distribución ................................................................. 21.1.1.4 Centros de Transformación de Distribución ............................................ 21.1.1.5 Red Secundaria de Distribución .......................................................... .-.. 2
. 1.1.1.6 Circuito Secundario ................................................................................ 21.1.1.7 Acometidas ............................................................................................ 3
1.1.2 ESQUEMA? CONSTRUCTIVOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. 41.1.2.1 Esquema Radial ..................................................................................... 51.1.2.2 Esquema Anillo ...................................................................................... 51.1.2.3 Esquema Hallado ................................................................................... 6
1.1.3 ESQUEMA? CONSTRUCTIVOS DE CIRCUITOS SECUNDARIOS DEDISTRIBUCIÓN ....... .: ................................................................................. ; ............. 6
1.1.3.1 Esquema Radial ..................................................................................... 7" 1.1.3.2 Esquema Anillo ...................................................................................... 71.1.3.3 Esquema Banqueado .............................................................................. 81.1.3.4 Esquema fallado ................................................................................... 8
1.1.4 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA .................................... 91.1.4.1 Circuitos ^ecundarios Aéreos ................................................................ 10
1.1.4.1.1 Criterios de Trazado ..................... ; .................................................. 121.1.4.1.2 Utilización de Cable Aislado MultipolarTrenzado ........................... 151.1.4.1.3 Criterio Para la Ubicación de transformadores en los circuitossecundarios ....................................................................................................... 16
1.1.4.2 Circuitos Secundarios Subterráneos ....................................................... 171.1.4.2.1 Criterios de trazado ......................................................................... 19
1.1.4.3 Circuitos pecundarios Mixtos ........................................................... '.....201.1.5 ELECCIONDEL TIPO DE CIRCUITO SECUNDARIO ......................... 221.1.6 DISPOSICIONES TIPO ........................................................................... 23
CAPITULO 2 ................... , .............................................................................................. 972 PROGRAMAS COMPUTACIONALES UTILIZADOS .......................................... 27
2.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA (GIS) ......................................... 272.1.1 ENTORNO DE TRABAJO ....................................................................... 28
2.1.1.1 Menú Principal ...................................................................................... 292.1.1.1.1 Base Geográfica .............................................................................. 33
2.2 SISTEMAD.I.S.R.E.Q. (Diseño Integral para el Sistema de Redes Eléctricas Quito)..................................................................................................................................... 34
2.2.1 ENTORNO DE TRABAJO ............................................................................. 352.2.1.1 Menú Principal ......................................................................................... 35
2.2.2 SUSTENTACIÓN TEÓRICA DEL SISTEMA DISREQ ................................. 382.2. 2. IDemanda Máxima Unitaria (DMU) ............................................................ 382.2.2.2Carga Instalada del Consumidor Representativo (CIR) ............................... 392.2.2.3 Factor de Frecuencia de Uso (FFUn) ......................................................... 392.2.2.4 Factor de Simultaneidad (FSn) .................................................................. 39
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACTONALCARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
2.2.2.5 Factor de Demanda (FDM) 392.2.2.6 índice Acumulativo Anual (Ti) 402.2.2.7 Demanda Máxima Unitaria Proyectada (DMUp) .'402.2.2.8 Demanda de Diseño (DD) 412.2.2.9 Caídas de Tensión 41
CAPÍTULOS 433 REMODELACION DE REDES DE BAJA TENSIÓN EN EL SECTOR CUATRODESOLANDA 43
3.1 ANTECEDENTES 433.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS 443.3 ENCUESTA PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA RED ...46
3.3.1 ACCIDENTES ELÉCTRICOS 483.3.2 CARGA INSTALAD A 493.3.3 CALIDAD DE LA ENERGÍA 51
3.4 DETERMINACIÓN DE LA DMUp 523.5 CÁLCULO DÉLAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS EN LAS CONDICIONES ACTUALES 543.6 CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS REDISEÑADOS , 683.7 COSTOS DE REMODELACIÓN 83
CAPITULO 4 864 ANÁLISIS DE CALIDAD DE SERVICIO ENEL SECTOR 4 DE SOLANDA 86
4.1 RE VISIÓN DE CONCEPTOS 884.1.1 DEMANDA SS4.1.2 CURVA DE DEMANDA 884.1.2 DEMANDA MÁXIMA (DMÁX) 894.1.3 ENERGÍA SUMINISTRADA 894.1.4 FACTORDE CARGA 894.1.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMPT) 904.1.6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%DPT) 904.1.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO CDPTI) 904.1.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS 904.1.9 PÉRDIDAS EN ENEP.GÍA (%EPT) 904.1.10 FACTOR Dp PÉRDIDAS 914.1.11 VALOR EFICAZ (rms) 914.1.12 VALOR PICO 924.1.13 VALOR INSTANTÁNEO 924.1.14 VALOR MEDIO 924.1.15 POTENCIA:INSTANTÁNEA 924.1.16 POTENCIA ACTIVA (P) 934.1.17 POTENCIA REACTIVA (Q) 934.1.18 POTENCIA APÁRENTE (S) 934.1.19 FACTOR DE POTENCIAD) 944.1.20 ARMÓNICp 944.1.21 DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) 944.1.22 PARPADEQ (FLICKER) 95
4.2 ANALIZADOR DE fERTUB ACIONES MEMOBOX 300 964.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS CONEL ALIZADORDEPERTUBACIONESMEÍVÍOBOX300 99
:UAN CARLOS PAUCAR
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4.3.1 TRANSFORMADORES ANALIZADOS EN LA PRIMERA FASE DEESTUDIO 1004.3.2 TRANSFORMADORES ANALIZADOS ENLA SEGUNDA FASE DEESTUDIO 111
4.4 SATISFACCIÓN DE CONSUMIDORES 124CAPÍTULOS 1275 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 127BIBLIOGRAFÍA 131ANEXOS 132
ANEXO l.-FACTORDEDIVERSIDAD
ANEXO 2.- PLANO GENERAL DE SOLANDA
ANEXO 3.- REPORTE DE DISTRIBUCIÓN EN EL SECTOR 4 DE SOLANDA.
ANEXO 4.- FOTOS DE LA RED DE BAJA TENSIÓN EN EL SECTOR 4 DE
SOLANDA
ANEXO 5.- RESULTADOS DE LAS ENCUESTAS REALIZADAS
ANEXO 6.- PLANO DE CIRCUITOS SECUNDARIOS ANALIZADOS Y UBICACIÓN
DE LOS TRANSFORMADORES CON NÚMERO DE EMPRESA
ANEXO 7.- PLANOS DE REMODELACIÓN DE LAS REDES DE BT
ANEXO 8.- CARACTERÍSTICA DE LOS TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN
ANEXO 9.- TABLA DE TRANSFORMADORES ANALIZADOS
ANEXO 10.- LÍMITES DE ARMÓNICOS YFLICKERDE ACUERDO ALA
REGULACIÓN 004/01 DEL CONELEC
ANEXO 11.- ESTUDIO IEEE SOBRE ARMÓNICOS (NORMA 519)
ANEXO 12.- CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DEL ANALIZADOR DE
PERTURBACIONES MEMOBOX 300
ANEXO 13.- MEDIDAS PARA DISMINUIR LA DISTORSIÓN ARMÓNICA
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CAPITULO 1
1 CONCEPTOS GENERALES
1.1 INTRODUCCIÓN
Se describe a continuación los conceptos básicos que involucra un sistema de
distribución, haciendo énfasis en los términos concernientes a circuitos
secundarios de baja tensión tanto aéreo como subterráneo, los cuales están
relacionados en e! présente estudio de rediseño de circuitos de baja tensión en el
sector cuatro de Solanda.
1.1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Es el conjunto de elementos de un sistema eléctrico comprendidos entre las
subestaciones de distribución y los puntos de alimentación a los consumidores.
Los elementos principales de un sistema de distribución son los siguientes:
1.1.1.1 Red de Subtransmisión
Son la redes que alimentan a las subestaciones de distribución desde las
subestaciones de potencia, para la E.E.Q. S.A. este voltaje de subtransmisión
varía de 46 a 69 RV .
1.1.1.2 Subestaciones de Distribución
Son las encargadas de transformar el voltaje de transmisión y subtransmisión al
voltaje del sistema primario a partir del cual se desarrollan las redes primarias de
distribución.
JUAN CARLOS PAUCAR
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1.1.1.3 Red Primaria de Distribución
Son las que salen de las subestaciones de distribución a un valor nominal de
voltaje de 6,3 y 23Y/13,2 en el caso de la E.E.Q. S.A, estas por su capacidad de
transporte se constituyen en, la parte principal de la red y toman el nombre de la
subestación de la cual parten, además la empresa distribuidora le asigna un
nombre para cada primario por ejemplo: Primario A de la subestación Selva
Alegre. A la sección de la red primaría que se inicia en las barras de alta tensión
de la Subestación de Distribución se la denomina Alimentador y la sección de la
red primaria que se deriva de un alimentador, para alcanzar un área determinada
de suministro se denomina Ramal.
1.1.1.4 Centros de Transformación de Distribución
Comprende el transformador de distribución y sus elementos de protección, el
centro de transformación puede ser aéreo o en cámara.
Centro de transformación aéreo: se lo instala sobre una estructura de soporte en
redes aéreas.
Cámara de transformación: se ¡o instala en un local cubierto el cual es diseñado y
construido exclusivamente para el alojamiento de ios equipos en redes
subterráneas.
1.1.1.5 Red Secundaria de Distribución
Es la parte de la red de distribución que opera al voltaje secundario del sistema o
voltaje de utilización.
1.1.1.6 Circuito Secundario
Se denomina Circuito Secundario a la sección de la red secundaria comprendida
entre el centro de transformación y el extremo más alejado de la misma que
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3
recibe alimentación del transformador de distribución correspondiente incluyendo
los ramales derivados de puntos intermedios.
Los voltajes de utilización son 210/121 V para sistemas trifásicos a cuatro hilos, y
240/120 V para sistemas monofásicos a tres hilos.
1.1.1.7 Acometidas
Se denomina acometida al enlace de la red secundaria de distribución de la
empresa suministradora de energía eléctrica con la instalación del consumidor
mediante un Contador de Energía Eléctrica, dependiendo del circuito secundario,
estas suelen ser aéreas o subterráneas, llamándose acometida aérea cuando los
conductores que proceden de la red de distribución se sitúan por encima del nivel
del suelo, y se llama acometida subterránea cuando los conductores se sitúan
bajo el nivel del suelo.
JUAN CARLOS PAUCAR
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13,8 kV6,3 kV22.6 kV
138 kV230 kV
GENERACIÓN
ESTACIÓN DEELEVACIÓN DEVOLTAJE
SISTEMA DETRANSMISIÓN
ESTACIÓNREDUCCIÓNOE VOLTAJE
L/ST
AfJMEHTADOR PRIMARIO
-O-
SUBESTACIONOE
DISTRJBUCION
-O-
TJÜ
CIRCUITOSECUNDARIO
COriSUMIDOR
— Sisi&rna d& Dísiribl} cíón —^~
Figura 1.1 Representación de un Sistema Eléctrico, desde la generación hasta el
consumidor.
1.1.2 ESQUEMAS CONSTRUCTIVOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Existen tres tipos fundamentales de esquemas constructivos de sistemas de
distribución estos son:
Esquema radial
Esquema anillo
- Esquema mallado
JUAN CARLOS PAUCAR
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1.1.2.1 Esquema Radial
En este esquema se tiene un solo camino para el flujo de potencia, su costo de
construcción es bajo sin embargo la calidad del producto y del servicio es también
baja, está constituido por una simple subestación y un alimentador primario radial
con varios transformadores de distribución, se lo utiliza en zonas de baja densidad
de carga y en zonas rurales.
Figura 1.2 Esquema Racjial
1.1.2.2 Esquema Anillo
En este esquema se tiqne al menos dos caminos para el flujo de potencia, su
costo es alto, sin embargo la calidad del producto y del servicio son también altos,
está constituido por una subestación y al menos dos alimentadores primarios, se
lo utiliza en zonas de alta densidad de carga y sectores suburbanos.
O
Figura 1.3 Esquema en Anillo.
JUAN CARLOS PAUCAR
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1.1.2.3 Esquema Malladp
Este esquema presenta varios caminos para el flujo de potencia, su costo es muy
alto, sin embargo la calidad del producto y servicio son muy altos se lo utiliza en
zonas de alta densidad de carga y sectores urbanos estratégicamente
importantes.
S/H2
S/E3
Figura 1.4 Esquema Mallado
1.1.3 ESQUEMAS CONSTRUCTIVOS DE CIRCUITOS SECUNDARIOS DE
DISTRIBUCIÓN
Existen cuatro esquemas constructivos básicos de circuitos secundarios deidistribución estos son:
Esquema Radial
Esquema Anillo
Esquema Banqueado
Esquema Mallado
JUAN CARLOS PAUCAR
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1.1.3.1 Esquema Radial
Sale a partir de los bushins de los transformadores de distribución y tiene ias
mismas características que e! primario radial.
Figura 1.5 Esquema Radial
1.1.3.2 Esquema Anillo
Tiene ias mismas características de los primarios en anillo.
Figura 1.6 Esquema Anillo
MANCARLOS PAUCAR
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1.1.3.3 Esquema Banqueado
En este esquema se dispone de a] menos dos transformadores de distribución
cada uno con su circuito secundario, los mismos que están relacionados mediante
un disyuntor de amarre. En este esquema los trafos tienen en común el misino
alimentador primario.
A/P
TIO1
C/S1I DfsyuntAmarre
T/D2
Figura 1.7 Esquema Banqueado
1.1.3.4 Esquema Mallado
Tiene las mismas características que el primario mallado
T/Df
Disyuntor tfó AmarreJ7D2
Figura 1.8 Esquema Mallado
JUAN CARLOS PAUCAR
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RESUMEN:
ESTRUCTURA
# Caminos
Calidad de Servicio
Calidad del producto
Costo
Zona
Densidad de carga
RADIAL
1
Bajo
Bajo
Bajo
Rural o
Suburbano
Bajo
BANQUEADO
>1
Medio
Medio
Medio
Suburbano o
Urbano
medio
ANILLO
>1
Alto
Alto
Alto
Urbano
Alto
MALLA
»1
Muy alto
Muy alto
Muy alto
Urbano
importante
Muy alto
Cuadro 1.1 Resumen de los esquemas constructivos y sus características
1.1.4 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA
Es la parte de la Red de Distribución que opera al nivel de voltaje de la carga y
cuya configuración es función del área de servicio así para áreas residenciales y
rurales se tienen sistemas monofásicos, las áreas comerciales por lo general se
alimentan de sistemas trifásicos y las áreas industriales necesariamente de
sistemas trifásicos.
Los valores de voltaje tanto para circuitos monofásicos como trifásicos los
determinan los transformadores de distribución. De acuerdo con la parte A de las
normas para sistemas de distribución de la EEQ SA. En la sección A-12.02 se
tiene los siguientes voltajes nominales y potencias nominales:
TENSIÓN NOMINAL
AT BT
(KV) (V)
6,3
6,3
23
23Y/13,2
210/121
240/120
210/121
240/120
No DE FASES
i
2
^o
1
POTENCIA NOMINAL
(KVA)
45; 50; 75; 100; 125; 160;250; 375
10; 15; 25; 37.5
50; 75; 100; 125; 160; 250; 315
10; 15; 25; 37.5; 50
Cuadro 1.2 Voltajes y Potencias Nominales de transformadores de distribución.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 10
En el_ siguiente esquema se representa el transformador de distribución con los
voltajes nominales utilizados en los circuitos secundarios.
PRIMARIO
F , i FSECUNDARIO USO
FASE PARTIDA RESIDENCIAL240/120 V Y RURAL3 hilos
FASE PARTIDA RESIDENCIAL240/120V Y RURAL3 hilos
TRES FASES
210/121 V4 HILOS
COMERCIALE INDUSTRIAL
Figura 1.9 Voltajes Secundarios Típicos
1.1.4.1 Circuitos Secundarios Aéreos
El Circuito Secundario Aéreo está conformado por el transformador aéreo de
distribución, el circuito de baja tensión y el circuito de alumbrado público, cuyos
conductores se sujetan a postes de hormigón armado o de madera por medio de
estructuras tipo, las mismas que están definidas en ia Sección B-10 de las
Normas de ia EEQ. SA.
Las fases de la red se derivan del lado de baja tensión de! transformador de
distribución por medio de cartuchos fusibles tipo NH para bajo voltaje, cuya
función es la protección del transformador contra cortocircuitos y sobrecargas
ocurridos en la red de baja tensión (circuito secundario).
El neutro sale del secundario del transformador sólidamente puesto a tierra.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 11
En el lado de media tensión (red primaria) se dispone de un pararrayos tipo
válvula para la protección de sobretensiones de origen atmosférico, además .se
dispone de un seccionador fusible provistos de tirafusibles, cuya función es
proteger el lado primario, contra fallas de origen interno.
Las características de fusión y corrientes nominales se presentan en el apéndice
A-13-A, de la Sección A de las Normas de la EEQ. SA. Tanto para tensión
primaria como para tensión secundaria.
RED AEREA PRIMARIA
PararrayosSeccionadorTirafiísihie
Sil V.XV,
_r^^
/ „
>• w^-^v^
~^s V"V~^^
&¿
Cartucfio tiusítoie.o Breaker de BIT
Figura 1.10 Circuito Secundario Aéreo monofásico a 3 hilos
F
F
HILO PILOTO
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
TRAFO
(KVA)
45
50
75
100
125
160
250
315
TENSIÓN PRIMARIA
23 KV
In
—
1.25
1.88
2.51
3.14
4.01
6.27
7.90
FUSIBLE
—
3H
5H
5H
6K
10K
15K
15K
6.3 KV
In
4.12
4.58.
6.87
9.16
.11.45
14.66
22.90
28.87
FUSIBLE
10K
10K
15K
25K
25K
25K
40K
65K
TENSIÓN SECUNDARIA
210 Y/1 21
In
123.73
137.47
206.21
274.95
343.69
439.92
687.38
866.09
FUSIBLE
100
125
160
224
250
400
500
630
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 12
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
TRAFO
(KVA)
10
15
25
37.5
50
TENSIÓN PRIMARIA
23.2 Y /1 3.2 KV
In
0.75
1.14
1.89
2.84
3.79
FUSIBLE
2H
2H
5H
6K
10K
6.3 KV
In
1.58
2.38
3.97
5.95
—
r FUSIBLE
3H
5H
10K
15K
—
TENSIÓN SECUNDARIA
120/240 V
In
41.66
62.50
104.17
156.25
208.33
FUSIBLE
36
63
100
125
160
Cuadro 1.3
Distribución.
Tablas de Selección de Fusibles para Transformadores de
1.1.4.1.1 Criterios de Trazado
La ubicación de las estructuras de soporte deben contemplar distancias mínimas
al suelo y a edificios, las cuales se.definen en la Sección B -04 de la Parte "B" de
las Normas de la EEQ. SA. Y se detallan a continuación.
ALTURA MINIMA DE CONDUCTORES (m]
TIPO DE VÍA
AVENIDAS DE TRANSITO RÁPIDO, DOS O MAS
CALZADAS
AVENIDAS PRINCIPALES
CALLES
CALLES Y CAMINOS
ESPACIOS ABIERTOS SIN TRANSITO PEATONAL
AUTOPISTAS
CARRETERAS
LINEAS BERREAS NO ELECTRIFICADAS
ZONA
URBANA
RURAL
OTROS
A LO LARGO
SOBRE
ACERAS
AT
7.0
7.0
7.0
6.0
BT
6.5
6.5
6.0
5.5
CRUCES
AT
8.0
7.0
7.0
6.0
6.0
8.0
8.0
8.0
BT
NO
NO
6.0
5.5
5.0
N0(1)
6.5
7.0
Cuadro 1.4 Altura Mínima de Conductores
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CASO 1
jrs
CñSO 2
V-
caso 3
fiasD
CASO 4%
Figura 1.11 Separaciones mínimas entre conductores y edificios.
CASO 5
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SEPARACIONES MÍNIMAS - (m)
CASO
1
2
3
4
5
SOLO PRIMARIO
A
23
3
2.5
3.5
6.3
2.5
1.0
3.0
C
23
2.0
2.0
6.3
1.0
1.5
SOLO
SECUNDARIO
B
2.0
0.5
2.5
D
1.0
1.0
PRIMARIO Y SECUNDARIO • .
PRIMARIO
A
23
-
2.5
-
6.3
-
1.0
-
C
23
2.0
2.0
6.3
1.0
1.5
SECUNDARIO
B
2.0
-
2.5
D
-
1.0
Cuadro 1.5 Separación mínima entre conductores y edificios dependiendo de!
nivel de voltaje de! primario (23 KV o 6.3 KV)
El trazado de la red est4 en función de la geometría del área a ser suministrada^
de energía eléctrica por |o que las estructuras de soporte de cada circuito tendrán
sus características especiales, sin embargo se deben tener en consideración los
siguientes criterios a fin 'de precautelar la seguridad de personas, propiedades y
la misma instalación:
Separaciones mínimas requeridas al terreno, a edificios y a obstáculos.
Máxima aproximación de los circuitos de baja tensión a ios puntos de
alimentación a los usuarios, previstos de manera tal que se obtenga la
longitud mínima para los circuitos de derivación o acometida desde la red.
Evitar o reducir al mínimo los cruces de la red sobre avenidas o calles
principales.
Los postes que conforman las estructuras de soporte de equipos,
artefactos de alumbrado y conductores, constituyen los elementos más
vulnerables de la instalación por estar expuestos a eventuales^ impactos
de vehículos y por otra parte son obstáculo al tránsito de peatones y
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acceso vehicular a los edificios, por lo tanto se debe seleccionar las
ubicaciones quq ofrezcan la mayor seguridad y no interfieran con. el
tránsito en forma notoria.
De preferencia los postes deben localizarse en las prolongaciones de las
líneas divisorias de las propiedades, o muy cerca de estas. La Sección A
de las Normas para Diseño de la EEQ. SA. Prohiben la localización de
postes en las intersecciones de las vías, debiendo mantenerse una
distancia mínima de siete mts. a partir de la cinta gotera de la acera.
Los tensores o anclajes asociados a los soportes angulares o terminales,
deben ser previstos en los sitios que ocasionen la mínima interferencia
con el tránsito de peatones y vehículos.
Se debe mantener la máxima uniformidad en la separación de los postes,
con el fin de cumplir el nivel de iluminación y e! factor de uniformidad
establecido según el caso.
J. 1.4.1.2 Utilización de Cable Aislado MultipolarTrenzado
En las redes de distribución, para reemplazar a las líneas aéreas de-cobre
desnudo o aislado, se ha generalizado un nuevo tipo de montaje a partir de cables
trenzados.
Están constituidos generalmente por tres cables unipolares de campo radial,
aislados individualmente sin funda exterior, cableados sobre un núcleo central
formado por una cuerda portante de acero de 50 mrn2 de sección, protegida
generalmente con una capa de cloruro de polivinilo.
Para baja tensión se emplea el cable trenzado de cuatro hilos (cuádruplex) y de
cinco hilos (quintuplex), el primero se utiliza para circuitos monofásicos a tres
hilos, y el cuarto conductor se lo utiliza para el hilo piloto. El cable quintuplex se lo
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emplea para circuitos trifásicos a cuatro hilos y de igual manera se utiliza el quinto
conductor de*hilo piloto.
Los conductores trenzados de media y alta tensión se componen de las siguientes
capas:
- Conductor generalmente de aluminio.
Capa semiconductora.
- Aislamiento de polietileno reticulado o etileno-propileno.
Pantalla de flejes de cobre o corona de alambre de cobre.
- Capa semiconductora
- Cubierta de cloruro de vinilo negro
Las ventajas que presentan los cables trenzados son:
- Ventaja de acoplar los tres conductores alrededor de un cable fiador.
El calentamiento mutuo entre fases es notablemente más débil que en un
cable trifásico.
Facilidad de fabricación, montaje y reparación, ai presentarse las averías
casi siempre en una sola fase.
- En la alimentación de pequeños núcleos rurales, en la que las líneas
desnudas presentan peligro y la canalización subterránea es muy costosa,
se emplea este tipo de cable como solución intermedia, para mejorar la
estética.
- La ausencia de soportes facilita la circulación sobre las aceras y las
calles.
Las intensidades de carga admisibles se han determinado según normas para
cables instalados al aire con temperatura ambiente de 40°C y temperatura
máxima, en el conductor, de 90°C en régimen permanente.
1.1.4.1.3 Criterio Para la Ubicación de transformadores en los circuitos secundarios
Los centros de transformación deben quedar dispuestos en los centros de carga,
esto es, para el caso de cargas uniformemente distribuidas, equidistantes de los
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extremos de los circuitos secundarios o, para una distribución no uniforme, a
distancias inversamente proporcionales a las magnitudes de las cargas, para este
caso es conveniente ubicar el centro de transformación en las proximidades de
las cargas de mayor significación.
1.1.4.2 Circuitos Secundarios Subterráneos
En este caso el circuito secundario parte de una cámara de transformación, la
cual está ubicada al nivel del suelo, los cables de baja tensión que se derivan de
las barras de dichas cámaras, deben ser protegidos por fusibles limitadores NH,
tipo 3NA1, contra sobrecogientes que originen incremento de temperatura que
superen el límite térmico de| aislamiento. El Apéndice A-13-B de las Normas de la
EEQ. SA. Presenta la siguiente tabla en la que consta la corriente nominal de la
tira fusible en función de la sección del conductor, para el materia! aislante de la
clase recomendada en la sección A-20 de las mismas normas.
TRANSFORMADOR
(KVA)
100
125
160
250
315
CONpUCTOR
CALARE
(AWG)
2
1/0
2
1/0
1/0
2/0
3/0
3/0
4/0
4/0
300MCM
LIMITE
TERMICO(Amp)
195
242
195
242
242
• 309
336
336
388
388
482
FUSIBLE NH, 3NAI (Amp)
TERMINALES DE
TRANSFORMADOR
224
250
400
500
630
CIRCUITOS
SECUNDARIOS
125
160
125
160
160
200
200
200
224
224
300
Cuadro 1.5 Selección de Fusible NH, Tipo 3NAI para Circuitos Secundarios
Subterráneos.
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INGRESO DE
MEDIA TEHSIbN
CÁMARA DE TRANSFORMACIÓN
CIRCUITO SECUNDARIO 3F (M)
(a)LINEA DE HEDÍA TENSIÓN
PUESTA ATIERRA
PARARRAYOS
PUNTA TERMINAL PARACABLE UNIPOLAR
' SECCIONADORPORTAFUSIBLE
PUNTA TERMINALINTERIOR
TRANSFORMADOR
LINEA DE BAJA TEHSÍOM
SECCIONADORPORTAFUSIBLE
BASES PORTAFUSILES
CIRCUITO SECUNDARIO SUBTERRÁNEO
,\, i\>
(b)
Figura 1.12 Circuito Secundario Subterráneo: a) Cámara de Transformación
b) Diagrama Unifilar
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1.1.4.2.1 Criterios de trazado
Al igual que los circuitos secundarios aéreos, ios subterráneos también tienen
características propias, dependiendo de la geografía del área, tipo de suelo y en
especial de la carga a servir, sin embargo se deben tener en cuenta los siguientes
criterios de diseño:
- Los centros de transformación para redes subterráneas, necesariamente
ocupan terreno permanente para la implantación de la cámara, por lo
tanto deben de ser sitios que ocasionen la mínima distorsión al aspecto
estético de! conjunto urbanístico y al mismo tiempo permita disponer en
forma adecuada el ipgreso de [os cables a la cámara.
- En lo posible se debe utilizar los mismos puntos de cruce que la red
primaria la cual va directamente enterrada bajo las aceras y en ductos de
hormigón bajo las calzadas.
- La ruta del circuito secundario subterráneo debe tener la longitud mínima
entre el centro de transformación y la carga.
- En la sección B-70 $e Redes Subterráneas de las Normas de la EEQ. SA.
Se presentan disposiciones tipo de canalizaciones para circuitos de alta
tensión, baja tensión y alumbrado público.
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50
Figura 1.13 Canalizaciones para circuitos de Alta Tensión, Baja Tensión, y
Alumbrado Público.
1.1.4.3 Circuitos Secundarias Mixtos
Este tipo de instalación coqsta de vanos aéreos y subterráneos, utilizando estos
últimos en tramos donde 1 red aérea represente un peligro para el abonado o
esté en contra de la estética del conjunto.
En general, el circuito secundario parte de un transformador aéreo, con todas las
características descritas para los circuitos secundarios aéreos, y mediante botes
de baja tensión el circuito secundario desciende por el poste para extenderse
radialmeníe por ductos subterráneos, debiendo cumplir todas las disposiciones
descritas para los circuitos secundarios subterráneos.
En los tramos subterráneos, las acometidas deben ser igualmente subterráneas,
sin embargo si el circuito subterráneo asciende nuevamente para continuar su
trayectoria como circuito aéreo, las acometidas pueden ser aéreas, dependiendo
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de la distancia que haya recorrido el circuito subterráneo, esto es aplicable para
vanos subterráneos cortos de hasta 50m.
Se debe tener en cuenta qué un circuito secundario subterráneo, es siempre más
costoso que uno aéreo, por lo que esta alternativa que combina ambos circuitos,
resulta de gran utilidad especialmente en lugares donde ya existe la red aérea,
pero esta se ha convertido en un problema para los abonados.
En el presente trabajo se empleará esta solución en los sitios donde los cambios
de estructuras de soporte o e! cambio de conductores desnudos por cable
trenzado cuádruplex resulten ineficientes.
A continuación se muestra un gráfico de circuito mixto de Media Tensión, la
diferencia con un circuito mixto secundario de Baja tensión es que este no tiene
bote ni seccionadores, únicamente estructura terminal y conectores de B.T.
Seccionador Fusible
Terminal paracable tripolaraislado
Cable TripolarAislado
Tubo galvanizadopara protección delcable
DUCTO SUBTERRÁNEO
Figura 1.14 Circuito Mixto de Media Tensión
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1.1.5 ELECCIÓN DEL TIPO DE CIRCUITO SECUNDARIO
La elección del tipo de circuito secundario es función de la energía, asociada a la
demanda por usuario y a su distribución en el área considerada, por lo tanto es
necesario establecer una clasificación de los consumidores, y para esto en la
sección A-11 de Parámetros de Diseño, de las Normas de la EEQ. SA. Se
dispone dicha clasificación de consumidores, de acuerdo a factores que
determinan en forma general, la incidencia de la demanda sobre la red de
distribución.
Para establecer un usuario tipo, el Ilustre Municipio de Quito, por medio de la
Oficina de Plan Regulador, ha puesto en vigencia el reglamento de Zonificación
del área urbana, el mismo que regula la división y utilización del suelo así corno
las características de los edificios para vivienda, lo cual permite establecer una
clasificación de los consumidores en función de los requerimientos energéticos
estimados, es decir la demanda de diseño, la cual establece la configuración de
los circuitos para las redes de media y baja tensión, es así que se tienen los
Usuarios Tipo A, B, C y D, dentro de! área urbana y el Usuario Tipo E para
consumidores agrupados en pequeñas comunidades o dispersos en el área rural.
El cuadro 1.6 indica el tipo de instalación y la configuración de circuitos para
usuarios tipo.
USUARIO
TIPO
A
B
Cy D
E
TIPO DE
INSTALACIÓN
Subterránea
Subterránea o Aérea
Aérea
Aérea
CONFIGURACIÓN DE CIRCUITOS
MEDIA TENSIÓN
Trifásico
Trifásico
- Trifásico o
Monofásico
Monofásico
BAJA TENSIÓN
Trifásico
Trifásico
Trifásico o
Monofásico
Monofásico
Cuadro 1.6 Tomado de la sección A-11- Parámetros de Diseño- de Las Normas
de la EEQ. SA.
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Esta es una guía para la elección del tipo de instalación en media y baja tensión,
sin embargo no hay que perder de vista los criterios de estética y seguridad, por lo
que se recomienda para el Usuario Tipo C, que el tipo de instalación sea
subterránea en baja tensión, cuando se trate de conjuntos habitacionales o
rnultifamiliares, además otra alternativa real es el tipo de instalación mixta para
redes de baja tensión o inclusive para redes de media tensión dependiendo el
caso.
Otra alternativa que la EEQ SA. Está comenzando a emplear con gran acierto es
la utilización de conductores multipolares trenzados, en especial en remodelación
de redes secundarias de distribución, ya que esta es una solución económica en
lugar de utilizar instalaciones subterráneas.
1.1.6 DISPOSICIONES TIPO
Ya que en el presente trabajo se realizaran cambio de estructuras como parte de
la remodelación de las redes de baja tensión, es necesario estandarizar la
designación de diseños y disposiciones tipo, para lo cual se utilizará la Parte B de
las Normas de la EEQ SA. Para identificar las disposiciones tipo Normalizadas.
Para esto se adopta una referencia alfanumérica que describe las características
del sistema de distribución, el esquema de designación es el siguiente:
FUNCIÓN
GRUPO
1 2
TENSIÓN
3
DISPOSICIÓN
4 — 5
GUSE
\O
IONPARADOR
Figura 1.15 Esquema de Referencia Alfanumérica
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1 ) GRUPO
Línea de distribución aérea
Red de distribución aérea
Red de distribución subterránea
Tensor
Anclaje de tensor
Montaje de equipo
Alumbrado público
Conexiones a tierra
2) TENSIÓN
23GRDy/13.2kV
6.3 kV
LETRA
L
R
S
G
GA
M
A
T
LETRA
V
N
2) DISPOSICIÓN
Trifásica centrada
Trifásica en volado
Trifásica vertical
Trifásica especial, vano normal
Trifásica especial vano largo.
Monofásica
3) FUNCIÓN
Alineación o tangente
Angular
Retensión, Retensión angular
Terminal
LETRA
A
B
C
E
F
U
NUMERO
1
2
3
4
4) NUMERO
Indica: Número de circuitos
Número de conductores, dependiendo el caso
Cuadro 1.7 Designación de acuerdo a la referencia alfanumérica
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Para las redes subterráneas de baja tensión el primer carácter asignado es la
letra S, y luego se identifican los caracteres correspondientes de acuerdo con. el
siguiente cuadro:
TIPO DE CANALIZACIÓN
Tubería plástica PVC
Ductos de hormigón
Manguera de polietileno
Zanja
Tubería de hierro galvanizada
NUMERO DE VÍAS 0 TUBERÍAS
DIÁMETRO DE DUCTOS O
TUBERÍAS
(mm)
P
D
M
C
H
1,2,...N
(50)
(63)
75
(110)
Cuadro 1.8 Designación de caracteres para redes subterráneas de baja tensión
Como ejemplo de esta designación se presentan los siguientes casos con el fin de
aclarar su significado.
SP-1(50) Red subterránea con tubería plástica PVC de 1 vía, de 50 rnm
de diámetro.
SD-2(75) Red subterránea con ductos de cemento de 2 vías, de 75 mm
de diámetro.
SM-1(25) Red subterránea con manguera negra de polietileno reforzada
de 25 mm de diámetro.
SC-N Red subterránea en zanja
SH-1(75) Red subterránea con tubería de hierro galvanizado de 75 mm
de diámetro.
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Esta nomenclatura debe incluirse en ¡os planos de diseño de red subterránea y
debe ser colocada bajo cada representación tipo.
Con esto se da por concluido este primer capítulo en donde se han tratado los
conceptos básicos involucrados en el diseño y rernode!ac¡ón de redes de circuitos
secundarios de baja tensión.
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CAPITULO 2
2 PROGRAMAS POMPUTACIONALES UTILIZADOS
Para el presente estudiase utilizó el programa DISREQ de ia EEQ SA. El cual
calcula las caídas de vpltaje de circuitos de baja tensión en base a la DMUp,
datos de conductores y ^us respectivas distancias, además calcula la potencia del
transformador para el circuito en estudio.
Este programa toma datps del sistema GIS (Sistema de Información Geográfica)
¡mplementado por la EEjiQ SA. El cual cubre toda el área de concesión de la
empresa y que sirve para hacer estudios de ingeniería entre otras aplicaciones de!
mismo.
2.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA (GIS)
El Sistema de Información Geográfica (SIG/GIS), es una aplicación informática
especializada en manejar estructuras de datos, capaces de asociar a una base de
datos características geográficas, posibilitando así el análisis de las distintas
relaciones especiales entre sus elementos con lo cual se logra obtener un sistema
de información útil para estudios de ingeniería.
La información que se maneja en el GIS es corporativa y estratégica, va desde las
sub-estaciones de distribución hasta la ubicación geográfica de los abonados y
las rutas de lectura.
Entre las principales aplicaciones del GIS se destacan las siguientes:
Provisión de un ambiente gráfico integrado de trabajo para planificación,
diseño y operación.
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- Soporte de las actividades de mantenimiento diario a través de mapas
actualizados.
- Análisis de llamadas de reclamos y problemas por parte de los clientes.
- Inventario y avalúo de todo el sistema eléctrico, soporte para los valores
del activo fijo de la empresa.
- Ayuda en la administración y análisis de ruta de lectura.
- Apoyo para evaluar el sistema: Calidad de producto, Servicio Técnico y
Comercial.
Soporte para la factibilidad del servicio.
- Ayuda para la atención de los nuevos clientes de EMELSAD
2.1.1 ENTORNO BE TRABAJO
El ambiente de trabajo constituye el entorno gráfico CAD de Autocad R14. La
información es almacenada en la base de datos ORACLE y es mostrada en
Autocad mediante programas desarrollados en VISUAL BASIC.
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i- i* y." I-.M. FMi.. I...- U..-. 3.c-«' tí»': ••••AiJ.íñ J*».-
Figura 2.1 Entorno de Trabajo del GIS
2.1.1.1 Menú Principal
El menú principal contiene los comandos propios de Autocad y los programas del
manejo del GIS.
AutoCAD
file Edit Vjew Inserí Formal Tools Draw 'Dimensión''MQdify Müsitra-Gis"'ActuáÜzá-Gis' "AtimlrrGis'''^p1í¿a_Gis-'ÁpTicaTPlPT'''Heíp':
Figura 2.2 Menú Principal del GIS
El menú principal GIS contiene los siguientes programas:
MUESTRA-GIS.- Perrpite consultar bajo varios criterios de búsqueda los
elementos eléctrico? y geográficos, dentro de este combo se encuentran los
siguientes programas:
Muestra Redes: Permite elegir e! área de trabajo y los niveles de
información para una sesión.
Muestra Textos Red: Presenta los elementos eléctricos con su
respectivo texto.
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Busca Geografía: Muestra una ubicación geográfica en el archivo digital
guía.
Busca Elemento: Ubica y muestra la posición geográfica de un elemento
eléctrico (suministro, transformador, cámara u otro
equipo eléctrico) determinado en el archivo digital guía.
Busca Abonado: Ubica y muestra la posición geográfica de un abonado
determinado en el archivo digital guía.
Muestra Niveles: Activa y desactiva temporalmente los niveles de
información elegidos al inicio de la sesión.
Cambia Altura texto: Modifica el tamaño de los cuadros de texto de un
elemento o área de trabajo.
Aguas Arriba: Identifica el transformador al que pertenece un tablero.
Aguas Abajo: Ubica todos los tableros que son alimentados por un
transformador.
Conectividad MT: Revisa sí existe continuidad en las líneas de Media
Tensión.
ACTUALIZA-GIS.- Permite el ingreso, consulta, actualizar, dar de baja y eliminar
uno o varios elementos eléctricos y geográficos dentro de la Base de Datos del
GIS. La Figura 3 presenta las opciones de este menú:
Postes: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar y
mover un poste con sus estructuras asociadas.
Cámaras: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar,
~ ~ ~ J U A N CARLOS PAUCAR
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mover y rotar una cámara con sus estructuras
asociadas.
Conduct. Aéreos: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar y
mover un conductor aéreo.
Conduct. Subterrá.: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de
b,aja un conductor subterráneo.
Acom. Aéreas: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de baja
upa acometida aérea.
Acom. Subterráneas: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de
baja una acometida subterránea.
Tableros/Medidores: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de
baja, mover y rotar un tablero con sus suministros
asociados.
Semáforos: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja y
rrjover un semáforo.
Rótulos: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja y
rr|over un rótulo.
Cruces y empalmes: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de
baja y mover un cruce/empalme.
Torres L/T: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja,
mover y rotar una torre con sus componentes
asociados.
X
Líneas L/T: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja,
— JUAN CARLOS
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mover y rotar una línea.
Edita Base: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y numera lotes
de la Base.
Edita Ruta: Permite ingresar, seleccionar y eliminar una ruta.
ADMIN-G1S.- Permite Administrar los elementos eléctricos y los suministros
asociados
APLICA-GIS.- Mantiene programas que son específicos para orientar el manejo
de cargas
tí* íl" ~'*^i t iffirí*! if '>.-HÍt''r* *'"' ÍH** ! '' IJ"L^T^ tí ^^ ig jy jjQ ' gnadó^^^ llt
Igpaple rdsryífífedidore^^^
:Bfliííaf'™.S55*l¡ssi;;!:iiaüi'í aJ^_|T¿rr e^ ISüp p
'i. U meas-' ÚTS^á
3UAN CARLOS PAUCAR
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Figura 2.3 Aplicaciones del GIS
2,1,1.1.1 Base Geográfica
La base geográfica del sistema GIS es continuamente actualizada con cada
proyecto nuevo dentro del área de concesión de la EEQ SA. Esta información va
de la mano con la proporcionada por el IMQ.
Para la actualización de la base geográfica del GIS dentro del grafícador utilizado
se debe trabajar con layers y capas específicas que se detalla a continuación:
Layer: Base.-Todas las poli líneas que corresponde a calles y pasajes.
Layer: Lote.- Todas ías poli líneas que corresponden a predios y lotes
incluyendo áreas de servicio comunal.
Layer: Área Verde.- Todas las poli líneas que corresponden a parques,
jardines representativos.
Layer: Quebrada.- Todas las poli líneas que representan el borde superior de
la quebrada, además se deberá incluir el texto (nombre de
!a quebrada).
' JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 34
Layen Río.- En este layer se podrá dibujar con poli líneas los causes, bordes
de río, ramales, canales de riego, lagunas reservónos, eíc
(incluir el texto que los identifique).
Layer: Referencia.- Todas las poli líneas que identifiquen zonas educativas,
eclesiásticas, gubernamentales, gasolineras, fábricas
representativas, etc. (incluir texto de identificación).
Layer Numjote.- Es el texto relacionado con e! número de lote.
Layer Num_manzana.- Texto relacionado con el número de manzana.
Lim_bar.- Límite del proyecto ya sea barrio, urbanización, conjunto etc.
Text_call.- Texto de Avenidas, calles y pasajes: abreviatura ( AV., PSJ.).
Text_barr.- El nombre del proyecto.\e esta manera se ha analizado de manera general el Sistema GIS con lo cual
queda demostrada la utilidad del mismo.
2.2 SISTEMA D.I.S.R.E.Q, (Diseño Integral para el Sistema de RedesEléctricas Quito)
El Sistema DISREQ mantiene la misma filosofía del Sistema GIS con la excepción
que este guarda la información en una base de datos de Access. El Sistema
DISREQ puede mígrar la información del Sistema GIS para un área seleccionada,
esto permite utilizar las aplicaciones del Sistema DISREQ en dicha área.
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2.2.1 ENTORNO DE TRABAJO
Al igual que el Sistema GIS el ambiente de trabajo del Sistema GIS constituye el
entorno gráfico CAD de Autocad R14. La información es almacenada en la base
de datos ACCESS y es mostrada en Autocad mediante programas desarrollados
en VISUAL BASIC.
File £eft View Insett Fsrmat lools • f¿raw Dímei3síoñ''';Modfy D.I.SiRiÉ.Q'. Help'.
tolo i Sfil ©i
n o
^
Figura 2.4 Entorno de Trabajo del Sistema DISREQ
2,2.1.1 Menú Principal
El menú principal contiene los comandos propios de Autocad y los programas del
manejo del DISREQ.
AutoCADFile £dít Vi'éw'Wnseit Forrnat' Tpols ¿iaw Dirnén:sion¡.!ÍM_óc]ifv ' D:liS.R;E,Q. Help
Figura 2.5 Menú Principal del DISREQ
El menú principal DISREQ contiene los siguientes programas principales:
Postes: Permite ingresar un poste con sus estructuras
asociadas. En caso de ser un poste existente permite
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARKERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3 6
seleccionar, dar de baja, eliminar, mover y numerarlo.
Conductores_ Aéreos: Permite ingresar un conductor aéreo existente en
su base de datos. En caso de ser un conductor
existente lo selecciona, elimina o cambia el calibre del
mismo.
Conductores^ Subterráneos: Permite ingresar un conductor
subterráneo existente en su base de datos. En caso de
ser un conductor existente lo selecciona, elimina o
cambia el calibre del mismo.
Línea_ Acometida Permite ingresar, seleccionar y eliminar una
acometida aérea.
Autoinserción_de_Estructuras: Permite ingresar, las estructuras
asociadas a un poste automáticamente.
Caídas_de_Tens¡ón: Permite calcular las caídas de tensión en Media
y Baja Tensión además genera el reporte en formato
Excel.
Materiales_y_Presup: Genera un reporte de los materiales en formato
Excel de un proyecto u área de trabajo seleccionada,
además calcula el presupuesto del proyecto en base a
la información de la base de datos.
Cámaras: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, mover y rotar
una cámara con sus estructuras asociadas.
Numeración_de_Postes:Permite numerar los postes seleccionados con el
fin de identificarlos para análisis posteriores.
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 37
ía»liHOSteSH^1S^ s!tS¡tó'flffisl 'íl''''lTlí'' )'fm^^¿^^^^^y¡£&^^^&&m^(^m&r"H*' f"*' J *.*"^T^" ll *' '' !l*' íVf 7^'^' ''"'ir,' .^"f >
Figura 2.6 Aplicaciones del DISREQ.
En e! presente trabajo se utilizó la aplicación: Caídas_de_Tensión, para calcular
las caídas de voltaje en Baja Tensión, por lo cual se detalla a continuación su
funcionamiento.
La aplicación Caídas_de_Tensión está programada en VISUAL BASIC y se basa
en la Parte A de las Normas Para Sistemas de Distribución de la EEQ SA. La
cual se analiza más adelante. Esta aplicación requiere de ciertos parámetros
para su funcionamiento, los cuales pueden ser nuevos o tomar la información del
GIS la cual previamente debió ser migrada. Estos parámetros son los siguientes:
Ingresar el Tipo de Usuario
- Ingresar la DMUp
Definir un transformador de distribución. ^
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 38
- Definir el calibre y características del conductor del circuito secundario ya
sea aéreo o subterráneo.
Definir las acometidas ya sean aéreas o subterráneas.
Una vez ingresados estos parámetros el programa enumera los nodos eléctricos
estos pueden ser postes o cruce de líneas, luego calcula las distancias entre
estos nodos eléctricos con funciones propias de Autocad. El programa se ejecuta
luego de picar sobre el símbolo del transformador que alimenta a! circuito
secundario en estudio.
2.2.2 SUSTENTACIÓN TEÓRICA DEL SISTEMA DISKEQ
Este programa computacional está basado en los conceptos y definiciones
empleados en la Parte A (Guía Para Diseño) de las Normas de la EEQ SA. En
cuanto al cálculo de las caídas de tensión el programa emplea las definiciones de
la Sección A-11 (Parámetros de Diseño) de dichas Normas. Cabe indicar que el
programa DISREQ no calcula la Demanda Máxima Unitaria Proyectada, sin
embargo se analiza esta definición dentro de esta sección ya que está
estrechamente ligada con los parámetros necesarios para el cálculo de caídas de
tensión.
Estas definiciones y metodología de cálculo se detallan a continuación.
2.2.2.1Demanda Máxima Unitaria (DMU)
La Demanda Máxima Unitaria está definida como el valor máximo de ia energía
en un intervalos de tiempo dividida para el intervalo de tiempo de demanda, la
cual es suministrada por la red a! consumidor individual.
Para proyectos de urbanización, la Demanda Máxima Unitaria es la
' ~ —— - - - - — - - — JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLTTÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
correspondiente al consumidor representativo de un grupo de consumidores que
presentan características predominantes homogéneas.
2.2.2.2Carga Instalada del Consumidor Representativo (CER)
Corresponde a la carga instalada del consumidor de máximas posibilidades, es
decir es el consumidor que dispone del máximo numero de artefactos eléctricos.
2.2.23 Factor de Frecuencia de Uso (FFÜn)
El Factor de Frecuencia de Uso determina la incidencia en porcentaje de la carga
correspondiente al consumidor de máximas posibilidades sobre aquel que tiene
condiciones promedio y que se adopta corno representativo del grupo.
2.2.2.4 Factor de Simultaneidad (FSn)
El Factor de Simultaneidad determina la incidencia de la carga considerada en la
demanda coincidente durante el período de máxima solicitación el cual tiene lugar
entre las 19 y 21 horas para el caso de consumidores residenciales. Este Factor
de Simultaneidad se aplica a cada una de las cargas instaladas y es establecido
por el proyectista en función de la forma de utilización de ios artefactos eléctricos
que cumplen una función específica. Es así que los • servicios tales como
iluminación y entretenimiento tendrán un factor de magnitud en el rango mayor
mientras que los artefactos como lavadoras, secadoras, bombas de agua, etc.
tienen un factor de magnitud media y baja.
2.2.2.5 Factor de Demanda (FDM)
El factor de Demanda está definido como la relación entre la Demanda Máxima
Unitaria (DMU) y la Carga Instalada (CIR), esta relación indica la fracción de la
carga instalada que es utilizada simultáneamente en el período de máxima
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 40
solicitación y permite comparar estos valores con instalaciones similares
existentes.
2.2.2.6 índice Acumulativo Anual (Ti)
Este índice Acumulativo Anual permite determinar el valor de la Demanda Máxima
Unitaria Proyectada para un período de "n" años a partir de las condiciones
iniciales de diseño. En el cuadro 2.1 se indican los valores característicos de TÍ
para instalaciones residenciales.
USUAÍttO TDPO
A
B
C
D
E
Divrü (KVA)
14-8
8-4
4-2
2-1,2
1,6-0,8
Ti
1,5-2,5
2,5-4,0
4,0-5,5
5,5 - 6,5
6,5
Cuadro 2.1 Rangos de variación de las magnitudes de DMU y Ti para Usuarios
Tipo.
2.2.2.7 Demanda Máxima Unitaria Proyectada (DMTJp)
La Demanda Máxima Unitaria Proyectada es la proyección de la DMU en el
tiempo de vida útil de la instalación la cual es función del incremento de artefactos
domésticos que hacen que la Demanda tenga un incremento progresivo de
relación geométrica. La DMUp se calcula de la siguiente expresión:
= DMU (1+Ti/100)n
Donde:
DMU - es la Demanda Máxima Unitaria expresada en Kilovoltamperios para lo
cual se considera un factor de potencia de 0.8 a 0.85 que es típico de
instalaciones domiciliarias.
Tí = índice acumulativo anual expresado en tablas
n = número de anos de la proyección.
Para el caso de Redes Primarias se contempla n = 15 años y para Centros de
transformación y Circuitos Secundarios n = 10 años
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUEU POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' 41
2.2.2.8 Demanda de Diseño (DD)
La Demanda de Diseño es la demanda con la cual se dimensionan los elementos
de la red en un punto dado y sirve además para realizar el cómputo de caída de
tensión.
Esta Demanda de Diseño considera el hecho de que en el recorrido del circuito de
alimentación incide un número variable de consumidores con Demandas Máximas
Unitarias que no son coincidentes en el tiempo] en consecuencia la potencia
transferida desde la fuente hacia las cargas es generalmente menor que la
sumatoria de las demandas máximas individuales. La Demanda de Diseño se
calcula con la siguiente expresión:
= DMUp*N/FD
Donde:
DD = Demanda de Diseño
DMUp = Demanda Máxima Unitaria proyectada
N = Número de abonados que inciden en un punto considerado de la red
FD = Factor de Diversidad, el mismo que depende de N y del Tipo de
Consumidor, estos valores se encuentran en anexo 1 y fueron tomados del
apéndice A-1 1 -D de la parte A de las Normas de la EEQ SA.
2.2.2.9 Caídas de Tensión
La caída de tensión debe ser calcula para cada vano de! circuito secundario.
Estas se expresan en porcentaje del valor del voltaje nominal fase-tierra del
sistema el mismo que no debe superar los siguientes valores para el punto más
alejado de la red:
Usuario Tipo A, caída admisible = 3,0%
Usuario Tipo B,C,D. caída admisible - 3,5%
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL . . . . - . . . - - .
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA V V¿".-:* " :¿~- jW: •' ' . * •' ' -.40
Usuario Tipo E. caída admisible = 4,0%
E! programa DISREQ al calcular las caídas de tensión, resalta en color rojo los
valores que sean mayores q iguales a los límites descritos.
3UAN CARLOS
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 43
CAPITULO 3
3 REMODELACION DE REDES DE BAJA TENSIÓN ENEL SECTOR CUATRO DE SOLANDA
3.1 ANTECEDENTES
El Sector de Solanda se encuentra ubicado en la parte Sur del Distrito
Metropolitano de Quito limitado al norte por la Av. Ajaví, al Sur por la Av. Solanda,
al Este por la Av. Cardenal de la Torre y al Oeste por la Av. Teniente Hugo Ortiz y
abarca un perímetro de 3.775m y un área de 830Km2.
Solanda nace como una alternativa de plan de vivienda financiada por el Banco
Nacional de la Vivienda en el año de 1985, inicialmente las viviendas se
construyeron unifamiliares de una planta con techo cubierto y bifamiliares de dos
plantas con techo de losa, con un área de entre 70 y 90m2 de construcción, en la
actualidad el 99% de la infraestructura original ha sido remodelada, en general
todas las viviendas de techo cubierto han sido reemplazadas por losas de al
menos dos pisos.
Solanda está dividida en cuatro sectores los cuales se dividen en Supermanzanas
y estos a su vez en manzanas, cada manzana dispone de un área de
parqueadero y en general el acceso a las viviendas es por pasajes de 4m de
ancho. El plano general de Solanda se encuentra en el anexo 2.
La energía eléctrica suministrada al Sector de Soianda proviene del primario B del
aÜmentador 21 correspondiente a la Subestación Eplicachima. El nivel de voltaje
de media tensión es de 22.8 GRDY/ 13.2 V. Y el voltaje nominal de baja tensión
es de 120/240 V. En el anexo 3 se detalla un cuadro que resume el total de los
diferentes tipos de transformadores y conductores empleados en las redes de
media y baja tensión de toda Solanda. '
~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR
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3.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS
Con el objetivo de evaluar la topología de las redes de baja tensión se realizaron
dos inspecciones generales de campo en todo el Sector de Solanda el día
sábado 23 y el día domingo 24 de Agosto del 2003, en esta inspección se
encontraron las siguientes novedades:
La red de BT se encuentra se encuentra muy cerca de las fachadas de las
casas en casi todos los pasajes.
- La red de BT pasa peligrosamente sobre algunas terrazas, por tal motivo
casi todas las líneas se encuentran con recubrimiento en especial en los
pasajes.
Existen varios casos que el poste se encuentra dentro de la propiedad y
en muchos casos el poste se encuentra apegado a la fachada de la casa.
- El tipo de estructura empleado es el RB1/RB2/RB3/RB4 esto casi en el
100% de la red secundaria.
- La red de AT no presenta mayores novedades salvo en pocos casos que
la misma se encuentra muy cerca de las terrazas, esto en las casas
elevadas (de tres pisos o más).
En general se puede apreciar que los moradores no respetaron con las
ordenanzas municipales y construyeron o ampliaron sus viviendas tratando de
ganar el mayor espacio posible, lo que dio como resultado los inconvenientes en
la red eléctrica antes mencionados. En el anexo cuatro se muestran algunas fotos
que indican la situación actual de las redes eléctricas en este sector.
DUAN CARLOS PAUCAR
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RESUMEN DE INSPECCIÓN DE CAMPO
NOVEDADRed de BT a menos de 40crri de las fachadas de las casas(en los pasajes)
Red de BT por sobre las terrazas de las casasRed de AT cerca de las fachadas de las casasPostes dentro de la propiedad
% APROX80%
30%5%
10%Cuadro 3.1 Resumen de Inspección de Campo
Una vez realizada esta primera inspección y con una visión mucho más clara de
los problemas del Sector se plantearon alternativas de solución las cuales se
enumeran a continuación:
- Cambiar las redes aéreas por subterráneas en las zonas críticas
Cambiar los conductores desnudos por cable multipolar trenzado
cuádruples en las zonas donde sea factible hacerlo.
- Cambiar el tipo de estructuras secundarias RB (vertical sobre bastidor) o
RC (horizontal sobre cruceta), por las estructuras RBB (vertical sobre
bastidor en volado).
Para establecer las posibles zonas de rediseño se organizó una segunda visita de
campo. Los pasajes con los inconvenientes descritos en el cuadro 3.1 y su
solución óptima se marcaron en un plano AO de toda Solanda. El total de cambios
de red por su solución óptima se presenta a continuación:
SECTOR
1
2
3
4
MODIFICACIÓN DE LA RED (# De Cambios)
SUBTERRÁNEO
6
3
2
7
CABLE TRENZADO
7
6
3
15
CAMBIO ESTRUCTURA
3
6
5
3
Cuadro 3.2 Resumen de soluciones (cambios de Red) por sectores.
En este resumen se puede apreciar que el sector 4 presenta el mayor número de
problemas, por lo que el análisis de rediseño se realizó en este sector.
JUAN CARLOS PAUCAR
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Además de los problemas físicos encontrados, se puede apreciar que las redes
eléctricas son un constante peligro en determinadas zonas por esta razón se vio
en la necesidad de evaluar l°s accidentes eléctricos ocurridos, para lo cual se
elaboró una encuesta. Cabe señalar que la EEQ. SA. No lleva un registro de este
tipo.
En esta encuesta además ele evaluar los accidentes eléctricos ocurridos, servirá
también para determinar la calidad de servicio, y la carga instalada, lo que es
fundamental para establecer la demanda actual y la DMUp.
3.3 ENCUESTA PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DELA RED
El formato de la encuesta realizada en el Sector 4 de Solanda se muestra acontinuación:
ENCUESTA PARA LA, PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA RED
ENCUESTA NoDIRECCIÓN:Supermanzana Mangana Calle PsjeCasa
A) ACCIDENTES ELÉCTRICOS1.- Conoce Ud. acerca de a(gún accidente eléctrico? SI NO2-.El percance le ocurrió a un: HOMBRE__MUJER NIÑO 3RA EDAD3.-EI accidente fue; LEVE^ GRAVE MORTAL4.-Fecha del accidente:5.-Causas del accidente
B) CARGA INSTALADAFocos Lavadora Aspiradora Refrigeradora TV_Ducha Eléctrica Microondas Equipo de Sonido Bomba deAgua Computadora Otros
C) CALIDAD DE LA ENERGÍA1.- Las interrupciones del suministro son: Rara Vez Ocasional (mayor a unmes) Frecuentes (rqenor a un mes)
>,
JUAN CARLOS PAUCAR
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2.- La restitución del suministro es menor a 12H3.- Las variaciones de voltaje son: imperceptibles4. -Considera el servicio de la EEQ: Muy BuenoBueno Regular MaloOBSERVACIONES:
6H 3 1Hnotorias muy notorias
La encuesta se realizó en tos pasajes con mayores problemas, los mismos que
como se explicó anteriormente fueron ubicados en las diferentes inspecciones de
campo.
El cuadro 3.3 muestra el número de encuestas efectuadas en cada pasaje y su
dirección
ÍTEM
1
2
•*"*
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
ENCUESTA
1-12
13-19
20-22 '
23-25
26-28
29-32
33-38
39-42
43-50
51-58
59-68
69-76
77-82
TOTAi
12
7*j
3o
4
6-i
8
8
10
8
6
PASAJE
PSJ.1S
PSJ.5
2V-5
S22C
Oe4C
S21B
S21C
1220e4
1220e31
PSJ.5
Oe3K
PSJ. 15
S23F
S.MANZANA
4
4
4
2
2
2
2
^j
-^
1
1
1
1
MANZANA
D
N
L
S
U
B
B
U
V
B
S
X
JCuadro 3.3 Dirección de los Pasajes e identificación de las encuestas.
Los resultados de esta encuesta se muestran el anexo cinco y el cómputo final de
los resultados efectuados a un total de 82 encuestas se indican a continuación:
JUAN CARLOS PAUCAR
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3.3.1 ACCIDENTES ELÉCTRICOS
TOTAL
ACCIDENTE ELÉCTRICO
HOMBRE
13
MUJER
5
NIÑO
2
3RAEDAD
0
EL ACCIDENTE FUE
LEVE3
GRAVE
9
MORTAL
7
TOTAL DEACCIDENTES 20
ACCIDENTE ELÉCTRICO
10%
25%
65%
DHOMBRE
B MUJER
nNIÑO
D3RA EDAD
MAGNITUD DEL ACCIDENTE
16%
37%
47%
DLEVE
a GRAVE
D MORTAL
De las encuestas realizadas se puede concluir que es necesario llevar un registro
de accidentes eléctricos, para lo cual se propone el siguiente formato de registro,
JUAN CARLOS PAUCAR
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el mismo que puede ser llenado en las agencias de recaudación o en
reparaciones, siendo este departamento el que contabilice y lleve un control de
dicho registro.
CONTROL DE ACCIDENTES ELÉCTRICOSFECHADIRECCIÓNREFERENCIA
MOTIVO DEL ACCIDENTEIMPRUDENCIACONSTRUCCIÓN CERCA DE LAS REDES DE MT O BTRAMAS O ARBOLES CERCA DE LAS REDESCONDUCTORES FLOJOSCABLES MUY BAJOS RESPECTO AL NIVEL DEL SUELOOTROS
GRADO DEL ACCIDENTELEVE GRAVE MORTAL
Este formato es sencillo de tal manera que el recepcionista lo llene fácilmente
cuando el cliente se comunique por teléfono, y sirve para que la EEQ SA.
identifique zonas de riesgo las cuales deben ser tratadas para que en el futuro no
se repitan estos percances.
3.3.2 CARGA INSTALADA
Para este ítem se consideró las siguientes potencias nominales:
ARTEFACTO
Focos
Lavadora
Aspiradora
Refrigeradora
TV
Ducha Eléctrica
Micro ondas
Equipo de Sonido
Bomba de Agua
Computadora
POTENCIA (W)
60
400
400
200
150
1500
1500
100
500
500
Cuadro 3.4 Potencias Nominales de los artefactos eléctricos encuestados.
JUAN CARLOS PAUCAR
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Además a cada punto de tomacorriente se le asignó una potencia de 60 W.
E! valor mínimo y máximo de te potencia instalada del total de las encuestas se
muestra a continuación:
Mínimo
Máximo
ENCUESTA
11
21
PTOSILUM
4
14
PTOST.CORR
4
25
DUCHAELECTO
3
MICROON
2
EQU!.SON
1
2
BOMBAA.
1
COMPU.
2
TV
1
4
REFR!
1
2
LAVAD.TOTAL(KW)
0,93
12,54-
PROMEDIO DE CARGAINSTALADA DEL TOTAL DELAS ENCUESTAS (KW) 5,50
Cabe señalar que la encuesta número 21 corresponde a una casa de tres plantas
con medidores independientes pero una sola acometida. Los valores indicados
corresponden al total de las tres plantas] por lo que estos datos no se consideran
para el cálculo de la DMUp, el cual contempla al usuario de mayores
posibilidades.
Los datos con los cuales se calculó la DMUp y que corresponde a un solo
suministro corresponden a la encuesta número 31, esta información se muestran
a continuación:
ENCUESTA
31
PTOSILUM
16
PTOST.CORR
16
DUCHAE.
1
MICROON
1
EQUI.SON
2
BOMBAA. COMPU.
1
TV
2
REFRI
1
LAVAD.
1
TOTAL(KW)
6,52
Es de interés también analizar los artefactos que introducen armónicos en ia red y
el porcentaje de usuarios que disponen de estos artefactos, entre estos se
encuentran los computadores, lavadoras con pane! de control electrónico y
microondas.
El resultado de la encuesta muestra lo siguiente:
ARTEFACTOMICROONDASCOMPUTADORALAVADORA
No TOTAL25
37
27
%
30,4945,1232,93
Cuadro 3.5 Porcentaje dé encuestados que disponen de estos artefactos.
La carga instalada por pasaje censado se indica en el anexo cinco.
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3.3.3 CALIDAD DE LA ENERGÍA
El cuadro 3.6 muestra el resumen del total de las encuestas
Cuadro 3.6
INTERRUPCIONES DE SUMINISTRORARAVEZ
31
OCASIONAL
20
FRECUENTES
31RESTITUCIÓN
12H20
6H17
3H18
1H27
VARIACIONES DE VOLTAJEIMPERCEPT
34NOTORIAS
25MUYNOTOR
SERVÍCIO DE LA E.E.Q. S.A.MUYBUENO
4
BUENO
48
REGULAR
30
MALO
O
PÉSIMO
O
TOTAL DE ENCUESTAS 82
INTERRUPCIONES DESUMINISTRO
38% 38%D RARA VEZ
B OCASIONAL
DFRECUENTES
24%
RESTITUCIÓN DEL SUMINISTRO
24%
33%
21%
n 12H
EJ6H
D3H
ü 1H
22%
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SERVICIO DE LA E.E.Q. S.A.rO 0%
n37%
358%
nMUY BUENO
a BUENO
D REGULAR
nMALO
EPESIMO
En el capítulo cuatro correspondiente a Calidad de Servicio se analizarán en
detalle estos resultados.
3.4 DETERMINACIÓN DE LA DMUp
Con los datos obtenidos en la encuesta se determinó el usuario tipo de mayores
posibilidades, con esta información se calculó la DMUp basándose en el modelo
de las Normas de la EEQ. SA. Sin embargo para el cálculo del factor de
proyección de la demanda para la determinación de cargas de diseño se
consideró n (número de arlos de proyección) = 5, esto debido a que las redes
fueron construidas hace alrededor de 25 años y actualmente la demanda tiende a
mantenerse constante.
El formato de cálculo de DMUp se muestra a continuación:
JUAN CARLOS PAUCAR
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PARÁMETROS DE DISEÑO
PLANILLA PARA LA DETERMINACIÓN *
DE DEMANDAS UNITARIAS DE DISEÑO
NOMBRE DEL PROYECTO: SOLANDA, SECTOR 4
N° PROYECTO: 1 HOJA 1 DE 1
LOCALIZACIÓN : BARRIO SOLANDA
USUARIO TIPO: "C"
ÍTEM
1
2
3
DESCRIPCIÓN
Puntos de alumbrado
Cafetera
Calentador de agua
4 | Refrigeradora
567
Batidora
Radío
Lavadora
8 | Plancha
91011
Televisor
Aspiradora
Secador de pelo
12 | Enceradora
13
1415
Computadora
DVD-VHS
Microondas
Cant.
1611112113
1
1
1
1
1
1
Pn(W)
960
200
1500
200
150
200
400600
450
400
100
250
500
150
1500
FFUn
(%)
100%
80%
100%
100%
100%
100%
50%
100%
100%
30%
100%
50%
50%
60%
20%
CIR
(W)
960
160
1500
200
150
200
200
600
450
120
100
125
250
90300
FSn
(%)
60%
40%
30%
50%
20%
50%
20%
30%
60%
20%
20%
20%
30%
20%
20%
DMU
(W)
576
644501003010040180270242025751860
5.405,0 2.032,0
FACTOR DE DEMANDA FDM = DMU / CIR -FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA FP =
DMU (KVA) =
Ti(%) =(I + Ti /100)5 =DMUp (KVA) =
0,38
0,85
2,39KVA
4
1,22
2,91 KVA
Con el cálculo de esta planilla se obtuvo una DMUp = 2,91 KVA la misma que se
redondeará a 3 KVA para efectos de cálculo en e! sistema DISREQ.
JUAN CARLOS PAUCAR
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3.5 CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS EN LAS CONDICIONES ACTUALES
Una vez calculada ¡a DMUp = 3KVA e identificado el tipo de usuario el mismo que
corresponde al Usuario Tipo C, se procedió ai cálculo de las caídas de tensión en
los pasajes de estudio utilizando el Sistema DISREQ.
En el anexo 6" se muestra un plano con los circuitos secundarios y los
transformadores con su respectivo número de empresa asignada por la EEQ SA.
Este plano consta con las modificaciones realizadas en inspecciones de campo,
tanto en su parte eléctrica (calibre de conductores, nodos eléctricos y estructuras)
y en su parte física, es decir se corrigieron las redes y postes mal ingresados en
el Sistema GIS, por consiguiente la información existente en la base de datos del
Sistema GIS hasta el momento refleja la realidad del sector en estudio. Dicha
información es utilizada por el Sistema DISREQ como base de datos para calcular
las caídas de tensión en los ramales de estudio.
De las visitas de campo y las encuestas realizadas se identificaron los pasajes
con redes eléctricas a ser remodeladas, las mismas que se encuentran
relacionadas con un total de 13 transformadores aéreos de distribución, todos con
circuitos secundarios radiales, dichos transformadores se enumeran a
continuación:
ÍTEM123
45
6
78910111213
#DETRAPO
38341
14551
14547
14546
14560
36906 Y_
36907
14537
14536
14520
14539
115180
14545
28232
P. (KVA)
37.5
5037.5
5050
75
37.5
505050505037,5
Cuadro 3.6 Lista de Transformadores analizados
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
El'cómputo de caída de tensión efectuado a partir del transformador se muestra a
continuación en el formato solicitado por el Área de Distribución y el
Departamento de Diseño de la EEQ SA.
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDASECTOR4
1
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
AEREA
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
38341
AAAC
ESQUEMA: RADIAL
4
\ 10
\" — ~~~~^\^^
7^\1SQf
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 21 33 40 55 65 7
5 88 99 100 11
11 12
LONG
31,8226.35
27,4132,38
6.09
21,1022.03
0.6413,20
18,5436.35
29,03
NUME
USUAR
30
9
13
6
20
3
1
16
16
10
8
3
DEMANDA
KVA_d
37.50
13,43
18.229.8426.43
6.003,00
21,8221,8214,63
12,24
6,03
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
BU 2X1/0(2)
AA2X1/0(2)
AA2X 1/0(2)
AA2X1/0(2)
AA2X2A)
AA2X2G
AA2X2(4)
AA2X2(4) '
AA2X2C4)
AA2X2(4)
AA2X3vO(1/0)
AA2X3QÍ1/0)
KVA (LT) KVA_M
780
390
3SO
390
470
470
260
260
260
260
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
1193.25
353.96
499,53
318.49
160,86
126.60
66,09
13.90288,00
271,32
445.10
174,18
DV [%)
PARCIAL
1.520,901.280.810,340,260,250.05
1.101,040.76
0.3O
TOTAL
1,522.43
281
3.620,340,610.59
0,391 50
2.540,78
1,08
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUEU POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 56
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S,A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
'ROYECTO: SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN: 14551No. PROY.: TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2 CIRCUITO No:
IMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR: AAAC
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME KVA d CALIBREUSUAR
KVA (LT) KVA MKVA M
TRAMO
DV (%)
PARCIAL TOTAL
O 1 25.67 22 28.82 AA2X3JOCI/3) 570 739.83 1.29 1.29
1 2 29.80 14 19.35 AA2X3£)(1/0) 570 576.77 1.01 2.30
2 3 35.94 AA2X30(1/D) 570 313.43 0.54 2.85
O 4 35.95 26 33.19 AA2X3/0(1/0) 570 1193.23 2.CG 2.09
4 5 16.73 7.36 AA2X3/0(iyQ) 570 123.17 0.21 2.30
4 6 38.79 15 20.55 AA2X3/OÍ1A)) 570 797.05 1.39 3.496 7 38.84 12.24 AA2X3/Q(1<0) 570 475.59 0.83 4.32
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 57
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14547
No. PROY.: TIPO USUARIO;
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2 CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSiON: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR: AA
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTOTRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKUA d CALIBRE KVA (LT) KVA M
KVA M
TRAMODV (%)
PARCIAL TOTALO 1 29.34 20.55 AA2X3A3(1jQ) 570 602.68 1.05 1,051 2 14,13 12 17,06 AA2X3/0(lyQ) 570 241,08 0.422 3 13,00 O.CO AA2X3<Of1/0) 570 0,00 O.CO 1.43
2 4 13.20 7,36 AA2X3/OQA3) 570 97.18 0,17 1,652 5 21,83 12,24 AA2X3AXlyQ) 570 267,31 0.46 1.94O 6 34.28 26 33.19 AA2X3£J(1/0) 570 1137.BO 1,99 1,996 7 36,43 20 26,43 AA2X3;0(1JO) 570 962,91 3.68
18.81 17 23,08 BU2X1/0(2) 780 434,08 0,55 4.248 9 23.82 10 14.63 AA2X1/0(2) 390 343.59 0.89 5.139 10 26.91 AA2X1/0(2) 390 234,68 0.6O 5.73
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
3UAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 58
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EW CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14546
No. PROY.: TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No, FASES: CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR: AAAC
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTOTRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M
KVA M
TRAMO
DV (%)
PARCIAL TOTAL
O 1 38,82 18 24.22 570 940,04 1,64 1,641 2 26,06 13 18.22 AA2X3/0(1/0) 570 474,93 0.83 2,432 3 29,11 6,CQ AA2X3/QÍ1AD) 570 174.66 0,30 2.78
2 4 8,56 12,24 AA2X4(4) 170 104.82 0,61 3,094 5 38.15 AA2X2f4) 260 332.70 4.37O 6 25.61 32 39.67 AA2X3/0(1/D) 570 1015,93 1.78
6 7 24.68 26 33,19 BU2X1/0(2) 780 819.17 1,05 2.83
26.01 12,24 570 318.49 0.55 3.39
7 9 27.93 10 14.63 AA2X3/0(1/0) 570 403.73 0.71 3.54
9 10 28,93 8,72 AA2X3/OÍ1/0) 570 252,30 0.44 3.99
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 59
EMPRESA" ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14560
No. PROY.: TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR: AAACESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA(LT) KVA M
KVA M
TRAMO PARCIAL TOTAL
O 1 20 26,43 AA2X3,O(1A3) 570 837,52 1,46 1,46
1 2 39,82 10 14,63 AA2X3AJf1/0) 570 582,73 1,02 2,49
1 3 26.38 6,CO AA2X3/Qf1/0) 570 158,28 0.27 1.74
O 4 29,37 24 31,17 AA2X3/Of1;Q) 570 915,43 1,60
4 5 36,65 15 20.55 AA2X3/Q(1/0) 570 753,08 1,32 2.92
5 6 34,88 AA2X3¿5(1/0) 570 387,56 0.67 3.60
O 7 12.74 13 18,22 AA2X3/QfiyO) 570 232,18 0,40 0,40
31.67 13,43 AA2X3A3(1/0) 570 425,42 0.74 1.15
8 9 31.84 4,53 AA2X3/0(1/0) 570 145,83 0.25 1,40
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 60
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 2
LIMITE CAÍDA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AEREA
40/120 V. No, FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA);
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
36906 Y3S907
AAAC
ESQUEMA: RADIAL
C£
ESQUEMA
TRAMO
DES1G LONG
0 1 22,26
1 2 25,65
1 3 27.08
3 4 20,31
3 5 26,64
0 6 18.93
6 7 23,91
0 8 25.60
*\ \rr\ v^. • — x
v /\ y/
"X\
DEMANDA
NUME
USUAR
27 34,32
4 7,3617 23.08
4 7,36
7 11,116 9,843 6,00
1 3,CO
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X3AX1/0)AA2X3,U(lyO)
AA2X3/0(1/0)AA2X3/0(1/0)
AA2X3B(1A3)
AA2X3/0{3/0)
AA2X3/0(3/0)
AA2X3/0{3/0)
KVA (LT) KVA_M
570
570
570
S70
570
570
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
764,01
188,83
624.92
149,52
296.00
186.20
143,45
76,80
DV 1%)
PARCIAL TOTAL
1 ,34 1 ,340,33 1 ,671 ,CQ 2.430,26 2,69
0.51 2.95
0.32 0,320,25 0,57
0,13 0,13
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 61
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
AEREA
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14537
AA
ESQUEMA: RADIAL
18 9
X 9 /*\17 2*^\3
H6 v^ / \
l^\ X
\X 05
\¡4
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 2
1 3
3 4
4 5
5 6
4 7
7 8
1 9O 10
10 11
11 12
12 13
13 14
11 15
11 16
16 17
17 18
LONG
10,46
15,93
15.77
18,39
15,23
25,20
33,33
27.32
9,81
34,69
2.44
11,4322,49
27.24
22,15
10.74
25.17
32,80
NUME
USUAR
23
0
22
20
5
3
12
6
1
30
27
18
13
5
1
8
6
1
DEMANDA
KVA_d
30,CO
0,00
28,82
26,43
8.72
6.CO
17,06
9,84
3,00
37,50
34,32
24,22
18,22
8.72
3,CO
12,24
9.84
3,00
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X1/Q(2)
AA2X1AX2)
AA2X1AX2)
AA2X1/Q(2)
AA2X1/CX2)
AA2X1A3(2)
AA2X1AX2)
AA2X1/0(2)
AA2X1AX2)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3>Of1yO)
AA2X1AX2)BU2X1/0(2)
AA2X1/0(21
AA2X3/0(iyQ)
AA2X1/0(2)
AA2X1AX2)
AA2X1/0(2)
KVA (LT) KVA_M
390
390
390
390
390
390
390
390
390
570
570
390
780
3SO
570
390
390
390
COMPUTO
KVA M
TRAMO
313,80
0,00
454.51
486,08
132.82
151,20
568,66
268.72
29.43
1300,8783,71
276.78
409.86
237.56
66,45
131.51
247,57
98,40
DV (%)
PARCIAL
0,80
0.00
1.16
1,24
0.34
0,36
1,45
0.68
0,07
2,28
0.14
0,70
0.52
0,60
0.11
0,33
0.63
0,25
TOTAL
0,80
0.80
1.97
3,21
3.55
3.94
4.67
5.36
0.88
2,28
2.423,133.66
4.27
2,54
2.76
3.40
3.65
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLTTHCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 62
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAIDA TENSIÓN:
AEREA
No. FASES:
3,50%2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14536
AAAC
ESQUEMA: RADIAL
11
\ioN> i2
v /^
N,
\ 2/
"\
o
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 2
2 3
3 4
4 5
3 6
6 7
0 8
8 9
9 10
10 11
8 12
LONG
23,1428,41
10.5227.94
28.84
32,1331,89
22.58
15.3413.4229,65
27.70
NUME
USUAR
34
23
22
8
4
10
6
21
12
9
2
2
DEMANDA
KVA_d
41,80
30.00
28,82
12,247,36
14,63
9,8427.63
17.0613,434,58
4,58
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X3/0{1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1,Q)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3«(1£])
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/0)
BU2X1A){2)AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1yQ)
AA2X3£3(1/0)
KVA (LT) KVA_M
570
570
570
570
570
570
570
570
780
570
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
967,33
852.30
303.20
342,12
212.32
470,20
313.67
623.92
261,73
180,27
135,80
126.87
DV (%}
PARCIAL
1,691,490.530.60
0,370,82
0,551,090.33
0.310,23
0,22
TOTAL
1,69
3,193.72
4.324.694.54
5.C9
1,091,43
1,741,98
1,31
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 63
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A,
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAJDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4
No. PROY.:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50%
ESQUEMA: RADIAL
4
x^/
!</
\
ESQUEMA DEMANDA
TRAMO NUME
DESIG LONG USUAR
0 1 33,40 23 30,00 AA2X3
1 2 39.26 13 18.22 AA2X3
2 3 33,84 7 11,11 AA2X3
0 4 27,94 27 34,32 AA2X24 5 34?44 16 21,82 AA2X2
5 6 33,85 4 7.36 AA2X3
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14520
AAAC'
\
X
V6o ®
CONDUCTOR
ERE KVA (LT) KVA_M
/0(1 ) 570
/D(1/D) 570
/0{1/0) 570
«(1/0) 570
yOflVD) 57D
A3(1/0) 570
COMPUTO
KVA M
TRAMO
1002.CG
715.49
376,00
958,96
751 ,42
249,20
DV [%)
PARCIAL
1,75
1,25
0,65
1 68
1,31
0,43
TOTAL
1,75
3,01
3,67
1,68
3,CO
3,43
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 64
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLAf
No. PROY.:
TIPO INSTALACIÓN: AER
TENSIÓN: 240/120 V. No.
LIMITE CAIDA TENSIÓN:
CENTRO DEJDA SECTOR 4 TRANSFORMACIÓN;
TIPO USUARIO: J
EA DMUp(KVA):
FASES: 2 CIRCUITO No:
C
3
1,50% MATERIAL CONDUCTOR:
14539
AAAC
ESQUEMA: RADIAL
5X
^<^\
X
ESQUEMA DE
TRAMO NUME
DESIG LONG USUAR
0 1 31,84 251 2 31.13 17
2 3 31 ,65 8Q 4 25,55 24
4 5 38.02 16
5 6 37,61 6
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
6^
3\ 2
V^MANDA CONDUCTOR
;VA_d CALIBRE KVA (LT) KVA__M
32,19 AA2X3/0(1/0) 570
23.08 AA2X3AD(1A}) 570
12,24 AA2X3/CX1/0) 570
31,17 AA2X3/00/0) 57021 .82 AA2X3/OÍ1/0) 570
9,84 AA2X3/0(1,U} 570
COMPUTO
KVA M
TRAMO
1024,89
718.38
387.55
796,36
829.53
369,93
DV [%)
PARCIAL
1,791.260.671,391.45
0,64
TOTAL
1,793.C53.73
1.392.85
3,50
REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 65
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
¡PROYECTO:
Mo. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN:
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
ÜMITE CAÍDA TENSIÓN:
AEREA
No. FASES:3.50%
2
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
115180
ESQUEMA: RADIAL
2
9
\\ n /X / £ /
\{K 3 "^C 6\
^/ •
ESQUEMATRAMO NUME
DESIG
0 1
1 2
0 3
3 4
4 5
5 6
4 7
4 8
8 9
LONG USUAR
2O.90 9
30.89 4
20.78 27
15.00 2125.81 10
23.16 48.52 2
8.66 9
28.16 5
DEMANDA
KVA_d
13.43
7.36
34.3227.63
14.637.36
4.5813.43
8.72
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X3/0(1*D)
AA2X3/0(1/0)AA2X2/0(2)
AA2X2«(1/0)
AA2X1/0(2)
AA2X1/0{2)AA2X1/0(2)
AA2X2«(1/0)
AA2X2A}(1^))
KVA (LT) KVA_M
570
570
470
470
3£0
390
390
470
470
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
280.75
227.41
713.21
41 4.47377.71170.5039.CO
116.27
245.58
DV (%)
PARCIAL TOTAL
0.49 0.490.39 0.89
1.51 1.51
0.88 2.390.96 3.36
0.43 3.800.10 2.49
0.24 2.64
0.52 3.16
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 66
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDASECTOR4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN: 14545
Jo. PROY.: TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2 CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR; AAAC
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M
KVA M
TRAMO
DV(%)
PARCIAL TOTAL
0 1 23.83 26 33.19 AA2X3D(1JO) 570 790.95 1 .38 1 .38
1 2 36.12 16 21.82 AA2X3tof1/0) 570 788.07 1 .33 2.77
2 3 29.70 8.72 AA2X3<0(1/0) 570 259.01 0.45 3.22
0 4 32.25 25 32.19 AA2X3/0(1/0) 570 1038.C9 1.82 1.824 5 32.65 15 20.55 AA2X3/0(1/Q) 570 675.00 1.18 3.00
5 6 33.35 9.84 AA2X3/OH/O) 570 328.03 0.57 3.58
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 67
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
A/o. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN:
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:No. FASES:
3.50%
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
28232
AAAC
ESQUEMA: RADIAL
7
y^8 ,/ 10<\5/ j»
< 3
^
ESQUEMA
TRAMO
DES1G
0 1
1 2
2 3
0 4
4 5
5 6
6 75 85 9
9 10
4 11
LONG
37.3122.43
22.64
27.68
23.98
21.5419.276.50
23,4133.95
22.25
NUME
USUAR
19
16
8
20
20
8
6
1
116
0
DEMANDA
KVA_d
25.33
21.8212.24
26.43
26.43
12.249.843.0015.799.84
0.00
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X3/CX1/0)
AA2X1AX2)
AA2X1AX2)
AA2X3«f1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/Q(1/Ü)
AA2X3«(1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3AD{1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3AX1/0)
KVA (LT) KVA_M
570
3SO
390
570
570
570
570
570
570
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
945.19
489.38
277.22
731.63
633.83
263.76
189.54
19.49369.63
333.93
O.CO
DV (%)
PARCIAL TOTAL
1.65 1.65
1 .25 2.91
0.71 3.621.28 1.28
1.11 2.390.46 2.850.33 3.19
0.03 2.420.64 3.040,58 3.62
O.CO 1 .28
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLTTHCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 6S
3.6 CALCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS REDISEÑADOS
En cada planilla de cómputo de caída de tensión se identifica el tramo a ser
reemplazado ya sea por cable trenzado cuádrupiex o conductores subterráneos,
con una X, además los cambios realizados se muestran en el ítem
correspondiente a CALIBRE en la planilla.
En el anexo 7 se muestran los planos de remodelación los mismos que contienen
el transformador con su respectivo número de empresa, el tramo a modificarse
con su respectivo código de calibre de conductor, el tipo de canalización para el
caso de conductores subterráneos y además se muestra la base geográfica del
sitio.
En los tramos que amerita cambios de conductores aéreos a subterráneos se
considera lo siguiente:
- Con el fin de economizar gastos se utilizará en lo posible la logística
existente, esto es estructuras de soporte y postes existentes.
- La canaleta a ser construida para albergar a! conductor TTU será
construida siguiendo las Normas de la EEQ SA. En su Sección B 70 y
explicada Capítulo 1.
El conductor subterráneo subirá nuevamente por el poste en el caso de
que exista luminaria o acometidas aéreas.
No se modificaran las acometidas, es decir se mantendrá tanto el calibre
de la acometida como su disposición aérea. Para esto se ubicarán cajas
de distribución en los postes de donde se deriven dichas acometidas.
Cabe destacar que las acometidas aéreas no presentan inconvenientes, además
las distancias desde el poste al medidor de energía no son largas ya que los
' ' ~ ~ ~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' 69
pasaje son en su mayoría cortos y no sobrepasan los 70 metros, por lo que no
ameritan construirse acometidas subterráneas.
Existe una muy buena solución para distribuir las acometidas que salen del poste,
y es utilizar tableros de derivación de acometida, los mismos que son anti-hurtos y
facilitan el acoplamiento de la red de baja tensión con el cable de acometida. En
el anexo 8 se detallan las características principales de estos tableros y su
utilización.
Para el cálculo de caída de tensión, además de realizar los cambios respectivos
de conductor en los tramos a ser remodelados, se cambiaron también el calibre
de los conductores en los tramos donde la caída de voltaje sobrepasaba el 3.5%,
todos los cambios se identifican en las respectivas planillas de cálculo las cuales
de muestran a continuación:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 70
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS " •
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
01
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 \J.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
ESQUEMA:
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
38341
RADIAL
9 10
\4 \ 6«k \ % -°
V ^ — - 4%;
\\¿s12 S
<3
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 11 21 33 40 55 65 75 88 99 100 1111 12
LONG
31,8226,35
27,41
32,38
6.09
21,10
22,03
0,64
13,20
18,54
36,35
29,03
NUME
USUAR
30
9
13
6
20
3
1
16
16
10
8
3
DEMANDA
KVA_d
37,50
13,43
18.22
9,84
26.43
6,CQ
3.00
21,82
21,82
14,63
12,24
6.CO
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
BU2XHO(2)
AA2X 1/0(2)
AA2X1/CX2)
AS1X1/0-TREN-CUAD
AA2X2A)
AA2X2A)
AA2X2(4)
AA2X2(4)
AA2X2(4)
AA2X2(4)
AA2X3/0(1/Q)
AA2X3,O{1A))
KVA(LT) KVA_M
780
390
390
590
470
470
260
260
260
260
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
1193,25
353,96
499,53
318.49
160.86
126,60
66,09
13,90
288,00
271 ,32
445.10
174,18
DV (%)
PARCIAL
1.520,901,280,530.340,260,250,051.101,040,780.3O
TOTAL
1.522.432,813.35
0.34
0.61
0,59
0,39
1.50
2.54
078
I. C8
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
fe ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 71
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAJDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARJOS
PROYECTO: SOLANDASECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14551
No. PROY.: 02 TIPO USUARIO;
TIPO INSTALACIÓN: DMUptKVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUMEKVA d CALIBRE
USUARKVA (LT) KVA M
KVA M
TRAMO PARCIAL TOTAL
O 1 25,67 22 28,82 AA2X3/Q(1/0) 570 739,83 1.29 1.29
1 2 29,80 14 19,35 AA2X3/0(1/0) 570 576,77 1,01 2.302 3 35,94 AA2X3/0(1/0) 570 313,43 0,54 2.85O 4 35,95 26 33.19 AA2X3/0(iyQ) 570 1193.23 2,09 2.094 5 16.73 7.36 BU2X2AX1/D) 1430 123.17 0.08 2,174 6 38.79 20,55 BU2X2/OÍ1/0) 1430 797.05 0.55
6 7 38,84 12,24 AA2X3/Q(1/0) 570 475,59 0,83 3,48
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRHRA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 72
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
03
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
ESQUEMA:
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14547
RADIAL
1
Ko
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 22 3
3 40 55 6
6 7
7 87 9
7 10
LONG
36,43
18,81
23,82
26,9134,28
29,34
14,1313,00
13,20
21,83
NUME
USUAR
20
17
10
5
21
15
12
0
4
8
DEMANDA
KVA_d
26,43
23,08
14,63
8,7227,63
20,55
17,06
0,007,36
12,24
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AS2X40(2/0)
BU 2X1/0(2)
AS1X1/0-TREN-CUAD
AS1X1yO-TREN-CUAD
AS2X4AX2/0)
AA2X3>0(1/0)
AA2X3«{1/0)
AA2X3AX1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/0)
KVA (LT) KVA_M
670
780
5SO
590
670
570
570
570
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
962,91
434,08
343,59
234,68
947,21
602,88
241,08
0,CO
97,18
267,31
DV {%)
PARCIAL
1,43
0,55
0,59
0,39
1,41
1,05
0,42
0,GO
0,17
0,46
TOTAL
1,43
1,992,58
2,98
1,412,472,892,893,06
3,36
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 73
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
04
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
No. FASES:
3,50%
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14546
ESQUEMA: RADIAL
10
9 XX /^>6\§/ /°
/o
}*r
2/. /&"X
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 2
2 3
3 4
2 5
0 6
6 7
7 8
8 9
7 10
LONG
33,82
26.06
8,56
38,15
29.11
25,61
24,68
27,93
28,93
26.01
NUME
USUAR
18
13
8
5
3
30
26
10
5
8
DEMANDA
KVA_d
24.22
18,22
12,24
8,72
6.CO
37,50
33.19
14.63
8,72
12.24
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AA2X3/Df1AD)
AA2X3/0(1A))
AS2X2/0(2)
AS2X2/0(2)
AA2X3AX1/0)
AA2X3W/O)
BU2X1AX2)
A 53X4/0(2/0)
BU2X3K)(3íQ)
AA2X3/Q{1/0)
KVA (LT) KVA_M
570
570
470
470
570
570
780
1010
1730
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
940.04
474,93
104,82
332.70
174,66
960,38^
819.17
408,73
252.30
318,49
DV (%)
PARCIAL TOTAL
1,64 1,64
0,83 2.48
0,22 2,70
0.70 3,41
0.30 2,78
1,68 1,68
1 .05 2.73
0,40 3,13
0.1 4 3,28
0,55 3.29
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 74
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4
No. PROY.: 05
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14560
ESQUEMA: RADIAL
9 5
\i x X\ Nt
\ V /V\^ NN^\r
ESQUEMA
TRAMO NUME
DESIG LONG USUAR
0 1 29.37 24
1 2 36,65 15
2 3 34,88 7
0 4 31,69 20
4 5 39,82 10
4 6 26.38 3
0 7 12.74 13
7 8 31.67 9
8 9 31,84 2
DEMANDA
KVA_Ü
31,17
20.55
11,1126,43
14.63
6.CO
18,22
13,43
4,58
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AS2X4/0(2/0)
AA2X3/0(1A3)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/D(1/0)
BU2X2/0(2)
BU2X2£)(2)
AA2X3«{1/0)
AS1X3AD-TREN-CUAD
AS1X3/0-TREN-CUAD
KVA (LT) KVA_M
670
570
570
570
960
. seo570
850
850
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
915,43
753,08
387,56
837,62
582,73
158,28
232.18
425,42
145.83
DV {%)
PARCIAL
1.36
1,320.67
1.45
0.60
0,16
0,40
0,50
0.17
TOTAL
1.36
2,63
3,36
1,46
2,07
1.63
0,40
0.93
1.07
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 75
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.: OS
TIPO INSTALACIÓN:TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
ESQUEMA: RADIAL
SOLANDA SECTOR 4
No. FASES:
3,50%
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:MATERIAL CONDUCTOR:
36906 Y 36907
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUMEKVA d CALIBRE
USUARKVA (LT) KVA M
KVA M
TRAMO PARCIAL TOTAL
O 1 25,60 1 3,CO AA2X3/0(3/D) 570 76.00 0,13 0,13
O 2 22.26 27 34,32 570 764.01 1,34 1,342 3 25,65 7,36 AS1X1/Q-TREN-CUAD. 5SO 188.83 0,32 1,66
2 4 27,08 17 23,08 AA2X3/0(1/0) 570 624.92 1.09 2.43
4 5 20,31 7.36 570 149,52 0.26 2.694 6 26.64 11.11 570 236,00 0,51 2,95
O 7 18.93 9,84 570 186.20 0.32 0.32
7 23,91 6.00 AA2X3/Q(3,0) 570 143,46 0,25 0.57
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 76
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.: 07
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
MIXTA
No. FASES:
3.50%
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14537
ASC
ESQUEMA: RADIAL
9 19
Xí- 18 sf
\¿_ 7^ /\13/X / ^—
X? I/ -^-1 t A
^2^ ~j¿ ~H43-XH \X \™ H- \5
f\ \ ^
V /x*7
^
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 1
1 2
2 3
2 4
4 5
5 6
2 7
7 8
8 9
2 10
0 11
11 12
12 13
13 14
14 15
13 16
16 1711 18
11 19
LONG
34.69
8.9115.68
9.8122.49
27.24
8.21
25.1732.80
1.16
10.46
15.77
18.39
15.23
25.20
33.33
27.32
9.81
15.93
NUME
USUAR
30
27
1
18
13
5
8
6
1
0
23
22
20
5
3
12
6
1
0
DEMANDA
KVA_d
37.50
34.32
3.CO
24.22
18.22
8.72
12.24
9.84 .
3.00
O.CO
30.00
28.82
26.43
8.726.CO
17.06
9.84
3.00
O.CO
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AS2X4Ü(ZO)
AS2X4/0(2A))
AS2X4«(2/0)
A 52X3/0(1(0)
BU3X3/0
SU3X3O
AS2X3/0(1;Q)
AS2X3WA))
A 52X3/0(1 /O)
AS2X1AX2)
AS2X4/0(2AD)
AS2X4AX2A3)
AS2X3«(1/0)
A 52X3/0(1 /O)
AS2X3/0(1/0)
AS2X3£)(1/0)
AS2X3/OC1/0)
AS2X4Q(2A3)
A 52X4/0(2/0)
KVA (LT) KVA_M
67Q
670
670
570
17301730570
570
570
3SO
670
670
570
570
570
570
570
670
670
REVISO:
COMPUTO
KVA MTRAMO
1300.87
305.81
47.04
237.55
409.86
237.56
100.53
247.57
98.40
O.CO
313.80
454.51
486.08
132.82
151.20
568.66
263.72
29.43
0.00
DV (%)
PARCIAL
1.940.45
0.07
0.41
0,23
0.13
0.17
0.43
0.17
0.00
0.46
0.67
0.85
0.23
0.26
0.99
0.47
0.04
O.CO
TOTAL
1.942.392.45
2.81
3.053.18
2.573.003.18
2.390.46
1.141.992.232.492.993.460.510.46
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDASECTOR4
08
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
AEREA
No! FASES:
3,50%2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
14536
ESQUEMA: RADIAL
5UJv
^3 6
Ñ
ESQUEMA
TRAMO
DESIG
0 11 2
2 3
3 4
4 5
2 6
0 7
7 88 9
9 108 11
11 12
LONG
23,1422,58
15,34
13.42
29.65
27,70
28.4110,52
27,94
28.84
32,13
31.89
NUME
USUAR
30
21
12
9
2
2
23
22
8
4
10
6
DEMANDA
KVA_d
' 37,50
27,63
17,06
13.43
4.584,53
30,00
28.82
12,247,3614,63
9,84
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR
CONDUCTOR
CALIBRE
AS2X4yO{2/0)
AS2X4yO(2/0)
BU2X1/0(2)AS 1X3,0-
TREN-CUADAS 1X3/0-
TREN-CUAD
AA2X3AX1/0)
AS2X4/Q(2/0)
AS2X4/0(2£3)
AA2X3/0(1£5)
AA2X3/0(1/0}AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/0)
KVA (LT) KVA_M
670
570
780
850
850
570
670
670
570
570
570
570
REVISO:
COMPUTO
KVA M
TRAMO
867.75
623,92
261,73
180.27
135.80
126,87
852,30
303.20
342.12
212,32
470.20
313.67
DV (%)
PARCIAL
1.291.09
0,33
0.21
0.15
0,22
1,270,450.60
0,370.820,55
TOTAL
1.29
2.382,72
2.77
2.93
2,61
1,271.72
2.322,692.543.09
APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA'DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 78
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14520
No. PROY.: 09 TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: j 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUMEKVA d CALIBRE
USUARKVA (LT) KVA M KVA M
TRAMO
DV {%)
PARCIAL TOTAL
O 1 33,40 23 30,03 AS2X40f2AJ) 670 1002,CO 1,49 1.49
1 2 39,26 13 18,22 AA2X3/OQA3) 570 715,49 1,25 2,75
2 3 33,84 11.11 570 376.00 0.65 3.41
O 4 27,94 27 34.32 AA2X3/0(iyQ) 570 958.96
4 5 34,44 16 21.82 AS1X1/0-TREN-CUAD. 570 751.42 1,31 3.CO
5 6 33,85 7.36 AS1X1/0-TREN-CUAD. 570 249.20 0.43 3.43
REALIZO: REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 79
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDASECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14539
No. PROY.: 10 TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: MIXTA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR:
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M KVA M
TRAMO
DV [%)
PARCIAL TOTAL
O 1 31.84 25 32,19 AS2X4/OÍ2/0) 670 1024.89 1,52 1,52
1 2 31,13 17 23,08 AA2X3/OQA3) 570 718,38 1,26 2.79
2 3 31.65 12,24 570 387.55 0,67 3,46
O 4 25.55 24 31.17 AA2X3/0(1/D) 570 7S6.36 1,39 1.39
4 5 38,02 16 21,82 BU2X2/Df1/D) 510 829,53 1.62 3.02
5 6 37.61 9,84 BU2X2/OQ/0) 960 369.93 0.38 3.40
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO:
No. PROY.:
SOLANDA SECTOR 4
11
TIPO INSTALACIÓN:
TENSIÓN: 240/120 V.
LIMITE CAÍDA TENSIÓN:
MIXTA
No. FASES:
3,50%
2
CENTRO DETRANSFORMACIÓN:
TIPO USUARIO:
DMUp(KVA):
CIRCUITO No:
C
3
MATERIAL CONDUCTOR:
115180
ESQUEMA DEMANPA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME KVA d CALIBREUSUAR
KVA (LT) KVA M KVA MTRAMO PARCIAL TOTAL
O 1 20,90 AA2X3A3C1/0) 570 280,75 Q.49 0.491 2 30,89 7,36 AA2X3/D(1;0) 570 227,41 0.39 0,89O 3 20,78 27 34,32 AA2X2AX2) 470 713,21 1,51 1,51
3 4 23,66 13,43 780 317.82 0,40 1,92
4 5 28,16 BU2X170(1/0) 780 245,53 0.31 2.23
3 6 15.37 12 17,06 AS1X3/0-TREN-CUAD 1051 262.24 0.246 7 34,33 10 14,63 AS2X1/0(2) 390 502,39 1,28 3,05
23.16 7,36 AA2X1/0(2) 390 170,50 0,43 3,48
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 81
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14545
No. PROY.: 12 TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):
TENSIÓN: 240/120 V. Jo. FASES: 2 CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:
ESQUEMA: RADIAL
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M
KVA MTRAMO
DV (%)PARCIAL TOTAL
O 1 23,83 26 33,19 AS1X1/Q-TREN-CUAD. 590 790,95 1,34 _K34_
1 2 36.12 16 21,82 AA2X3AD(1/0) 570 788,07 1,38 2,72
2 3 29.70 AA2X3/Q(1;0) 570 259.01 0.45 3,17
O 4 32.25 25 32,19 AS1X1/0-TREN-CUAD. 5SO 1038.09 1.75 1,75
4 5 32,85 15 20.55 AS1X1/0-TREN-CUAD. 590 675,00 1,14 2,90
5 6 33.35 9,84 AS1X1A)-TREN-CUAD. 590 328,03 0.55 3.45
REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 32
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.
DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN
COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS
PROYECTO: SOLANDA SECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 23232
No. PROY.: 13 TIPO USUARIO:
TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUpfKVA):
TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2 CIRCUITO No:
LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:
ESQUEMA: RADIAL
10
ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO
TRAMO
DESIG LONG
NUME
USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M
KVA MTRAMO
DV (%)PARCIAL TOTAL
O 1 37,31 19 25.33 570 945.19 1.65 1,651 2 22,38 16 21,82 AS2XaO(2) 470 458,29 1,03 2,69
2 3 22,64 12,24 AS2X2jQf2) 470 277,22 0,58 3,28
O 4 27.68 20 26.43 AA2X3/0(1,O) 570 731.63 1,28 1.28
4 5 23,98 20 26,43 AA2X3/0(1/D) 570 633,83 1.11 2,39
5 6 21.54 12.24 AA2X3/OQ/D) 570 263.76 0.46 2,856 7 19.27 9,84 AA2X3/Q(iyQ) 570 189.54 0.33 3,19
5 8 6.50 3,00 AA2X3/D(1/0) 570 19.49 0,03 2,42
5 9 23.41 11 15,79 AA2XaOf1/0) 570 369.63 0.64 3.04
9 10 33,95 9.84 AS1X3/0-TREN-CUAD 850 333.93 0,39 3,43
4 11 22.25 O 0.00 AA2X3/0(1/D) 570 0,00 0.00 1,28REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 83
3.7 COSTOS DE REMODELACION
i
En el cuadro 3.7 se indican los costos del material conductor tanto para
estructuras aéreas como para subterráneas, los mismos que fueron
proporcionados por la Unidad de Inventarios y Avalúos (PÍA) de la EEQ SA. Esta
lista de materiales y precios esta fechada a Diciembre del 2003 y se encuentra
actualmente en vigencia.
CONDUCTORES AÉREOS
CÓDIGOAS 1X1/0-TREN-CUADAS 1X3/0-TREN-CUAD
AS2X3/0(1/0)
AS2X1/0(2)
AS2X4/0(2/0)
AS2X2/0(2)
AA2X3/0(1/0)
DESCRIPCIÓNCABLE MULTIPLEX ALUMINIO
ASC4X1/OAWGCABLE MULTIPLEX ALUMINIO
ASC 4X3/0 AWGCOND. ASC 2F. 3/0 AWG;
NEU. 1/0 AWGCOND. ASC 2F. 1/0 AWG;
NEU. 2 AWGCOND. ASC 2F. 4/0 AWG;
NEU. 2/0 AWGCOND. ASC 2F. 2/0 AWG;
NEU. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 3/0 AWG;
NEU. 1/0 AWG
COST MATE
5.24
15.00
3.31
2.09
4.18
2.51
3.75
COST_MANO
1.21
3.45
0.76
0.48
0.96
0.58
0.79
COST INDI
1.89
5.40
1.23
0.77
1.55
0.93
1.35
TOTAL
8.33
23.85
5.30
3.35
6.69
4.02
5.88
CONDUCTORES SUBTERRÁNEOS
BU2X3/0(3/0)
BU2X1/0(1/0)
BU2X2/0(2)
BU2X2/0(1/0)
B U2X1/0(2)
BU2XG
COND. CU. 2F. 3/0 AWGTTU;NEU.3/OAWG
COND. CU. 2F. 1/0 AWG TTU;NEU. 1/0 AWG
COND. CU. 2F. 2/0 AWG TTU;NEU. 2 AWG
COND. CU. 2F. 2/0 AWG TTU;NEU. 1/0 AWG
COND. CU. 2F. 1/0 AWG TTU;NEU. 2 AWG
COND. CU. 2F. 6 AWG TTU
10.54
8.43
8.00
9.00
6.98
1.73
1.79
1.43
1.36
1.53
1.19
0.29
3.69
2.95
2.80
3.15
2.44
0.61
16.02
12.81
12.16
13.68
10.61
2.64Cuadro 3.7 Precios en USD de conductores para estructuras aéreas y
subterráneas
La excavación de la zanja para redes subterráneas de BT tiene un costo de 15
USD y 18 USD con tendido de conductores y tapado, ei costo es ei mismo ya sea
para colocar ductos de 2 vías, tubería o ladrillo y arena.
El cuadro 3.8 indica el costo total en USD por tramo remodeiado.
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLTTHCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
NoPRO Y'
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1213
NoTRAPO
3834114551
14547
14546
14560
36906Y
3690714537
14536
14520
14539
115180
1454528232
TRAMO
3-46-4-5
0-12-3-48-9
2-3-45-4-6
7-8-90-12-3
19-11-0-1-3
9-8-7-44-55-6
18-1212-13-14-
1513-16-177-0-1-23-4-50-1
4-5-60-1
4-5-6
3-4-5
3-6
0-4-5-69-101-2-3
CAMBIO DE ESTRUCURAANTES
AA2X1/Ü(2)
AA2X3/0(1/Q)-f
AA1X6
AA2X3yO(1/0)
AA2X1/0(2)
AA2X3/0(1/0)+
AA1X6
AA2X4(4)
AA2X3/G(1/0)+
AA1X6
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/G(1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X1«(2)
AA2X1/0(2)
BU2X1/0(2)
AA2X1/0(2) +
AA1X6
AA2X1/0(2)
AA2X1/0{2)
AA2X1/0(2)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/Q)
AA2X3/Ü(1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/G)
AA2X3/0(1£I)+
AA1X6
AA2X2A3(1/0)+
AA1X6
INEXISTENTEAA2X3/0(1/0)
AA2X3/0(1/0)
AA2X1/0(2)
POR
AS1X1jQ-TREN-CUAD
BU 2X2/0(1/0) +
BU2X6
AS2X4G£2/0)
AS1X1AXTREN-CUAD
BU2X3/0(3/0) +
BU2X6
AS2X2vU(2)
BU2X2/0{2) +
BU2X6
AS1X3A3-TREN-CUAD
AS2X4Ü(2/0)
AS1X1/0-TREN-CUAD
AS2X4«(2/0)
AS2X3/0{1/0)
BU2X3/0(3íD)
BU2X3/D(3/0) t-
BU2X6
AS2X4A^(2yD)
AS2X3A:(1/QJ
AS2X3/Q(1/0)
AS2X4/0(2A3)
AS1X3/0-TREN-CUAD
AS2X4/0(2/Q)
AS1X1/D-TREN-CUAD
AS2X4U{2/0)
BU2X2«(1/D) +
BU2X6
BU2X1/0(1/0) +
BU2X6
AS1X3W-TREN-CUAD
AS1X1/0-TREN-CUAD
AS1X3/0-TREN-CUAD
AS2X2/0(2)
COSTOS/MCONDUCT
8.3313.68
2.646.698.33
16.02
2.644.02
12.16
2.6423.85
6.698.33
6.69
5.316.0216.02
. 2.646.695.3
5.36.69
23.856.698.336.69
13.68
2.6412.81
2.6423.85
8.3323.854.02
ZANJA
18
18
18
18
18
18
TOTALMTS
33
86
86375149
49-4796
96643026
86
762348
482659
6174.13
44346932
106
10682
8216
99
3446
COSTOTOTAL
274.892724.4
8227.04247.53424.831666.7
5129.36188.942895.3
6253.441526.4200.7
216.58
575.34
402.8368.461632.9
6126.72173.94312.7
323.3495.931049.4227.46574.77214.083358.0
8279.842526.4
2216.48
381.6
824.67810.9
184.92
Cuadro 3.8 Costo total por tramo remodeiado, el mismo que considera 10 metros
de subida y / o bajada del conductor por el poste, esto para los casos de red
subterránea.
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Las cajas de distribución anti-hurto tienen un precio de 80 USD y tienen
capacidad para 10 acometidas monofásicas o a su-vez para 8 trifásicas, estas
cajas de distribución como se explicó anteriormente servirán para empalmar las
acometidas aéreas ya que no se cambiarán ni los calibres ni la disposición de
dichas acometidas.
El cuadro 3.9 indica el costo total de cada proyecto remodelado
No PROYECTO
1
23
456
7
8
9
10
11
12
13
No TRAPO
3834114551145471454614560
36906 Y 36907145371453614520145391151801454528232
No CAJASDISTRIB.
235
2
3
2
2
3
3
3
3
4
2
COST. CAJASDIS. (USD)
160240
400
160
240
160
160
240
240
240
240
320
160
COSTO TOTALREMODELACIÓN (USD)
C.TOTAL PROY(USD)
434.893191.521072.362145.055115.9376.58
4076.221785.331042.23
40923364.5
1144.671155.82
28997.07
Cuadro 3.9
El cuadro 3.10 indica el número de consumidores por proyecto y el número total
de los consumidores a beneficiarse con el proyecto de remodelación de las redes
deBT.
PROYECTO12
3456789
10111213
TOTAL
No CONSUMIDORES135
94112126108
69201
--^ 15390968093
1151472
Cuadro 3.10
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CAPITULO 4
4 ANÁLISIS DE CALIDAD DE SERVICIO EN EL SECTOR4 DE SOLANDA
Para completar el estudio de rediseño es necesario evaluar ia calidad de servicio
suministrado, y por consiguiente es necesario identificar los transformadores que
posiblemente estén trabajando sobrecargados o por el contrario estén
sobredirnensionados, los cuales se analizaron en una primera fase de estudio, de
igual forma es necesario yerificar las caídas de tensión en los puntos más
alejados de la red, especialmente en los sitios donde se tiene una caída de
tensión superior al 3.5% permitido, esto se realizó en una segunda fase de
estudio.
Con la ayuda del Sistema DISREQ además de calcular las caídas de tensión de
los circuitos secundarios en estudio se calculó también la potencia de los
transformadores analizados, para este cálculo el Sistema DISREQ en su
programación interna utiliza la siguiente fórmula que corresponde a la Parte A de
las Normas de la EEQ SA.
KVA (t) = NxDMUpxFD 100
Donde;
N ™ Número de usuarios alimentados por el transformador
DMUp = La demanda máxima unitaria proyectada, en este caso a 5 años
FD = Factor de diversidad (Anexo 1)
(%) = El porcentaje de acuerdo al tipo de usuario el cual se Índica a continuación:
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USUARIO TIPO
Ay B
C
D y E
PORCENTAJE (%)
90
80
70
La información del número de usuarios es recuperado de la base de datos
ORACLE que utiliza el Sistema GIS y cuyos datos se migraron previamente al
Sistema DISREQ el cual almacena esta información en su base de datos Access.
E! cuadro 4.1 indica los transformadores analizados, su potencia nominal y la
potencia calculada por el Sistema DISREQ.
ÍTEM
1
2
3
45
6
7
8
9
10
11
12
13
# DE TRAPO
3834114551145471454614560
36906 Y3690714537145361452014539
1151801454528232
POTENCIANOMINAL(KVA)
37.550
37.550
50
75
37.550
50
50
50
50
37,5
POTENCIACALCULADA
(KVA)59
53
45
50
60
38
53
61
53
55
35
56
42
Cuadro 4.1 Potencia calculada por el Sistema DISREQ.
En el anexo 9 se indica una tabla más detallada de estos transformadores que
incluye número de fases, voltajes nominales de media y baja tensión, fecha de
instalación y la dirección donde están ubicados.
Como se puede apreciar en el cuadro 4.1 existen algunos transformadores que
aparentemente están sobrecargados, para aseverar o refutar estos cálculos
teóricos fue indispensable realizar mediciones de campo. Para esto se pidió la
colaboración al Departamento de Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas
(D.P.R.P.T) de la EEQ. SA. El mismo que cuenta con cinco Analizadores de
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Perturbaciones MEMOBOX 300 que es el equipo de medición adecuado para este
fin. Las características de este equipo se analizan más adelante:
Antes de proceder al análisis de resultados es necesario revisar los conceptos
relacionados con el estudio de calidad de servicio y conocer las principales
funciones de! equipo de medición, los cuales se detallan a continuación.
4.1 REVISIÓN DE CONCEPTOS
4.1.1 DEMANDA
Es la Potencia promedio en un intervalo de tiempo, los intervalos de demanda
más usuales son 10, 15, 30, y 60 minutos.
T
4.1.2 CURVA DE DEMA.NDA
Es el gráfico de las demandas medias (Di), en intervalos de tiempo definidos, que
para el presente estudio es de 10 minutos (At), durante un período establecido, de
al menos una semana. Ep el gráfico 4.1 se puede observar las curvas de
demanda correspondientes a los siete días de medición para el transformador con
número de empresa 28232.
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Gráfico 4.1 Curva de demanda de una semana
4.1.2 DEMANDA MÁXIMA (DMÁX)
Es la máxima demanda registrada en un período.
4.1.3 ENERGÍA SUMINISTRADA
Para el cálculo de la energía suministrada (Es) utilizamos e! registro de la
demanda activa medida en cada intervalo de 10 minutos (Át) y el período de
registro (número de días de registro) que puede ser variable, requiriendo como
mínimo los datos de una semana completa.
Di *
4.1.4 FACTOR DE CARGA
El factor de carga (FC) en un período dado se define como la relación entre la
demanda media de un período y la demanda máxima. Nos permite relacionar la
energía suministrada con la demanda máxima de un sistema.
Es = FC * Dmáx * SÁt = FC * Dmáx * n * At
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FC = Es / (Dmáx * SAt) = S Di / (n * Dmáx)
Donde n = número de intervalos en el período registrado
4.1.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMPT)
Es la demanda perdida en ios elementos de conducción eléctrica a la demanda
máxima del sistema analizado.
4.1.6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%DPT)
Es la relación entre la demapda máxima de pérdidas y la demanda suministrada
del sistema analizado expresada en porcentaje.
Dmáx
4.1.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO (DPTT)
Es la demanda perdida en los elementos de conducción eléctrica a la demanda
del intervalo analizado. Se puede demostrar que la relación entre la Dpti y la DMpt
está dada por la siguiente fórmula:
f TV f -ir S~1 • -EDmax.* Cosqn
4.1.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS
La energía de pérdidas técnicas (Ept) es la sumatoria del producto de las
pérdidas en demanda en cada intervalo analizado por e! tiempo del intervalo.
= £ Dpt i*At
4.1.9 PÉRDIDAS EN ENERGÍA (%EPT)
Es la relación entre la energía perdida y la energía entregada al sistema
analizado, expresada en porcentaje.
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Es
4.1.10 FACTOR DE PÉRDIDAS
El factor de pérdidas (Fpe) en un período dado nos permite relacionar la energía
perdida con la demanda máxima de pérdidas (DMp) en ese período.
Ept= Fpe*DMp*SAt
También se puede demostrar que el factor de pérdidas se calcula con la siguiente
fórmula:
7^* ^ Dmáx * Cos cpi
AI dividir las relaciones de Energía perdida/Energía suministrada para la
Demanda máxima perdida/Demanda máxima, obtenemos la siguiente relación:
%Epe _ Fpe
%Dpe ~ FC
Antes de definir el factor de potencia y factor de distorsión total por armónicos es
necesario recordar la definición de valor eficaz, valor instantáneo, valor medio,
valor pico, potencia activa, potencia reactiva y potencia aparente, los cuales se
definen a continuación:
4.1.11 VALOR EFICAZ (rms)
Es la raíz cuadrada del valor medio de los cuadrados de una variable,
normalmente variable dependiente del tiempo, a lo largo de un período específico.
En particular es el valor eficaz de una corriente o voltaje alterno.
La definición general del valor eficaz G de una función g(t) dentro de un intervalo
dado entre t = O y t = T es:
JUAN CARLOS PAUCAR
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1 ~IT
T• -*- -Jo
Para una onda senoidal, g(t) = gmáx sen cot. Tomado sobre un número entero de
semiciclos, G = gmáx / V2 , es decir el valor eficaz es igual a V2 veces el valor,
pico.
4.1.12 VALOR PICO
Es e! mayor valor instantáneo de una magnitud dependiente del tiempo dentro de
un determinado intervalo de tiempo que es igual a un período de una magnitud
periódica.
4.1.13 VALOR INSTANTÁNEO
Es el valor de la amplitud en cualquier instante de tiempo, de una magnitud
variable con el tiempo, como voltaje, corriente, carga etc. Una sucesión de valores
instantáneos define una forma de onda.
4.1.14 VALOR MEDIO
Es ei valor medio de una magnitud periódica es la media aritmética de sus valores
instantáneos tomados a lo largo de un período.
4.1.15 POTENCIA INSTANTÁNEA
Es el producto del voltaje instantáneo por la corriente instantánea.
P = v(í) x i(f)
' " ~~* " " " ~ " ~ JUAN CARLOS PAUCAR
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4.1.16 POTENCIA ACTIVA (P)
Es la potencia que utiliza la carga y que realiza trabajo efectivo es decir puede
transformarse en cualquier otra forma de energía. Eléctricamente se define como
la velocidad de la transferencia o de conversión energía cuando entre dos puntos
que tienen una diferencia de potencial de un voltio circula una corriente de un
amperio. Su unidad de medida en el S.l. es el vatio (W) y su fórmula general es la
siguiente:
• o
Para ondas senoidales se tiene:
P = Vrms I rms eos cp
4.1.17 POTENCIA REACTIVA (Q)
Esta potencia se produce por los elementos de la red y se queda dentro de la
misma, no produce trabajo efectivo. Para ondas senoidales se define como el
producto de los valores eficaces del voltaje por la corriente y por el seno del
ángulo que forman el vqltaje respecto a la corriente. Su unidad de medida en el
S.l. es el voltamperio reactivo (VAr).
Q = Vrms I rms Sen cp
4.1.18 POTENCIA APARENTE (S)
Se define como el producto de los valores eficaces del voltaje por la corriente. Su
unidad de medida en el S.L es el voltamperio (VA)
S = Vrms I rms
3UAN CARLOS PAUCAR
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4.1.19 FACTOR DE POTENCIA (fp)
Esta es la relación existente entre la potencia activa presente en un circuito, y la
potencia obtenida de la línea de alimentación (potencia aparente)
S
4.1.20 ARMÓNICO
Se define como una de las componentes senoidales de una señal periódica
compleja. Tiene una frecuencia que es un múltiplo entero de la frecuencia de
repetición o fundamental de la señal.
4.1.21 DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD)
La regulación 004/01 del CONLEC en su Ítem 2.2.2 define la Distorsión Armónica
Tota! como sigue:
1=2 xlOO
V J
Donde:
THD: factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje.
Vi: valor eficaz (rms) del voltaje armónico "i" (para i ~ 2...40) expresados en
Voltios.
Vn: voltaje nominal del punto de medición expresado en votios.
Los límites de armónicos de acuerdo a la regulación 004/01 del CONELEC se
encuentran en el anexo 10.
En el anexo 11 se presenta el estudio realizado por la IEEE respecto a la
distorsión armónica.
' ' " " JUAN CARLOS PAUCAR
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4.1.22 PAJRPADEO (FLICKER)
El "Flicker" o parpadeo o¡s el fenómeno de variación de la intensidad luminosa que
afecta la visión humana, principalmente en el rango de frecuencias de O a 25 Hz.
Este fenómeno depende de los niveles de percepción de los individuos. Sini
embargo, se ha comprobado estadísticamente que la visión humana responde a
una curva de respuesta de frecuencia cuya sensibilidad máxima está en 8.8 Hz,
en que variaciones de 0.25% de voltaje ya producen fluctuaciones luminosas en
lámparas que son perceptibles como "parpadeo".
La regulación 004/01 del CONELEC para efectos de la evaluación de la calidad,
en cuanto al flicker dispone lo siguiente:
"Se considerará el índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en
intervalos de medición de 10 minutos, definido de acuerdo a las normas IEC;
mismo que es determinao'o mediante la siguiente expresión:
0_1+0.0525^+O.OÓ5P3+0.28P10+0.08P;o
Donde:
Psí: índice de severidad de fücker de corta duración.
POI, PI, PS, PÍO, PEO: Niveles de efecto "flicker" que se sobrepasan durante el
0.1%, 1%, 3%, 10%, 50% del tiempo total del período de observación."
Los límites del Flicker establecidos en la regulación 004/01 del CONELEC se
indican en el anexo 10.
Hasta aquí la revisión de conceptos relacionados con el análisis de calidad; a
continuación se analizan las características del analizador de perturbaciones
Memobox 300, que es el equipo con el cual se efectuaron las lecturas en los
puntos de análisis, por lo tanto es de interés conocer sus funciones principales.
~~~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR
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4.2 ANALIZADOR DE PERTUBACIONES MEMOBOX 300
El MEMOBOX 300 es un instrumento de medida para registrar los parámetros
eléctricos del sistema, supervisión de la calidad de energía y para monitorear
disturbios. Los valores registrados son almacenados dentro del equipo y la
información es descargada mediante el software CODAM Plus, este software
permite comunicar, programar y descargar los datos obtenidos por el MEMOBOX
300 a formato xls.
La tabla 4.1 muestra las funciones de este equipo.
TABLA 4.1 FUNCIONES DE MEDICIÓN MEMOBOX
Parámetros medidos
Voltaje (promedio - máx. y min.)
Comente Ll? L2, L3 (promedio - máx.)
Comente Ll, L2, L3 hasta 3000 A
Corriente neutral (promedio - máx. y min.)
Interrupciones
Evento (Dips, swells)
Potencia (P, ¡P], Q, S, promedio - máx. y min.)Factor de potencia PF
Potencia trifásica (P, |P|, Q, S, promedio.-^máx. y rnin.) Factor de potencia PF
Energía
FHcker (Pst, Plt) (IEC 61000-4-15 868)
THD Tensión (IEC 6100(M-7)
Frecuencia
Voltaje
•
•
•
•
•
•
Voltaje +Potencia
•
*
•
*
•
*
•
•
•
•
*
•
JUAN CARLOS PAUCAK
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La medición de potencia es indirecta (calculada) es decir depende de los valores
de voltaje y corriente (L1, L2, L3 y N) estos valores se promedian en la longitud
del intervalo de medición. La velocidad de respuesta depende del tiempo de
respuesta del voltaje y la corriente.
Los algoritmos matemáticos utilizados por el Analizador Memobox 300 se indican
a continuación:
Muestreo de valorespara la Potenica Activa
Potencia Activa
por intervalo
Potencia Activa TotalLl, L2, L3
Valor absoluto de la Potencia.Activa por intervalo
Valor absoluto déla PotenciaActiva Total por intervalo
.Muestreo de valorespara la Potenica R eactiva
P(t)=U{t)
Compensación del ángulode fase
1=1p =P Valor del intervalo de la fase x
P,M
Valor de 200ms
Número de 20Gms por intervalo
P vir
1=1
Q(t)=U(t+90°)-l(t+cp)
(p Compensación del ángulode fas e
~r :/U Coreección de fase (re H 1)
para la captura de Potencia Reactiva
JUAN CARLOS PAUCAR
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Potencia Reactivapor intervalo
Potencia Reactiva Totalpor intervalo
Potencia Aparenteconección Y
Potencia Aparentepor intervaloconección Y
Potencia Aparentepor intervalo
Potencia Aparente Total
conección Y
Potencia Aparente Total
Factor de potenica
Tangente
Q =77M N
Q Valor del Intervalo de la fase x
M Número de 200ms por intervalo
total
s, - u, x i,U. 200 ms rms de la fase
200 ms rms de la fase
s =--
a =11-1,S = - E S , con
total — Y
stotal
PF =Q P|
X
Q S
tanQP
Demás características y especificaciones de este equipo se muestran en e! Anexo
12.
JUAN CARLOS PAUCAR
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Una vez cumplidos los 7 días de medición, el equipo es retirado del sitio para
•descargar los datos registrados mediante el software CODAM Plus.
4.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL ALIZADORDE PERTUBACIONES MEMOBOX 300
Con los datos en formato x|s es posible aplicar las herramientas de EXCEL para
aplicar las fórmulas relacionadas con análisis de calidad, revisadas en e! índice
4.1.
Además con el fin de conocer si ia carga esta equilibrada, se calculó el
desbalance de corriente con la siguiente fórmula:
DESBALANCE DE i (%) = (lm¡ / Promedio lm T)x100
Donde:
\\~ Corriente media de la fase i
ImT - Corriente de todas las fases
Se considera que existe desbalance de corriente si el resultado de es superior al
12%.
Para completar el estudio se calculó el factor de uso del transformador (fU30) que
se define con la siguiente fórmula:
fuso~ Dmax/ Potencia instalada
Donde:
Drnax = valor de la Demanda máxima del tiempo total de medición.
Potencia instalada = es la potencia nominal del transformador en estudio.
Se considera que el transformador está sub-utÍIÍzado si el resultado es menor al
40%. Tiene un bajo factor de uso si está entre el 40 y 70%. Tiene un
funcionamiento normal entre 70 y 100%, y está sobrecargado si sobrepasa el
100%.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 100
Los resultados serán comparados con los límites establecidos en la regulación
004/01 del CONELEC para los parámetros de variación de voltaje, THD y flicker.
4.3.1 TRANSFORJN'IÁDOKES ANALIZADOS EN LA PRIMERA FASE DEESTUDIO
En una primera fase de mecjición se instalaron cuatro de estos analizadores en
los transformadores que aparentemente deberían ser reemplazados por otros de
mayor potencia. Los transformadores analizados son los siguientes:
ÍTEM1
23
4
# DE TRAPO14536145601453728232
POT(KVA)
50
5037.537,5
POT {KVA)CALCULADA
61
60
5342
DIRECCIÓNJOSÉ AGUDO Y AV. SOLANDA
PASAJE W Y JUAN MUÑESJOSÉ AGUDO Y JOSÉ DELGADO
JUAN NUNES YJOSE AGUDOCuadro 4.2 lista de transformadores analizados con e! MEMOBOX 300.
A Continuación se indica lo? resultados de los transformadores del cuadro 4.2, así
como las curvas de los valores medios de voltaje, corriente y demanda, además
se muestran las curvas de fiikcier en PU (Por Unidad).
Los resultados de las mediciones son los siguientes:
PUNTO DE MEDICIÓNDIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO:(MINUTOS)
TRAFO N° 14536JOSÉ AGUDO Y AV. SOLANDA
SE 21 PRIMARIO B14536
50
~ - - 16/03/200423/03/2004
7
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO PROMEDIODEMANDA KW; 24JO
KW38.94
65.8%45%80%
MÁXIMO
3S.9'
10
FECHA:1 8/03/2004
MINIMO
10.77
HORA:06:20:00
OBSERVACIONES
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUEU POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 101
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
FACTOR DE POTENCIA :
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%)
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE1 (%)DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE2 (%)
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA(KVA)
POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA(KVA)
PROMEDIO
0.91
117.87
117.34
117.08
116.50
118.49
117.98
117.22
133.74
148.89
162.62
-7%
7%
2.67
2.62
0.19
0.19
MÁXIMO
0.995
123.43
122.73
122.80
122.13
124.06
123.25
216.97
221.93
227.72
227.39
4.29
4.22
1.30
1.23
44.91
7.1
MÍNIMO
0.78
112.04
110.91
95.91
95.33
113.05
112.47
55.17
68.94
75.95
90.63
1.56
1.49
0.00
0.15
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE 2.9 % Y -6.7%VARIA VOLT ENTRE 2.2 % Y -7.6%
NO HAY DESBALANCE
NO HAY DESBALANCE
•
REGISTRADA A LAS 6H4018/03/2034
REGISTRADA A LAS 5H5022A /2004
Análisis:
De los resultados obtenidos en el transformador 14536 se puede apreciar que se
encuentra en condiciones normales de funcionamiento en lo que respecta a su
factor de uso.
La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -6.7% lo
cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje nominal.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido.
El flicker más alto es de 1.3, superando e! límite de la unidad Pst - 1, sin embargo
no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días, por lo que
cumple los límites de la regulación.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 102
VOLTAJES MEE*OSV
126124
122 -120118
116 -114
112110108
106104
TIEMPO
• U medio L1 • U medio l_2
DEMANCA MEDIA
o •- —
TIEMPO
•P total medio
A
250
2ÜO
CORRIENTES MEDIAS
T. rTí f, T, t?, >ííÍO f-í - Ó lr> Ó'— C-J O -— — OJ
IIIIIOTUTOOII! niiiiracii:.»»» «mili «uu »ys nnuiiiiuiuunto o o o o o o
o — -—O U) O
«Bnnnreíoii mili mi «IIP »• ooiiiiBiiiBii» «i» itiPitffiEJo o o o— q> ir> —
<vi ¿o t-í -r oO — —
TIEMPO
medio L1 • I medio L_2
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 10:
PU
0,2-
0 1m
EFECTO FLICKER
1
4.
dLJ_J/
i
1 1 ' ' 1finí 1 iMiii J I .l<#ttrt ¿
1O O O O O O Q O Q O Ot n i n m L n t n i n i n i o i ñ t n i r ) 0 0 Om ID 10ói ói ói <b" «TÍ cb" co o ñ" o Ñ-" o r^ - ri- x- CN - i - C M i- x- T-
TIEIV1 PO
1
h.
8OJ
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\
11 1 1u. .ILtliii. ni .i J
o o o o o o o oi n i n i n m i o i o m mT r - i - C O T - c O l O C M l D
X- ,- T- OJ
<er Pst l_2
PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:AL1MENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA :
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V) " •
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%):
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%l:DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):
PROMEDIO
26,18
0,90
116.69
117,23
115.84
1 1 6,39
"117,35
117,89
144,03
103,18
185,32
138,57
17%
PROMEDIO
-17%
2,71
2,39
TRAFO AEREO N° 14560PASAJE W Y JUAN NUÑES SOLANDA
SE 21 PRIMARIOS14560
50
16-mar-0423-mar-04
7
KW60,23
49,4%24%
123%MÁXIMO
60,23
0,98
121,55
122,16
120,97
121,41
122.47
122,82
350,80
246,20
392,40
290,30
MÁXIMO
4,32
3,80
10FECHA: HORA:
21-mar-04 20:20:00
MÍNIMO
11,34
0,72
110,84
111.38
108.27
109,16
111,99
112,35
72.10
48,90
91,40
70,90
MÍNIMO
1.56
1,30
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE 1 ,2 % Y -7.7%VARIA VOLT ENTRE 1 .8 % Y -7,2%
HAY DESBALANCE
OBSERVACIONES
HAY DESBALANCE
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 104
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
PROMEDIO
0,21
0,20
MÁXIMO
1.16
0,88
MÍNIMO
0,15
0,16
OBSERVACIONES
Análisis:
De los resultados obtenidos en el transformador 14560 se puede apreciar que se
encuentra sobrecargado ya que su factor de uso es del 123%.
La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -7.7% en la
fase 1 lo cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje
nominal.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido.
El flicker más alto es de 1.16 en la fase 1, superando e! límite de la unidad Pst =
1, sin embargo no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días,
por lo que cumple los límites de la regulación.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
VOLTAJES MEDIOS
124
122
- - - — 0 0 — — W O O — — ( V I O O —
TIEMPO
• U medio L1 U medio L2
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 105
DEMANDA MEDIA
TIEMPO
•P total medio
A CORRIENTES MEDIAS
TIEMPO
• I medio L1 • I medio L2
EFECTO FLICKERPU
O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O
• Ricker Pst L1 Flicker Pst L2
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 106
PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO': (MINUTOS)
TRAPO AEREO #14537JOSÉ AGUDO Y JOSÉ DELGADO
SE 21 PRIMARIOS1453737,5
16/03/200423/03/2004
710
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGA :
FACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA:
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO 'F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MAXIMO'F! (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}:
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA (KVA)
POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA (KVA)
KW
32,5765,8%
31%88%
PROMEDIO
16.40
0,91
1 1 1 ,81
1 1 1 ,74
110,88
110,85
112,45
112,40
74,01
109,83
104,53
142,90
-19%
19%
2,84
2.92
0,24
0,22
FECHA: HORA:18/03/2004 6:30:00
MÁXIMO
32.57
0,955
116,88
116,93
116.08
116,48
117,45
117,35
174,32
216.49
207,72
227,99
4,69
4.74
1,05
1,24
39.53
4.2
MÍNIMO
3,16
0,78
106,30
105,73
91,44
91,37
107,30
107,17
37,34
43,81
51,34
63.97
1,56
1.63
0,16
0,15
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE -2,6 % Y -1 1 ,5%VARIA VOLT ENTRE -2,6 % Y -11,9%
HAY DESBALANCE
HAY DESBALANCE •
REGISTRADA A LAS 6H3018A33/2004
REGISTRADA A LAS 5H5Q18/03/2CO4
Análisis;
De los resultados obtenidos en el transformador 14537 se puede apreciar que se
encuentra en condiciones normales de operación ya que su factor de uso es del
88%.
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 107
La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -11.9% en
ia fase 2, sin embargo el número de registros con valores inferiores a 108 V. es de
35 que corresponde al 3.5% del total de las lecturas por lo tanto cumple los
límites de la norma.
E! factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido.
El flicker más alto es de 1.24 en la fase 2, superando el límite de la unidad Pst =
1, sin embargo no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días,
por lo tanto cumple los límites de la regulación.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
V
140 -,
120 -
40 -
20 -
0 -cT"
VOLTAJES MEDIOS
T-XxA- v' — -\^-t ,f — ~ --v- — -^~-^x^*- -J -" - -1" -v. C^~ ^^_^_|
3 O O O O O O O Q- o m T ro ( N - i - o i o
ro O (Si CT) ío rn tb" ri óii- IN i- CN r- T-
o o o o o o o o- í T C O C N i — O l D - ^ í - t nC M O J C D m C O Í N C n C N
TIEMPO
O O O O O O O Oo i i - o m - ^ - C O O J T -óí íó ro ió" ÓJ crf (Si oí
t- (N i- ••-
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 108
DEMANDA M EDIA
O -Bo o o o o o o— f> LO -— C? IO *—C1) Ü O-j IO O ICÍ —— " (vi O i- -— W
• ^ C ^ ^ C ^ O O O C J C J O D C J O O O O O^- c o i n - - — c p i r > - ^ - c ^ i o ^ - c ^ i o — f^ vo ••— o
10 'H f ' - ! r ; ^ ( í í c o p ) i o o i o - ; ; ( y t C o í o <•> 10 oO -— -— CM O -—
TIEMPO
•P total medio
ACORRÍ ENTES MEDIAS
O O O O O D O O"~ (!> «í " <Ti "íí '~ Tí
úí —O3 CO IOw o — — w o o
o o o o o^- 03 10 --" <T>
1»^ « tu <•> líír-; "í> T.
— — M O O — — O J O - - — C-J
TIEMPO medio L1 medio L2
PUEFECTO FLICKER
o o o o o o o"T. Ti "íí ~ *S "íí ~(íj <Ü <rí úí o úí —- — Csl O — •- f-J
o o o o« 10 — (Ti«í ("í líí O
O O O
-FlickerPstLl -RicterPstLZ
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 109
PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)
TRAPO AEREO N° 28232 SOLANDAJUAN NUNES YJOSE AGUDO
S/E21 PRIMARIOS2823237,5
16-mar-0423-mar-04
710
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADOR
KW
37,7365,8%
29%
1 04%
FECHA:21-mar-04
HORA:20:20:00
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA:
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%):
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA (KVA)
POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA (KVA)
PROMEDIO
18.30
0,90
120,21
120.18
119,25
119,32
120,92
120.85
76,52
92,87
105.07
122,85
-10%
10%
2,47
2.48
0,22
0,20
MÁXIMO
37,73
0,99
125,14
125,48
124,51
124,83
125,69
126,40
186,84
190,88
204,09
21 1 ,41
3,69
3,64
0,90
0,88
41.68
9.7
MÍNIMO
7,42
0,72
114,16
114,26
112,31
112,40
115,77
115,61
32,53
36,22
48,50
56.39
1,31
1.51
0,16
.0,16
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE 4,2 % Y -4,9%VARIA VOLT ENTRE 4,5 % Y -4.8%
NO HAY DESBALANCE
NO HAY DESBALANCE
REGISTRADA A LAS 21 HCO21 ,03/2004
REGISTRADA A US 6HCO21/03/2C04
Análisis:
De los resultados obtenidos en el transformador 28232 se puede apreciar que se
encuentra en los límites de operación ya que su factor de uso es del 104%.
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 110
La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -4.8% en
la fase 2 lo cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje
nominal.
El factor de distorsión tptal por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido. Su valor más alto es de 3.69 en la fase 1.
El flicker más alto es de 0.9 en la fase 1, por io tanto no supera el límite de la
unidad Pst = 1.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
v VOLTAJES MEDIOS
110
108o a o o o o . _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _T o c - i T O W ^ r o c ' i T o r y - r o c M T o r i T o C ' - i
ai o tn i- «>
T1EMPO
- U rredio Ll U rredfo L2
W DEMANDA MEDIA
40000
35000
30000
25000
20000 -
15000
10000
5000
o o o o o o o o o o o a o a o o o o o o g a o o o o o o o o o
C ^ Ó Í O ¿ J T — i ^ - r ^ T O i ú ^ o ^ J h ^ r ^ n ^ o i O i — t D Ó J c ^ ó i í j ' O T — p ^ ^ J c o ó m oT - ^ »- T- w v - c v T - T - 1 - i - c v i - c v i ^ i - c v *-
TIEMPO
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 111
A
250
CORRÍ ENTES MEDÍAS
— o o o o —
TIEMPO
medio L1 • I medio 12
PUEFECTO FLICKER
•FückerPstL.1 •Flicker Fstl_2
4.3.2 TRANSFORMADORES ANALIZADOS EN LA SEGUNDA FASE DEESTUDIO
En una segunda fase de medición se instalaron cuatro de estos analizadores en
dos circuitos secundarios: uno en el centro de transformación y otro en la cola de
red (punto más alejado del centro de transformación) respectivamente. El cuadro
4.3 indica la ubicación de los puntos de medición.
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 112
ÍTEM'1
2
3
4
#DETRAFO
14547POT (KVA)
37.5'
POTENCIACALCULADA
45
COLA DE RED TRAFO 14547
38341 37.5 59
COLA DE RED TRAFO 38341
DIRECCIÓNJOSÉ ABARCAS Y LORENZO FLORESFINAL DEL PSJ. 122Oe4
ESTEBAN RIERA Y JACINTO ESCOBARTTE ORTIZ Y JOSÉ ABARCAS PSJ,19FINAL DEL PSJ. 17
Cuadro 4.3 Ubicación de los puntos de medición
A Continuación se indica los resultados de los transformadores del cuadro 4.3, así
como las curvas de los valores medios de voltaje, corriente y demanda, además
se muestran las curvas de flikcler en PU (Por Unidad).
Los resultados de las mediciones son los siguientes:
PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO': (MINUTOS)
TRAFO AEREO 14547JOSÉ ABARCAS Y LORENZO FLORES
S/E21 PRIMARIO B1454737,5
31-may-Q406-jun-G4
610
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITODEMANDA DEL CIRCUITO A DMAX DE LA EEQSAFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW;
FACTOR DE POTENCIA:
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%):
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):
PROMEDIO
21,72
0,95
108,91
1C9.34
107,62
108,23
109.94
110,29
97.88
112,66
128,51
141,59
-7%
7%
3.38
KW
41,9734,93
54,0%31%
114%MÁXIMO
41.97
0,99
114,18
114.83
113,45
114,14
114.61
115,42
237,50
256,00
306,90
283,20
5.61
FECHA: HORA:04-jun-04 . 20:10:0004-jun-04 19:30:00
MÍNIMO
9,12
0.87
104,61
1O4.69
96,35
96.54
105.24
105.59
41.30
44,90
59.00
59,70
1,85
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE -4,9 % Y -12,9%VARIA VOLT ENTRE -4,3 % Y -12.8%
NO HAY DESBALANCE
NO HAY DESBALANCE
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUEU POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 113
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADODISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAUE FASE 2(%):
FLICKER CORTA DURACIÓN FASS 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
PROMEDIO
3,09
0,28
0,24
MÁXIMO
4,92
0,95
0,92
MÍNIMO
1,74
0,19
0,15
OBSERVACIONES
Análisis:
De los resultados obtenidos en el transformador 14547 se puede apreciar que se
encuentra sobrecargado ya que su factor de uso es del 114%.
La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -12.8% en
la fase 2, el número de registros con valores menores a 108V es de 167, que
corresponde al 16.42% del total de los datos por lo tanto este transformador no
cumple el límite permitido por la regulación que es del 5% del total de los registros
que sobrepase las variaciones de voltaje del 10%.
Es necesario subir el tap de este transformador con e! fin de subir el nivel de!
votaje.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido. Su valor más alto es de 5.61 en la fase 1.
El flicker más alto es de 0.95 en la fase 1, por lo tanto no supera el límite de la
unidad Pst~ 1.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 114
V
cc5 O O O O O O O) v- CN fO ^T IO O -^i t - ^ - i r - t - T Í T - c r i t S i) O -i- <N O v t- O
VOLTAJES MEDIOS
.1-J" - - -*¿4f — —
o o o o o o o oCM r o ^ r i n o ' — ( M r oói ¿í cb" (b -ír T- -íí t-O - ^ l N O - ^ - l M O T -
TIEMPO
o o o o o o o o- ^ • m o - r - c M f O - t f - mc o - ^ c n t D c o c o c o o• ^ O O - ^ C M O - ^ O J
DEMANDA MEDIA
W45000
TIEMPO
•Ptotal medio
ACORRÍ ENTES MEDIAS
TIEMPO
medio L1 medio L2
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 115
EFECTO FLICKERPU
O CM 00 U) co o> tr>
-FlickerPstLI •FlickerPstL2
PUNTO DE MEDICIÓN:
DIRECCIÓN:
ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)
COLA DE RED TRAPO 14547ESTEBAN RIERA Y JACINTO ESCOBAR
S/E21 PRIMARIOS
1454737,5
01-jun-0407-jun-04
610
ANÁLISIS DE DEMANDAS KW
DEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITO 1 1,42FACTOR DE CARGA 35,9%FACTOR DE PERDIDAS 8%FACTOR USO DEL TRANSFORMADOR 31%DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA:
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A);
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%);
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%);DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
PROMEDIO
2,66
0,89
105,38
109,13
101,33
104,98
108.21
112.02
18,02
10,37
30,49
26,54
90%
10%
4,32
3,57
1,05
0,91
MÁXIMO
11,42
1,00
112,84
117,22
109,17
112,27
117,79
120,02
75,07
63,72
88,86
103,65
7,46
6.47
7,46
3,05
FECHA: HORA:06-j'un-04 19:20:00
MÍNIMO
0,86
0.74
92,27
96,95
88,48
88 18
95,01
104,32
3
1
89
69
4,98
3 18
2
1
14
93
0,37
0,24.
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE -6 % Y -23,2%VARIA VOLT ENTRE -2,4 % Y -19,3%
HAY DESBAWNCE
HAY DESBALAN CE
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 116
Análisis:
De los resultados obtenidos en la cola de red el transformador 14547 se puede
apreciar que el factor de uso es dei 31% en este punto, sin embargo esto no
quiere decir que se encuentre sub-dimensionado ya que el número de abonados
en este punto es solo un porcentaje del total de usuarios.
La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -23.2% en
la fase 1 y -19.3% en la fase 2, el número de registros con valores menores a
108V es de 220, que corresponde al 20.3% del total de los datos en la fase 2, por
lo tanto este transformador no cumple el límite permitido por la regulación que es
del 5%) del total de los registros que sobrepase las variaciones de voltaje de! 10%.
Es indispensable tomar medidas en este transformador con el fin de elevar el nivel
de voltaje, entre estas medidas esta subir el tap del transformador y cambiar el
calibre del conductor actual por el proyectado en el capítulo 3 de rediseño.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% dei valor
límite permitido. Sin embargo se puede apreciar que el THD en la fase 1 se
acerca a este valor y es de 7.46. En el anexo 13 se presentan soluciones para
disminuir el THD.
El flicker más alto es de 7.46 en la fase 1, y el número de registros que
sobrepasa el valor de uno es de 351 que corresponde al 32.4% del total de los
registros por lo tanto excede los límites de la regulación.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
JUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POUTECNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 117
VVOLTAJES MEDIOS
60-
40-
20 -
O -
« o o o o oo to o en r-j CD 10 (O OJ Oí
TIEMPO
-U medio L1 •U medio L2
DEM ANDA MSXA
12000
10000
8000 -
6000
4000 U-I—
2000
•— — (-4 O
TIEMPO
CORRIENTES MEDIAS
8 ? íi 8 ? 8¿i 3 8 2 8
TIEMPO
-1 medio L1 medio L2
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 118
PUEFECTO FLICKER
-Flicker PstL2
NOMBRE DEL CLIENTE:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DIAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)
TRAFO AEREO 38341PSJ19
S/E36 PRIMARIO3834137,5
31-may-0406-jun-04
610
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA :
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 fA)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}:
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%1:DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DÍSTORSION ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
PROMEDIO
12,31
0,92
116,79
116,73
115,76
115,66
117,70
117,67
163,32
98,02
174,12
129,76
25%
-25%
2,61
2,55
0.21
0,22
KW34,70
41 ,6%18%93%
MÁXIMO
34,70
1,00
121,97
121,87
121,42
121,16
122,48
122,38
184,85
201.75
193,05
227,97
4,11
4,14
0,94
0,91
MÍNIMO
1,78
0,56
113,22
112,78
108,37
108,66
113.92
113,66
139,24
40,43
162,43
56,68
1,45
1,43
0,15
O.15
FECHA: HORA:06-jun-Q4 20:30:00
OBSERVACIONES
VARIA VOLT ENTRE 1 ,6 % Y -5,7%VARIA VOLT ENTRE 1 ,5 % Y -6,1%
HAY DESBALANCE
HAY DESBALANCE
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 119
Análisis:
De los resultados obtenidos en el transformador 38341 se puede apreciar que se
encuentra en condiciones normales de operación ya que su factor de uso es del
93%.
La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -6.1% en
la fase 2, por lo tanto el transformador cumple con el límite permitido por la
regulación.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa e! 8% de! valor
límite permitido. Su valor más alto es de 4.14 en la fase 2.
El flicker más alto es de 0.94 en la fase 1, por lo tanto no supera el límite de la
unidad Pst = 1.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
v
124-r
108
VOLTAJES MEDIOS
-<r CN en
TIEMPO
• U medio L1 - U medio L2
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 120
DEMANCA MEDIA
W400DO -,
TIEMPO
•Ptota! medio
CORRIENTES MEDIAS
8 Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q P Q Q Q Q Q Qo o o o o o o o o o o o o o o o s a o o o o
TIEMPO
-1 medio L1 —— I medio L2
EFECTO FLICKERPU
TIEMPO
•Ricker PstLl • Ricker Pst L2
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 121
NOMBRE DEL CLIENTE:DIRECCIÓN:ALÍMENTADOR CONECTADO: 'N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)
COLA DE RED TRAPO 38341FINAL PSJ 17
S/E36 PRIMARIO3834137,5
01-jun-Q407-jun-04
6
10
ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
DEMANDA KW:
FACTOR DE POTENCIA:
VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)
VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)
VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F2 (V)
CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):
CORRIENTE PROMEDIO FASE 2 (A):
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)
CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F2 (A)
DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%):
DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2 -.(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2
PROMEDIO
2,40
0,92
113,99
115.41
110.39
112,28
116,52
117,96
14,35
8,86
34.86
22,73
24%
-24%
3,33
2,97
0,87
0,74
KW FECHA: HORA:11,65 06-¡un-04 21:20:00
29,6%6%
31%
MÁXIMO
11,65
1,00
120,53
120,74
117,93
118,70
122,19
123.95
66,16
45,72
112.48
77,15
5,68
4,94
2,24
2,18
MÍNIMO
0,56
0,74
104,80
105.68
98,36
101,04
109,78
111,16
2,37
2,22
6.97
3,21
1,51
1,78
0,30
0,35
OBSERVACIONES
•
VARIA VOLT ENTRE 0,4 % Y -12,7%VARIA VOLT ENTRE 0,6 % Y -11,1%
HAY DESBALANCE
HAY DESBALANCE
Análisis:
De los resultados obtenidos en la cola de red del transformador 38341 se puede
apreciar que se su factor de uso es del 31%. No obstante cabe aclarar que el
transformador alimenta solo, a un porcentaje de los usuarios totales conectados a
este transformador.
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La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -12.7% en
la fase 1, sin embargo el total de registros fuera del límite no sobrepasa el 5%
establecido en la norma.
El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor
límite permitido. Su valor más alto es de 5.68 en la fase 1.
El flicker más alto es de 2.24 en la fase 1, el número de registros que supera el
valor de 1 es de 212 y representa el 21.2% del total de registros. El flicker más
alto en la fase 1 es de 2.18, el número de registros que supera el valor de 1 es de
104 y representa el 10.4% del total de registros. Por consiguiente no cumple el
límite de flicker establecido en la regulación.
Las curvas del análisis anterior son las siguientes:
v VOLTAJES MEDIOS
125
120 -
115 -
110 -
O O O O O O O O O O O O O O G O O O O O O O O O O O O O* " *
105
100
TIEMPO
•U medio L1 —- U medio12 [
JUAN CARLOS PAUCAR
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DEMANDA MEDIA
o (o o en t~- o ai f- co t»
T-* , , medio
CORRIENTES MEDIAS
(NJ O> LO
TIEMPO
•I medio L1 medio L2
PU EFECTO FL1CKER
o <••> oí co-r- (NI
TIEMPO
O IM O) UD CM
-FlickerPstL! •FHckerPstL2
JUAN CARLOS PAUCAR
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4.4 SATISFACCIÓN DE CONSUMIDORES
El índice de Satisfacción de Consumidores, propuesto por el CONELEC en la
regulación 004/01 en su ítem número 4.4, el cual establece lo siguiente:
Para evaluar la satisfacción de los Consumidores en relación-con el suministro del
servicio, se utilizará la siguiente expresión:
Com.T
Donde:
ISC: índice de satisfacción de los consumidores en porcentaje.
Com.S: Número de Cqnsumidores, de los encuestados, que se encuentran
satisfechos con el servicio prestado por el Distribuidor.
Com.T: Número de Consumidores encuestados.
Este índice de Satisfacción de los Consumidores se calculará para los siguientes
aspectos:
1. Variación de voltaje
2. Flicker o parpadeo
3. Frecuencia de inferrupciones
4. Duración de las interrupciones
5. Atención a solicitudes de servicio
6. Atención de reclamos
7. Facturación
8. Facilidades de pago de facturas
9. Imagen institucional
En el presente trabajo se encuesto los ítems 1, 3, 4 y 9 ya que están relacionados
con ef estudio de Caüdací del Producto que es el objetivo de este estudio.
' ~ ~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 125
El cuadro 3.6 del capítulo 3, muestra el cómputo de la encuesta realizada en lo
referente a calidad de la energía.
INTERRUPCIONES PE SUMINISTRORARA 'VEZ
OCASIONAL FRECUENTES
31 20 31RESTITUCIÓN
12H 6H 3H 1H20 17 18 27VARIACIONES DE VOLTAJE
IMPERC5PT NOTORIAS MUYNOTOR34 25 23
SERVICIO DE LA E.E.Q. S.A.MUYBUENO
BUENO REGULAR MALO PÉSIMO
48 30 O O
TOTAL DE ENCUESTAS 82
La regulación mencionada no establece el parámetro para definir a un
Consumidor Satisfecho, por lo que se considerará a un Consumidor Satisfecho
cuando cumpla lo siguiente:
- Las interrupciones de suministro sean rara vez u ocasional esto implica
que la frecuencia de interrupciones es mayor a un mes.
- La restitución del suministro sea menor a 3 horas, que corresponde a la
reposición del suministro después de una interrupción individual, para una
Densidad Demográfica Alta que está establecida en el ítem 4.2.7 de la
regulación en cuestión.
- La variación de voltaje sea imperceptible.
- El servicio de la EEQ SA. Esté dentro del rango bueno y muy bueno. Esto
para evaluar la imagen institucional.
En cuanto a los límites la regulación establece que el Distribuidor cumple
satisfactoriamente con este índice, cuando !os valores obtenidos de las•\, para el iSC, son iguales o mayores al 90%.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 126
El cuadro 4.4 se muestran los resultados del ISC (índice de satisfacción de los
consumidores en porcentaje). El número de encuestas, corresponde a las
encuestas dentro del parámetro considerado como aceptable para un Consumidor
Satisfecho. Esto de un total de 82 encuestas.
PARÁMETRO
VARIACIÓN DE VOLTAJE
FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES
DURACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES
IMAGEN INSTITUCIONAL
No. DE
ENCUESTAS
34
51
45
52
ISC (%)
41.5
62.2
54.9
63.4
CUMPLE
NO
NO
NO
NO
Cuadro 4.4 índice de Satisfacción de los consumidores en porcentaje
Como se puede apreciar en el cuadro 4.4, ninguno de los parámetros cumple con
los límites señalados en la regulación.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 127
CAPITULO 5
5 CONCLUSIONES Y KECOMENDACIONES
- Como se puede apreciar en las fotos del anexo 4 es necesario hacer una
remodelación de las redes de baja tensión, las cuales son antitécnicas y
actualmente constituyen un riesgo para las personas, las mismas que por
ganar mayor espacio no respetan las ordenanzas municipales y construyen
sus viviendas muy cerca o sobre las redes de BT, incluso se puede
apreciar que hay postes y conductores dentro de las propiedades.
Para evitar que los consumidores sigan construyendo sus viviendas muy
cerca de las redes eléctricas se recomienda al 1MQ considerar las
distancias de seguridad de las Normas de la EEQ SA. para la aprobación
de ios planos de construcción. En este sentido la EEQ SA. ha elaborado
una hoja informativa gráfica, en donde se alerta a los consumidores de la
peligrosidad de construir las terrazas y volados cerca de las redes de Baja
y Media tensión, este informativo se.reparte en los centros de recaudación.
- De los resultados del cuadro 3.9 que muestran el costo total de cada
proyecto se puede apreciar que la relación de rediseñar las redes de BT
utilizando ductos subterráneos (estructura subterránea) a utilizar cable
trenzado (estructura aérea) es de 1.6 veces para cable trenzado
cuádruplex calibre 3/0 AWG, y de 4 veces cuando se utiliza cable
trenzado cuádruplex calibre 1/0 AWG. Por consiguiente se recomienda
remodelar con ductos subterráneos en las zonas donde el calibre del
conductor aéreo sea mayor a 2/0 AWG en caso contrario se debe utilizar
los ductos subterráneos solo en casos estrictamente necesarios ya que el
costo del proyecto en estos casos se eleva hasta cuatro veces más.
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 128
La EEQ SA. trabaja en conjunto con el FERUM (Fondo de Electrificación
Rural Urbano Marginal) en proyectos de rediseño, este organismo financia
con 600 USD por consumidor en sectores con servicio y con 1000 USD en
sitios sin redes eléctricas, en cuanto al alumbrado público el FERUM
aporta hasta con el 15% del costo de! proyecto y el resto debe financiarlo la
Empresa Distribuidora. De la tabla 3.9 se tiene que el costo total de
remodelación de las redes del Sector 4 de Solanda es de USD 28, 997.07
e involucra a 1472 consumidores, por consiguiente este es un proyecto
factible a ser aprobado por el FERUM.
Con los resultados de las encuestas para evaluar la carga actual instalada
y luego calcular la DMU del Sector 4 de Solanda se pudo comprobar el
acierto de las Normas de la EEQ SA. que ubica en el rango de 4 - 2 KVA,
la DMU para usuarios tipo C. El valor de la DMU calculada a partir de esos
datos fue de 2.03 KVA y la DMUp 2.91 KVA
Con la ayuda del programa computaciona! DISREQ se pudo comprobar
que los transformadores de distribución analizados se encuentran en el
centro de carga, a excepción de los transformadores con número de
empresa 14547 y 14536 los cuales necesitan ser reubicados a los puntos
indicados en sus respectivos proyectos, esto con el fin de mejorar las
caídas de tensión calculadas en el primer caso y calculadas y medidas en
el segundo caso.
De los cuatro transformadores analizados en la primera fase de estudio se
comprobó que el transformador No E = 14560 de 50 KVA tiene un factor de
uso del 123% por lo que se recomienda cambiar este por uno de 60 KVA
con lo que el factor de uso sería del 103%, cabe señalar que un
transformador opera en condiciones normales hasta un factor de uso del
110%, por lo que la potencia recomendada para este transformador
operaría sin ningún inconveniente. Las mediciones realizadas en el resto
de transformadores en esta fase de estudio señalan un factor de uso entre
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' 129
e! 80% y el 104% que Índica que estos se encuentran en condiciones
normales de funcionamiento.
Las potencias calculadas en el Sistema DISREQ fueron superiores a las
potencias nominales instaladas, este error de cálculo se debe a que el
Sistema DISREQ se basa en las Normas de la EEQ SA. que utiliza la
siguiente expresiqn para calcular la potencia del transformador:
KVA (t) =FD 100
Donde:
N = Número fie usuarios alimentados por el transformador
DMUp = La demanda máxima unitaria proyectada
FD = Factor de diversidad (Anexo 1)
(%) = El porcentaje de acuerdo al tipo de usuario
DMe - Demanda máxima correspondiente a cargas especiales
De esta expresió.n se puede observar que mientras el FD aumenta la
potencia disminuye y viceversa, este factor es el que debe revisarse en las
normas para no sobredimensionar los transformadores de distribución. En
cuanto a los otros parámetros de la fórmula no presentan inconvenientes y
están bien considerados,i
En la segunda fase de estudio se comprobó que el transformador con No E
= 14547 de 37.5 HíVA, tiene un factor de uso del 114% por lo tanto debe ser
reemplazado por uno de mayor potencia, en este caso se recomienda un
transformador de 50 KVA. En cuanto a la cola de red del circuito que
alimenta este transformador se comprobó que no cumple con los límites de
caída de tensión de la regulación 004/01 del CONELEC y tampoco cumple
con los límites de caídas de tensión de las normas de la EEQ SA. que es
del 3.5%, para solucionar este problema se recomienda reubicar al
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 130
transformador al centro de carga y aumentar el calibre del conductor, estos
cambios constan el respectivo proyecto.
Con la remodelación de las redes eléctricas de BT se logra mejorar la
topología de la red y a la vez se brinda seguridad y buena calidad de
servicio al consumidor final.
Del estudio de Calidad de Energía-realizado se puede apreciar que sí bien
ninguna medición incumple la regulación 004/01 del CONELEC en lo
referente a THD y Flicker estos se están acercando a los límites expuestos
en la regulación, el motivo de estos resultados es el incremento de
artefactos eléctricos y electrónicos con control digital ya que internamente
utilizan dispositivos de electrónica de potencia, es decir presentan una
carga no lineal, ejemplo de esto son las computadoras, microondas y
lavadoras, que como se puede apreciar en el cuadro 3.5, alrededor del
40% de los encuestados disponen de estos artefactos. El anexo 13
muestra medidas para disminuir las Distorsión Armónica.
Se recomienda proseguir con el estudio de Calidad de Producto y
Remodelación de Redes de Baja Tensión en los otros tres sectores de
Solanda a fin de establecer los transformadores que están sobrecargados y
las redes que deben ser remodeladas, todo esto para que la EEQ SA,
cumpla con la Regulación 004/01 del CONELEC, que como se puede
apreciar en el cuadro 4.4 no cumple con los índices de Satisfacción de los
Consumidores (ISC) y en varios casos tampoco cumple con los límites de
variación de voltaje y flicker.
En planes de vivienda y conjuntos habitacionaies nuevos se recomienda
utilizar cable trenzado cuádruplex, especialmente en los pasajes estrechos,
esto brinda seguridad a los consumidores y mejora la estética del conjunto,
además que es de cuatro a cinco veces menos costoso que una instalación
subterránea de Bajo Voltaje.
DUAN CARLOS PAUCAR
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 13 1
BIBLIOGRAFÍA
BRIONES V1ZUETE, Rodrigo - FREIRÉ, Luis - Reconfiguración de Circuitos de
Distribución 13.8 kv del Área de Servicio Urbana de la Ciudad de Riobamba. EPN
Quito 2003
BARROSO BAÑO, Juan. Guía para el Diseño y Construcción de Redes de
Distribución Subterránea de Baja hasta 600V para la EEQ SA. EPN Quito 2002.
NORMAS PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ SA. Partes A y B1979
REGULACIÓN N° CONELEC 004/01. Mayo 2001
LANDIN M. Líneas Eléctricas Subterráneas. México 1996
INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE REDES SUBTERRÁNEAS. Dpto de
Fiscalización de la EEQ SA. Quitol983
ENCICLOPEDIA DE LA CONSTRUCCIÓN. Técnicas de Construcción. Tomo 4 1979
ARMÓNICOS IEEE 519 Preparado por Thomas DE A. Corto Energice Tecnologías, S.A.
para el Consejo Eléctrico de Nueva Inglaterra Septiembre 17, 1992 Traducción: Ing. Jaime
Vázquez Parada Marzo 1998
www. conelec. gov. ec
www. procobreecuador. org
http://members.tripod.com/IaimeVp/Electricidad/annonico519.htm
JUAN CARLOS PAUCAR
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CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 132
ANEXOS
3UAN CARLOS PAUCAR
ANEXO 1
FACTORES DE DIVERSIDAD PARADETERMINACIÓN DE DEMANDAS MÁXIMASDIVERSIFICADAS
EMPRESA
ELÉCTRICA '
QUITO S.A.
NUMERO
DE
USUARIOS
1
2
3
4
5
6
78910
11
12
13
14 '
15
16
17
18
19
20
21
222324
25
PARÁMETROS DE DISEÑO
FACTORES DE DIVERSIDAD PARA DETERMINACIÓN
DE DEMANDAS MÁXIMAS D [VERSIFICADAS
USUARIO TIPO
A
1
1,00
1,50
1,78
2,01
2,19
2,32
2,44
2,54
2,61
2,66
2,71
2,752,79
2,83
2,86
2,88
2,90
2,92
2,93
2,94
2,95
2,96
2,97
2,98
2,99
B y C
2
1,00
1,31
1,50
1,63
1,72
1,83
1,89
1,96
2,01
2,05
2,09
2,11
2,14
2,17
2,192,20
2,21
2,23
2,25
2,27
2,28
2,29
2,30
2,31
2,33
D y E3
1,001,23
1,34
1,411,471,521,561,581,60
1,621,631,641,651,661,671,68
1,68
1,69
1,69
1,69
1,69
1,70
1,70
1,70
1,70
NUMERO
DE
USUARIOS
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
APÉNDICE: A-11-D
USUARIO TIPO
A
1
3,00
3,01
3,023,03
3,04
3,043,05
3,05
3,06
3,06
3,07
3,07
3,08
3,08
3,09
3,09
3,10
3,10
3,10
3,10
3,10
3,10
3,10
3,10
3,10
B y C2
2,35
2,36
2,382,39
2,40
2,41
2,42
2,43
2,44
2,45
2,45
2,46
2,46
2,47
2,47
2,48
2,48
2,49
2,49
2,49
2,49
2,49
2,50
2,50
2,50
D y E3
1,711,71
1,711,71
1,71
1,721,721,721,721,731,73
1,731.73
1,73
1,73
1,73
1,73
1,73
1,73
1,731,73
1,731,731,731,73
ANEXO 2
PLANO GENRAL DE SOL AND A
L—* FE
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S.A.gorro -
BARRID SüLANDA
SECTDR1 SE;CT[]R 2
SECTGR 4
•1QYECTD<a(S; cnupo o. L aIBUJOi
JU*N CARLOS PHUCAB
INVENTARIOS
Y AVALÚOS
"55IECX : 4000
KAKRO *OG4
ANEXO 3
REPORTE DE DISTRIBUCIÓN DEL SECTOR 4DE SOL AND A
ft
REPORTE DE DISTRIBUCIÓN POR ÁREA SELECCIONADA
BARRIO : SOLANDA - SECTOR 4
FECHA VALORACIÓN: 30/12/2003
FECHA ACTUAL: 13/03/2004
CONDUCTORES
CÓDIGO
AA1X1/0AA1X1/0(2)
AA1X2
AA1X2(1/0)
AA1X2(2)
AA1X2(4)
AA1X4
AA2X1/0(2)
AA2X2
AA2X2(4)
AA2X2/0
AA2X2/0(1/0)
AA2X2/0(2)AA2X3/0(1/0)
AA2X4
AA3X1/0(1/0)
AA3X1/0(2)
AA3X2
AA3X2(1/0)
AA3X2/0
AA3X2/0(1/0)
AA3X3/0
AA3X3/0(1/0)
AA3X3/0(2/0)
BU2X1/0(2)
BU2X2(4)
CCF-32
CF
CU1X6
CU2X8
DESCRIPCIÓN
COND. AAAC 1 F. 1/0 AWG
COND. AAAC 1 F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWGCOND. AAAC 1F. 2 AWG
COND. AAAC 1F. 2 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 1 F. 2 AWG; NEU. 2 AWG
COND. AA^C 1 F. 2 AWG; NEU. 4 AWGCOND. AAAC 1F. 4 AWG
COND. AAAC 2F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 2 AWG; NEU. 4 AWGCOND. AAAC 2F. 2/0 AWG
COND. AAfC 2F. 2/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 2F. 2/0 AWG; NEU. 2 AWG
COND. AAAC 2F. 3/0 AWG; NEU. 1/0 AWG
COND. AAAC 2F. 4 AWG
COND. AAf\ 3F. 1/0 AWG; NEU. 1/0 AWG
COND. AAAC 3F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWG
COND. AAAC 3F. 2 AWG
COND. AAAC 3F. 2 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 2/0 AWG
COND. AAAC 3F. 2/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWG; NEU. 2/0 AWGCOND. CU; 2F. 1/0 AWG TTU; NEU. 2 AWGCOND. CU, 2F. 2 AWG TTU; NEU. 4 AWGCONTACTOR CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA 32 ACÉLULA FOTOELÉCTRICA.
COND. CU, 1F. 6 AWGCOND. CU! 2F. 8 AWG
CANTIDAD (M)
33.29
24.32
1017.92
256.39
33.49
9.67
4180.76
776.63
83.86
29.70
27.19
97.74
20.79
3001.72
302.33-
19.81
45.74
137.98
8.21
45.74
122.64
87.58
136.70
279.66
196.56
38.65
6.00
2.00
52.96
56.97
' SECCIONADORES
CÓDIGO
MVF1-100
MVF2-1 00
MVF2-B
MVF2-B-200
MVF2-B-300
MVI-2-135
DESCRIPCIÓN
SECC. FUSIBLE; 22KV; 1F; 100 ASECC. FUSIBLE; 22KV; 3F; 100 ASECC. DE BARRA TRIF. 23Y/13.2 KV
SECC. BARRA; 23KV; 3F; 200 ASECC. BARRA; 23KV; 3F; 300 A
INTERRUPTOR TRIPOLAR; 22~.8'KV, 135 A
CANTIDAD
711112
; TRANSFORMADORES
MVT3*-25
MVT3*-50
MVT3-10
MVT3-25
MVT3-37.5
MVT3-50
MONT. TRÁFO. MONOF. 25 KVA-13.2Y/23KV
MONT. TRÁFO. MONOF. 50 KVA-13.2Y/23KV
MONT. TRAFO. MONOF. 10 KVA-23Y/13.2KV
MONT. TRAFO. MONOF. 25 KVA-23Y/13.2KV
MONT. TRAFO. MONOF. 37.5 KVA-23Y/13.2KV
MONT. TRAFO. MONOF. 50 KVA-23Y/13.2KV
212
2
13
17
CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANTIDAD
POSTESPE-HPH-1 0,0-575PH-11.5PH-1 1,5-500PH-11, 5-575PH-8,5PH-9,0
PH-9, 0-350PH-9,0-500
PH-9,0-575
PH-9.0-AP
POSTE METÁLICO 3-6m LONGITUDPOSTE DE HORMIGÓN 10. OM LONGITUD, 575 KG
POSTE DE HORMIGÓN 11.5M LONGITUD, Kg DESCONOCIDO
POSTE DE HORMIGÓN 11.5M LONGITUD, 500 KGPOSTE DE HORMIGÓN 11. 5M LONGITUD, 575 KGPOSTE DE HORMIGÓN 8.5M LONGITUDPOSTE DE HORMIGÓN 9.-OM LONGITUD, Kg DESCONOCIDOPOSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 350 KG
POSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 500 KG
POSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 575 KGPOSTE HORMIGÓN A.P. 9MTS.
12
143
18
14
1
127
10
24
49
1
; ESTRUCTURAS
RB1-1-HRB1-2-HRB1-4-HRB1-5-HRB2-4-HRB3-1-HRB3-2-HRB3-4-HRB3-5-HRB4-1-HRB4-2-HRB4-4-H
RB4-5-H
RCF-2
RCF-2/0
RCF-3/0
RCF-4
RVA1-D-H
RVA1-H
RVA2-HRVA3-H
RVA5*-HRVB1-HRVB4-HRVU1-HRVU2-HRVU3-HRVU4-HRVU5-HT1-1-H-2T1-M-22.8
ESTR. TAN O ANG PARA NEUTRO-HORMIGONESTR. SECUN: TAN o ANG. 2VIAS-HORMIGONESTR. SECUN; TAN o ANG. 4VIAS-HORMIGONESTR. SECUN; TAN SVIAS-HORMIGONESTR. SECUN; ANG 4 VÍAS HORMIGÓN
ESTR. SECUN; DOB. RET.PARA NEUTRO-HORMIGONESTR. SECUNÍ DOB. RET. 2VIAS-HORMÍGON
ESTR. SECUN, DOB. RET. 4VIAS-HORMIGON
ESTR. SECUN^ DOB. RET. 5VIAS-HORMIGONESTR. SECUN! TERM PARA NEUTRO-HORMIGON
ESTR. SECUN; TERM 2VIAS-HORM1GON
ESTR. SECUN, TERM 4VIAS-HORMIGONESTR. SECUN: TERM SVIAS-HORMIGONRELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA. FASE 2
RELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA. FASE 270RELÉ CON CE(_ULA FOTOELÉCTRICA FASE 3/0RELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA FASE 2ESTR. TAN-DQB. TRIF.23 KV-HORMIGON
ESTR. TAN.TR)F 22.8 KV-HORMIGON
ESTR. ANG.TRlF 22.8 KV-HORMIGON
ESTR. RET. TRIF 22.8 KV-HORMIGON
ESTR. TERM. BJF. PIN 22.8 KV-HORMIGONESTR. TAN. EN. VOLADO.22.8KV. HORMIGÓNESTR. TERM. TRIF. VOLADO 22.8KV-HORMIGONESTR. TAN. MONOF.22.8KV-HORMIGON
ESTR. ANG .MONOF.22.8KV-HORMIGON
ESTR. RET.MQNOF.22.8 KV-HORMIGONESTR. TERM .MONOF.22.8KV-HORMIGONESTR. TERM.R'IN. MONOF. 22.8KV HORMIGÓN
PUESTA ATIERRA CABLE NO. 2 -HORMIGÓN
MALLA DE PUESTA A TIERRA 22.8 KV
28
23
114
10
1
5
2
52
2
4026
146
6
2
1
23
3
1
17
5
2
1
8
1
52
8
5
20
26
139
1
ANEXO 4
FOTOS DE LA Í^ED DE BT EN EL SECTOR 4 DE1 SOLANDA
t
ANEXO 5
RESULTADOS DE LAS ENCUESTASREALIZADAS
Página 1 de 2
CARGA INSTALADAENCUES'
1
23456789
10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152535455
PTOS ILUM
621
• 12181520
748948
305
246
25108
12141015201816252120141612141018
91213122412128
2068
1524
610122012
818
PTOS T.CORF
6
2020121515103674
10305
218
2510
812251015252016252010141615141021
614151224
9126
206
101524
6101016126
18
DUCHA E.
1
2
1
23
31
21
131112
113
222142311121
121123
: 21
¡ 1' 1• 1j 1
21
1 12
' 21
' 2
MICROON
1
1
1
2
12
1
1
1
2
1
1
1
1
1
EQUI. SON
1
212331111123131111221243233322221312213322211331124111
BOMBA A
1
COMPU.
1
1
1
1
1
1
1
2
111
1
1
1
21
1
11
1
1
1
1
1
TV
1
422342222123352413241334343322262324233322212322124112
REFRl
1
222331121123131211
2112223
2321121322213321211221122112
LAVAD.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
TOTAL (KW)
3.078.66
4.225.7
8.1510.13.121.024.643.060.933.889.452.856.753.847.6
1.654.114.94
12.541.658.05
10.457.486.37
118.518.554.086.523.82
10.583.8
3.695.2
6.164.084.598.137.115.843.046.3
2.673.184.958.381.325.555.626.564.291.297.96
Página 2 de 2
ENCUES
56
5758596061626364656667686970717273747576777879808182
PTOS ILUM
35
812
. 257
1514101210106
14151612201421121510
6126
1212
PTOS T.CORF
30
61221
7211416151010
6161516122010211615106
126
1212
DUCHA E.
1
1
1
' 3' 1' 1' 21 1
2211132
31321111211
TOTAL
MICROON
1
1
1
1
1
1
1
EQUl. SON
3
1
1
311211121222141321211122
BOMBA A COMPU.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
TV
223312212212422142331211123
REFRI
2
1
1
3111111211121413212
1
1
1
21
LAVAD.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
25 37 27PROMEDIO DE CARGA INSTALADA (KW}
TOTAL (KW)
8.8
2.944.09
11.013.696.665.383.515.62
4.83.852.82
4.87
6.321.8910.75.449.277.233.754.1
2.674.894.174.344.29
5.50
'*;
EN
CU
ES
TA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41
INT
ER
RU
PC
ION
ES
DE
SU
MIN
IST
RO
RA
RA
VE
Z
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
OC
AS
ION
AL
X X X X X X X X X
FR
EC
UE
NT
ES
X X X X X X X X X X X X X
RE
ST
ITU
CIÓ
N12
H
X X X X
6H X X X X X X X X X
3H X X X X X X X X X X X
1H X X X X X X X X X X X X X X X X X
VA
RIA
CIO
NE
S D
E V
OL
TA
JE
IMP
ER
CE
PT
X X X X X X X X X X X X X X X X X
NO
TO
RIA
S
X X X X X X X X X X X X X X X X
MU
Y N
OT
OR
X X X X X X X X
SE
RV
ICIO
DE
LA
E.E
.Q. S
.A.
MU
Y B
UE
NO
X X X X
BU
EN
O
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
RE
GU
LAR
X X X X X X X X X X X
MA
LO
PÉ
SIM
OPág
ina
1 de
3
Pág
ina
2 de
3
EN
CU
ES
TA 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79
INT
ER
RU
PC
ION
ES
DE
SU
MIN
IST
RO
RA
RA
VE
Z
J
X X X X X X X X X X X
OC
AS
ION
AL
X X X X X X X X X X X
FR
EC
UE
NT
ES
X X X X X X X X X X X X x- X X X
RE
ST
ITU
CIÓ
N12
H
X X X X X X X X X X X X X x- X X
6H X X X X -- X X
3H X X X X X X
1H X X X X X X X X X X
VA
RIA
CIO
NE
S D
E V
OLT
AJE
IMP
ER
CE
PT
X X X X X X X X X X X X X X X X X
NO
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S
X X X X x- X X X
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Y M
OT
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X X X X X X X X X X X X X
SE
RV
ICIO
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LA
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MU
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EN
O
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
RE
GU
LAR
X X X X X X X X X X X X X
-
X X X X
MA
LOP
ÉS
IMO
EN
CU
ES
TA 80
81 82
RE
SU
L
INT
ER
RU
PC
ION
ES
DE
SU
MIN
IST
RO
RA
RA
VE
Z
X
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OC
AS
ION
AL 20
FR
EC
UE
NT
ES
X X
31
RE
ST
ITU
CIÓ
N12
H 20
6H X X
17
3H X
18
1H 27
VA
RIA
CIO
NE
S D
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OLT
AJE
IMP
ER
CE
PT 34
NO
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S
X
25
WJY
NO
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R
X X
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BU
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3 de
3
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DO
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RU
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MIN
IST
RO
RA
RA
VE
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OC
AS
ION
AL 20
FR
EC
UE
NT
ES 31
RE
ST
ITU
CIÓ
N12
H 206H
173H
18
1H 27
VARI
ACIO
NES
DE V
OLT
AJE
IMP
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PT 34
NO
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S 25
MU
Y N
OT
OR 23
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RV
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BU
EN
O 4
BU
EN
O 48
RE
GU
LAR 30
MA
LO
0
PÉ
SIM
O
0
Página 1 de 4CARGA INSTALADA POR PASAJE
.f
DENGUES.123456789
101112
TOTAL (KW)3.07
' 8.664.225.7
8.1510.13.121.024.643.060.933.88
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
0.931.023.063.073.123.884.224.64
5.78.158.6610.14.7
CARGA INSTALADA (KW)
2 3 4 5 6 7
ENCUESTA
10 11 12
# ENCUES.
13
141516171819
TOTAL (KW)9.452.856.753.847.6
1.654.11
DATOSORDENADOS
(KW)
1.652.853.844.116.757.6
9.45PROM KW 5.2
# ENCUES.
2021
22
TOTAL (KW)4.94
12.541.65
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
1.654.94
12.546.376667
CARGA INSTALADA (KW)
CARGA [MSTALADA (KW)
14.00
12.CO
10.00
8.CO
6.00
4.CQ
2.00
0.00
ENCUESTA
Página 2 de 4CARGA INSTALADA POR PASAJE
# ENCUES.232425
TOTAL (KW)8.05
10.457.48
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
7.488.05
10.458.66
CARGA INSTALADA (KW)
ENCUESTA
# ENCUES.262728
TOTAL (KW)6.37
118.51
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
6.37
8.5111
8.626667
CARGA INSTALADA (KW)
ENCUESTA
# ENCUES.29303132
TOTAL (KW)8.554.086.523.82
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
3.824.086.528.55
5.7425
CARGA INSTALADA (KW)
Página 3 de 4INSTALADA POR PASAJE
# ENCUES.333435363738
TOTAL (KW)10.58
3.83.695.2
6.164.08
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
3.69
3.84.085.2
6.1610.585.585
# ENCUES.39404142
TOTAL (KW)4.598.137.115.84
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
4.595.847.118.13
6.4175
CARGA INSTALADA (KW)
*
V""*. — -*
1 2 3 4 5 6
ENCUESTA
CARGA INSTALADA {KW)
3 S* 4. * ~~ *
1 2 3 4
ENCUESTA
# ENCUES.- 43
44454647484950
TOTAL (KW), 3.04
6.3
2.673.184.958.381.325.55
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
1.32
2.673.043.184.955.556.3
8.384.42375
CARGA INSTALADA (KW)
4 5
ENCUESTA
# ENCUES.5152535455565758
TOTAL (KW)5.626.564.291.297.96
8.82.944.09
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
1.29
2.944.094.295.626.567.96
8.85.19375
CARGA INSTALADA (KW)
4 5
ENCUESTA
Página 4 de 4CARGA INSTALADA POR PASAJE
# ENCUES.59606162636465666768
TOTAL (KW)11.013.696.665.383.515.624.8
3.852.82
4.8PROMKW
DATOSORDENADOS
(KW)
2.823.513.693.854.84.8
5.385.626.66
11.015.214
# ENCUES.6970717273747576
TOTAL (KW)7
6.321.8910.75.449.277.233.75
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
1.893.755.446.32
77.239.2710.76.45
# ENCUES.777879808182
TOTAL (KW)4.1
2.674.894.174.344.29
PROM KW
DATOSORDENADOS
(KW)
2.67
4.1
4.174.294.344.89
4.076667
CARGA INSTALADA (KW)
4 5 6 7
ENCUESTA
10
CARGA INSTALADA (KW)
3 4 5 6 7
ENCUESTA
CARGA INSTALADA (KW)
3 4ENCUESTA
ANEXO 6
PLANO DE LOS CIRCUITOS DE BAJATENSIÓN SECUNDARIOS ANLIZADOS
ANEXO 7
PLANOS DE REMODELACIÓN DE LASREDES DE BAJA TENSIÓN
SIMBOLOGIA
Torre de TransfarnacISn existente
37.5 KVA - 1 0
Na E 3S341
Red de B.T., 10, 2X1/OC25AAAC +1X6AAAC aser cambiada por ¿Xl/Q-TREN-CUAD-ASC
0
Red de baja -tensión
y alunbrado existente .
Red Subterránea existente
Paste H.a ,11.5n existente
Paste H.a ,9n existente
PROYECTO;REMQDELACiON
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUADOR
REMODELfVCION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOL^NDA SECTOR 4
ATí 22. BK V
TIPO DE INSTALACIÓN: A£REA TENSIÓN: nr: j-w/uo v
DIBUJO:U CT: F=
ESCALA:
REFERENCIA:
OFICINA:REV. DE PROYECTOS
PROYECTO No. Q-]text
FECHA'
HOJA:1
ARCHIVO:
SUBESTACIÓN:EPUCAGHIMA
PRIMARIO: 21 B
AGQSTO-2QH
DE:1
CAJoN:
No.FACTIBILIDAD No.
SIMBOLOGIA
Torre de Transfornaclón existente
No E 14551
50 KVA - 1 í
Red aerea oíe'B.T., IF.aser sustituido por red subterránea BUHX2/QG/Q)+ BUHX6
RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTD
HE CEHENTRD S VÍAS t
POZO DE REVISIDN , 60x60x60 en
Red de baja tensión
y alumbrada existente
Red Subterránea existente
Paste H.a ,ll,5n existente
Poste H.a. ,~9n existente
PROYECTO-. 2REUO DELACIÓN
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SA.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m"«o/u¿v
DIBUJO:
ESCALA
REFERENCIA:
PROYECTO Nn. Q^
FECHAi
HOJA: DE:1 1
OFICINA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21B
No,FACTIB1UDAD No.
SIMBOLOGIA
CTE-K >
-x—
Tarre de Transf ormactán a reublcarse
37,5 KVñ - 10No E 14547
Red de B.T., 10, 2X3/Oa/Q>AAAC aser canblada par AS2X4/QC2/0)
Red de B.T., 19, 2XVO<2)AAAC +1X6AAAC aser cambiado, par IXl/a-TREN-CUAD-ASC 0
Red de bajo, "tensión
y alumbrado existente
Red Subterránea, existente
Poste H,a .ll.Sn existente
Poste H,a ,9n existente
PeS
PROYECTO:
REMODELACIGN
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SA.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANqA SECTOR 4
AT: 22. SK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: ^ aW]20 v
DIBUJO:._J cz: f=>
ESCALA:
REFERENCIA:
onauA.-REV. DE PROYECTOS
PROYECTO No. Q3
taxt
FECHAi
HOJA:1
ARCHIVO:
SU 8 ESTACIÓN:EPUCACHIHA
PRIMARIO: 21 B
No.
AGGSTO-2HH-
DE:1
CAJÓN:
FACT1B1UDAD No.
SIMBOLOGIA
CTE-lQ<l
X/
Torre de Transfornacían existente
50 KVA - 10No E 14546
Red aerea de B.T.jl a ser sustituida parred subterránea BU3X3/0 + BUEXS
Red de B.T,j 10, EXHC4)AAAC -MX6AAAC aser canblada par AS2X2/OCH)
O
0
Red de bajo, tensión
y alumbrada existente
Red de baja Subterránea existente
Paste H,G ,ll,5m existente
Poste H,a ,9n existente
H. RED SUBTERRÁNEA EN B.T, ,EN DUCTD
DE CEMENTRD E VÍAS ,
DE REVISIÓN , 6QxÉÜx60 en j CDNSTRUILG
PROYECTO:REMDDEUCION
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SA.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: S.3.. 8K V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: a,-. i«/iz° v
DIBUJO:U C^ F3
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. n,text U^"
FECHAiAGOSTO-20(K
HOJA: DE:1 1
OFICINA: ARCHíVO: CAJÓN:REY. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21 B
No.FACTIBILIDAD No.
SIMBOLOGIA
.CTE-1 Torre de Transfornaclón existente50 KVA 1- U 'No E 14560
Red aerea, de B.T,, 10aser sustituida por red subterránea BUHXS/QCS)
Red de B.To 10, EX3/OÍ1/OAAAC +1X6AAAC aser cambiada por 1X3/0-TREN-CUAD-ASC
Red de bajo, tensión
y alumbrada existente
O Poste Ka jll.Sn existente
0 Poste Ka ,9n existente
RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTD
DE CEHENTRD n VÍAS ,
PDZD 2E REVISIÓN t 6Qx6Qx6Q en , CDNSTRUIID
PROYECTO:REWODELACiON
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A.:
EMPRESA EU1CTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. BK v
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: HT: 2«/tw v
DIBUJO:U CT: F=>
ESCALA:
REFERENCIA:
DRCJHfc
REV. DE PROYECTOS
PROYECTO No. QCtaxi
FECHA-
HOJA:1
ARCHIVO:
SUBESTACIÓN:EPUCACHIWA
PRIMARIO: 21 B
AGOSTO-21XW
DEJ1
CAJÓN:
No,FACTIBIUDAD NO.
SIMBOLOGIA
D*x]
\/
Torre de Transf amuelan existente
Na E 369Q6 Y 3690775 KVA - 10
Red aereo, cíe B.T., 12 AA2X3/OÍ1/0)a- ser ca.nblo.da por red aereo, de BTNa.lXl/0-TREN-CUAD-ñSC O
(/}
Red de bajo -tensión
y alumbrada existente
Red Subterránea existente
Poste H,a ,11.5n existente
Poste H,a j9n existente
Tensor existente
PROYECTO:REMOD ELACIÓN
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A-:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUAIxm
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. SK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m: 3«/,M v
DIBUJO:U d: F 1
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. 05text
FECHAi>£OSTO-;004
HOJA:1
ORCJUA: -, ARCHIVO:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIWA
PRIMARIO: 21 B
DE:1
CAJÓN:
No.FACT1BIUDAD No.
S1MBOLOGIA
CTE-1 Ox'1 Torre de Transf ornnclñn existente
Na E 14537
37,5 KVA - Itf
Red de B.T.aerea.,, 10, a. ser cambiadapar conductores de calibres Indicados
RED SUBTERRÁNEA EN B,T. ,
SE CEMENTRD E VÍAS ,
DUCTO
PDZD DE REVISIÓN , 60x6Dx6Q en . CQNSTRUIED
0
Red de baja tensión
y alumbrada existente
Red Subterrá.neti existente
Poste H.Q ,11.5m existente
Poste H.a. ,9m existente
CTE-1
Peí
Pel3
Pei4
Pel5
PROYECTO:
REMODELACION
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SA,:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO- ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA AT: ^.AK VTENSIÓN: HT: KO/1M V
DIBUJO:
ESCALA-
REFERENCIA;
PROYECTO No. QJtaxt
FECHAi
AGOSTO-2CXH
HOJA: DE:1 1
OFJCIMA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21B
No.FACTIBIUDAD No.
SIMBOLOG1A
CTE-l Torre de Transformación existente
50 KVA - 1*No E 14536 a ser removida a PeO
Red aerea de H.T. AA2X3/oa/a)a ser canalada porred aerea de BT,No,pX4/QC2/0) AAAC
Red aerea de B.T. a ser canblada por
red aerea de BT.NoiX3/Q-TREN-CUAB-ASC
O
0
Red de baja -tensión
y alumbrada existente
Red Subterránea existente
Poste H.a ¿ll.Sn existente
Poste H.a j9n existente
Tensar existente
PROVECTO:REMODELAC10N
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SJL:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. SK vTIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: BT: a«/i» v
DIBUJO:>J cz: F=
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. „_text °8
FECHAiAGQSTO-2KM-
HOJA:1
ORCJKA.- ARCHIVO:RSJ. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21B
No.
DE:1
CAJÓN:
FACTIBIUDAD No.
CTE-l Q<j
•
SIMBOLOGIA
Torre de Transfornaclán existente
Na E 1453050 KVA - 13
Red aerea, de B.T, a ser canblada porconductores de calibres Indicados
Red de baja tensión
y alumbrado existente
Red Subterráneo, existente
Poste Ka Jll,5n existente
Poste H,a ,9n existente
PROYECTO:
REMQDELfcClaN
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN,
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. 8K VTIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: gy.^/IMV
DIBUJO:J d: F=
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. Q9text
FECHA-
HOJA:1
OHCINA: ARCHfVO:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21 B
No.
DFJ1
CAJÓN:
FACT1BILIDAD Na.
SIMBQLOGIA
Torre de Transfarnaclfin existente
50 KVñ - 1 H
No E 14539
Red de B.T,, 10, SX3/Oa/Ü)AAAC -HX6AAAC aser cn.nbla.da por BU2XS/QC1/0)
Red de baja tensión
y alunarada existente
O Poste HiQ. jll,5n existente
0 Poste Ka ,9n existente
E3SS33S& RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTG
EE CEMENTRG E VÍAS ,
3 PD2n UE REVISIÓN , 50x60x60 en , A CONSTRUIRSE
*
PROYECTO:
REMODELACION
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A.:
EMPRESA ELÉCTRICA 'QUITO" S. A.QUITO- ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. SK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m MO/I» v
DIBUJO:^J <C2 F3
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. lntext IU
FECHAiAGOSTD-2£XK
HOJA: DE:1 1
OFICINA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21 B
No.FACTIBIUDAD No.
SIMB0U0GIA
CTE-1 Torre de Transf ornaclán existente
5Q KVfl - 1 0No E 115180
Red de B.T., 10, aXl/Q<2>AAACser canblada par BU2Xl/Oa/0)
REB SUBTERRÁNEA EN B.T.
DE CEHENTRD E VÍAS ,
DUCTD O
0
Red de baja tensión
y at.unbra.cia existente
AS1X1/Q-TREN-CUAD A INSTALARSE
Poste H.tt ,11.5n existente
Poste H.a ,9n existente
PDZG DE REVISIÓN , 60x60x60 en , A CONSTRUIRSE
PROYECTO:REMODELACION
REVISO:
RECOMENDÓ:
¿PROBO E.E.Q.SA.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 22. BK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: mxvvov
DIBUJO:^J Ci: F=
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. -i itarf ' '
EECHAi
HOJA:1
OF1CIKA: ARCHIVO:
REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIWA
PRIMARIO: 21 B
ACOSTO-20CH-
DE:
1
CAJÓN:
No,FACTiaiLIQAD No.
SIMB0LOGIA
Torre de Transfornadán existente
50 KVA - 1 (¿No E 14545
Red de B.T., 10, 2X3/D<1/0)AAAC +1X6AAAC aser canblada por IXl/O-TREN-CUAD-ASC
O
0
Red de baja tensión
y alumbrado existente
Paste H.a ,ll,5n existente
Poste Ha ,9n existente
PROYECTO;REMODELAC10N
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.S.A.:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUADOR
REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOLANDA SECTOR 4
AT: 2Í.SK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: Br: aw120 v
DIBUJO:U CT f=>
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. , „tert ] Z
FECHA'
HOJA:1
DFiaMA: -, ARCHIVO:REV. ne PROYECTOSSUBESTACIÓN:
EPLJCACHIMA
PRIMARIO: 21 B
AGOSTO-2CXH
DE:1
CAJÓN:
No.FACTl BILÍ DAD No.
S1MBOLOGIA
CTE-lCK]
xx •
Torre de Transformación existente
37.5 KVA - 10
No E 28232
Red de B,T,, leí a ser reenplazadapor Conductores de Calibres Indicados
O0
Red de baja tensión
y alunarado existente
Poste H.o. ,11.5n existente
Poste H,a j9n existente
PROYECTO:REMODELAC10N
REVISO:
RECOMENDÓ:
APROBÓ E.E.Q.SA:
EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUTTO- ECUADOR
REMODEL/VCION DE REDESDE BAJA TENSIÓN
SOUNDA SECTOR 4
AT: 22. SK V
TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m, aw/iao v
DIBUJO:^J C^ F=
ESCALA:
REFERENCIA:
PROYECTO No. ,taxi 1
FE CHAiAGOSIO-2004
HOJA: DE:1 1
OñCMA: ARCHWO; CAJÓN:REV. DE PROYECTOS
SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA
PRIMARIO: 21 B
No.FACTIBILIDAD No.
ANEXO 8
CARACTERÍSTICAS DE LOS TABLEROS DEDISTRIBUCIÓN
TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE ACOMETIDAS MONOFÁSICO 120/240V
DESCRIPCIÓN CORTA
Caja monofásica 240/120 V (10 acometidas a 2 hilos) de material aislante, parainstalación en poste o en pared.
DESCRIPCIÓN LARGA CÓDIGO:
Caja monofásica 240/120V (10 acometidas a 2 hilos) de material aislante,resistente a rayos U.V, humedad, intemperie, impactos mecánicos yantünflamable, con tapa, cierre hermético y sistema de seguridad con liavernatricial para instalación en poste o en pared.Dimensiones: menor o igual a 300x300x145mm.
Conteniendo:
- Tres orificios laterales de caucho para alimentación conductor 3x2AWGtipo TW y diez orificios de caucho en la parte inferior para la salida dediez acometidas calibre hasta 3x4AWG tipo multiconductor.
- La instalación en poste se realizará con fleje de acero de 20 x 0.7 mm.
- Tres barras (2F + N) para conexión terminal tipo talón o borneras del tiposujeción con tomillo o efecto resorte, serán de cobre, 600V, 140A., paracada fase dispondrá de un espacio para conductor No. 2 AWG, cincopara No. 10 a 4 AWG. y para el neutro un espacio para No. 2 AWG ydiez para No. 10 a 4 AWG.
- La rigidez dieléctrica entre partes vivas será mayor de 3.5 kV.
Cumplirá con las normas americanas o europeas.
Características principales:
• Minimizar el acceso no autorizado o fraudulento de los usuarios al punto deconexión y mejorar la contaminación visual de los ramales de entrada alconsumidor, así como la calidad del-sérvicio.
• Facilitar la derivación organizada y balanceada de los ramales de conexión,especialmente con cable coaxial o antifraude.
• Facilitar el corte del servicio de los consumidores morosos, y también sureconexión.
• Organizar el cruce de las redes telefónicas con las redes eléctricas.
• Facilitar las conexiones permitiendo conexiones más confiables, eliminandolos puntos calientes y consecuentemente minimizando las pérdidas técnicas deenergía.
• Su sistema modular permite configurar las cajas con la cantidad y tipo dehorneras de acuerdo a la concentración de consumidores a ser atendidos.
Características de las Cajas de distribución:
• Resistencia al impacto UL 746 C -1995 600V.• Resistente a rayos UV.• Temperatura de trabajo: 80 °C.• Grado de protección: iP 44.• Material: ASA (Acryloniíriie Styrene Acrylate) con excelentes característicasde resistencia a UV.
Características de las Cajas de Borneras:
• Max. Tensión de aplicación: 600V• Max. corriente: 140 A.• Temperatura de trabajo: 80 °C.• Max. temperatura de operación: 100 °C.• Material del aislamiento: Poliamida.• Cable hasta #2 AWG.
Caja de Distribución
Aplicaciones de la caja de distribución :
Redes de distribución aisladas (sistema preensamblado)Acometidas con cables aislados o anti-fraude.Áreas que presenten un alto nivel de pérdidas de energía.
Antes Desfjués __ _
ANEXO 9
LISTA DE TRANSFORMADORESANALIZADOS EN EL SECTOR 4 DE
SO LAN DA
LIS
TA
DE
TR
AP
OS
AN
ALI
SA
DO
S D
EL
SE
CT
OR
4 D
E S
OLA
ND
A C
OR
RE
SP
ON
DIE
NT
ES
A L
A S
UB
ES
TA
CIÓ
N 2
1 E
PLI
CA
CH
IMA
DM
Up
=3
TIP
O D
E U
SU
AR
IO -
C
ÍTE
M
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
#D
E,
TR
AP
O
3834
114
551
1454
714
546
1456
036
906
Y36
907
1453
714
536
1452
014
539
1151
8014
545
2823
2
P.
(KV
A)
37.5
50 37.5
50 50 75 37.5
50 50 50 50 50 37,5
PO
T.
CA
LCU
LAD
A59 53 45 50 60 38 53 61 53
55
35
56
42
PA
SE
S
Mon
ofás
ico
Bifá
sico
Mon
ofás
ico
Bifá
sico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Mon
ofás
ico
Bifá
sico
Mon
ofás
ico
V.
ALT
A
22.8
-GR
DY
/13.
213
.2
22.8
13.2
22.8
-GR
DY
/13.
222
.8-G
RD
Y/1
3.2
22.8
-GR
DY
/13.
222
.8-G
RD
Y/1
3.2
22.8
-GR
DY
/13.
222
.8-G
RD
Y/1
3.2
22.8
-GR
DY
/13.
213
.222
.8-G
RD
Y/1
3.2
V.
BA
JA
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
120/
240
FE
CH
AIN
ST
AL.
2003
/30/
0520
03/1
7/12
1998
/22/
0420
03/1
7/12
2001
/20/
0619
99/0
5/12
2002
/08/
1020
02/0
8/10
2002
/08/
1020
02/0
8/10
2002
/08/
1020
03/1
8/12
2003
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RIO
B B B B -
B D B B B B B B B
J
ANEXO 10
LIMITES DE ARMÓNICOS Y FLICKER DEACUERDO A LA REGULACIÓN 004/01 DEL
CONELECr
2.2.1.3Límites delFlicker
El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo, no debesuperar la unidad. Se considera el límite Pst ~ 1 como el tope de irritabilidad asociado ala fluctuación máxima de luminancia que puede soportar sin molestia el ojo humano enuna muestra específica de población.Se considerará que el suministro de electricidad no cumple con el límite admisiblearriba señalado, en cada punto de medición, si las perturbaciones se encuentran fueradel rango de tolerancia establecido en este numeral, por un tiempo superior al 5% delperíodo de medición de 7 días continuos.
2.2.2.3 Límites de Armónicos
Los valores eficaces (mis) de los voltajes armónicos individuales (Vi') y los THDexpresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición respectivo, nodeben superar los valores límite (Vi3 y THD') señalados a continuación. Para efectos deesta regulación se consideran los armónicos comprendidos entre la segunda y lacuadragésima, ambas inclusive.
ORDEN (n) DE LAARMÓNICA YTHD
Impares no múltiplos de 3
57111317192325>25
Impares múltiplos de tres
391521Mayores de 21Pares246810
12Mayores a 12THD
TOLERANCIA ¡Vi1 1 o ! THD'i
V > 40 Kv(otros puntos)
2.02.01.51.51.01.00.70.70.1 +0.6*251/n
1.5
1.00.3
0.2 -0.2
1.51.0
0.50.20.2
0.20.2
3
V í 40 Kv(otros puntos)
6.05.03,53.02.01.51.51.50.2 + 1.3*25/n
5.01.50.30.20.2
21.00.50.50,5
0,20.5
8
ANEXO 11
ESTUDIO IEEE SOBRE ARMÓNICOSNORMA 519
ESTUDIO DE LA IEEE SOBRE ARMINICOS (NORMA 519)
Los problemas del sistema de potencia asociado con los armónicos comenzaron a ser deinterés general en la década de los 70, cuando dos desarrollos independientes tuvieronlugar. El primero era el embargo de petróleo, que condujo a incrementos en laelectricidad y al ahorro de la energía. Las compañías de distribución de energía y losconsumidores industriales comenzaron a instalar condensadores para el mejoramientodel factor de potencia. Los condensadores reducen la demanda de MVA que exige elsistema eléctrico abasteciendo la porción de reactivos necesarios de forma local (dondese requiere). Como resultado, se reducen las pérdidas eléctricas tanto en la plantaindustrial como en la red de distribución. Para mejorar el factor "de potencia fuenecesario incrementar significativamente el número de capacitores conectados en elsistema de potencia. Como una consecuencia, ha habido un aumento igualmenteimportante en el número de circuitos sintonizados (resonantes)en redes de distribución yplantas.
El segundo desarrollo involucrado fue la llegada de la era tecnológica de los tiristores enbajo voltaje. En los años 60, los tiristores fueron desarrollados para motores en DC yluego durante la década de los 70, utilizados para controlar la velocidad de motores AC.Esto resultó en una proliferación de pequeños convertidores operadosindependientemente sin técnicas de mitigación de armónicas.
Aún con niveles de corriente de armónicas relativamente bajo, un circuito resonantepuede ocasionar severos problemas de distorsión en el voltaje e interferencia telefónica.Un circuito resonante paralelo puede amplificar los niveles de corriente armónica a unpunto tal que produzca falla en los equipos. Los circuitos resonantes serie puedenconcentrar el flujo de corrientes armónicas en alimentadores o líneas específicas alpunto de producir interferencia telefónica de gran magnitud.
El aumento en el uso de convertidores estáticos, tanto en equipos de control industrialcomo en aplicaciones domésticas, combinado con el aumento en el uso de loscondensadores para el mejoramiento del factor de potencia, han creado problemasgeneralizados. Debido a lo extenso de estos problemas, ha sido necesario desarrollartécnicas y lineamientos para la instalación de equipos y control de armónicos. Estesegmento discute esos lineamientos y su importancia en el diseño de sistemas.
Las normas estadounidenses con respecto a los armónicos han sido agrupadas por laIEEE en la norma 519: IEEE Recomendaciones Prácticas y Requerimientos para elControl de armónicas en Sistemas Eléctricos de Potencia. Existe un efecto combinadode todas las cargas no lineales sobre el sistema de distribución la cual tienen unacapacidad limitada para absorber corrientes armónicas. Adicionalmente, las compañíasde distribución tienen la responsabilidad de proveer alta calidad de abastecimiento en loque respecta al nivel del voltaje y su forma de onda. IEEE 519 hace referencia no solo alnivel absoluto de armónicos producido por una fuente individual sino también a sumagnitud con respecto a la red de abastecimiento.
Se debe tomar en cuenta que la IEEE 519 esta limitada por tratarse de una colección derecomendaciones prácticas que sirven como guía tanto a consumidores como adistribuidores de energía eléctrica. Donde existan problemas, a causa de la inyección
excesiva de corriente armónica o distorsión del voltaje, es obligatorio para elsuministrador y el consumidor, resolver estos problemas.
El propósito de la IEEE 519 es el de recomendar limites en la distorsión armónicasegún dos criterios distintos, específicamente:
1.Existe una limitación sobre la cantidad de corriente armónica que un consumidorpuede inyectar en la red de distribución eléctrica.
2.Se establece una limitación en el nivel de voltaje armónico que una compañía dedistribución de electricidad puede suministrar al consumidor.
Lincamientos para Clientes Individuales
El límite primario de los clientes individuales es la cantidad de corriente armónica queellos pueden inyectar en la red de distribución. Los límites de corriente se basan en eltamaño del consumidor con respecto al sistema de distribución. Los clientes másgrandes se restringen rnás que los clientes pequeños. El tamaño relativo de la carga conel respecto a la fuente se dpfíne como la relación de cortocircuito (SCR), al punto deacoplamiento común (PCC), que es donde carga del consumidor conecta con otrascargas en el sistema de potencia. El tamaño del consumidor es definido por la corrientetotal de frecuencia fundamental en la carga, IL, que incluye todas las cargas lineales yno lineales. El tamaño del' sistema de abastecimiento es definido por el nivel de lacorriente de cortocircuito, IÍJC, al PCC. Estas dos corrientes definen el SCR:
shortcircuitMVA ¡seload MW í.
Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los límitesaplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la relación es masbaja. Esto se observa en Ip tabla 1, donde se recomiendan los niveles máximos dedistorsión armónica en función del valor de SCR y el orden de la armónica. La tablatambién identifica niveles totales de distorsión armónica. Todos los valores dedistorsión de corriente se dan en base a la máxima corriente de carga (demanda). Ladistorsión total está en términos de la distorsión total de la demanda (TDD) en vez deltérmino más común THD.
La tabla 1 muestra límites de corriente para componentes de armónicas individuales asícomo también distorsión armónica total. Por ejemplo un consumidor con un SCR entre50 y 100 tiene un límite recomendado de 12.0% para TDD, mientras que paracomponentes armónicas impares individuales de ordenes menores a 11, el límite es del10%. Es importante notar que los componentes individuales de las corrientes armónicasno se suman directamente para que todo el armónicos característico no pueda estar a sulímite máximo individual sin exceder el TDD.
Tabla 1. IEEE 519 Límites en la Distorsión de la Corriente.
Para condiciones con duración superior a una hora. Para períodos más cortos el límiteaumenta un 50%
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes entre 120 - 69,000 volts.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Comente, en % del Armónico fundamentalISC/IL<20*
20<5050<100
100<1000>1000
<114.07.010.012.015.0
ll<h<172.03.54.55.57.0
17<h<231.52.54.05.06.0
23<h<350.61.01.52.02.5
35<h0.30.5
- 0.71.01.4
TDD5.0S.O12.015.020.0
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes entre 69,000 - 161,000 volts.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamentalISC/IL<20*
20<5050<100
10CK1000>1000
<112.03.55.06.07.5
ll<h<171.0
1.752.252.753.5
17<h<230.751.252.02.53.0
23<h<350.30.5
0.751.0
1.25
35<h0.150.250.350.50.7
TDD2.54.06.07.510.0
Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes > 161,000 volts.
Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamentalISC/IL
<5050
<112.03.0
ll<h<171.01.5
17<h<230.751.15
23<h<350.300.45
35<h0.150.22
TDD2.5
3.75Los armónicos pares se limitan al 25% de los límites de los armónicos impares
mostrados anteriormente* Todo equipo de generación se limita a estos valores independientemente del valor de
Isc/Tl que presenteDonde ISC = corriente Máxima de cortocircuito en el punto de acoplamiento común.
IL = Máxima demanda de la corriente de carga ( a frecuencia fundamental) en el puntode acoplamiento común.
TDD = Distorsión total de la demanda (RSS) en % de la demanda máxima .
Es importante notar que la Tabla 1 muestra únicamente los límites para armónicosimpares. IEEE 519 da lineamientos para los armónicos pares limitándolos al 25% de losimpares, dentro de la misma gama. El armónicos par es el resultado de una onda decorriente asimétrica (con forma diferente a la positiva y negativa) que puede contenercomponentes DC que saturarán los núcleos magnéticos.
Para equipos de generación, IEEE 519 no discrimina en el tamaño. Los límites son másestrictos por el hecho de que los límites de inyección de armónicos son menores que losmostrados en la tabla.
El Calentamiento del Transformador
Los límites de distorsión dados arriba son permitidos con tal que el transformador-utilizado por el usuario no se someta a armónicos que sobrepasen el 5% de la corrientenominal del transformador como lo establece ANSÍ/IEEE C57.12.00
Fíicker de Voltaje
Los lincamientos para el parpadeo de voltaje ocasionado por consumidores individualesse dan también en IEEE 519. La figura 8 se ofrece 'una guía para determinar el grado desusceptibilidad del problema.
El Voltaje Mellado
Muchos convertidores estáticos hacen mordeduras grandes o mellan el voltaje (Figuran9). Los lineamientos se dan según el cliente y la profundidad de la muesca, la THD devoltaje y el área de la muesca (Tabla 2). Este es aplicable en el PCC para sistemas debajo de voltaje.
! 1•
f ? f d = profundidad
.
Figura 9. El Voltaje Mellado
Tabla 2. Sistema de bajo Voltaje clasificación y límites de Distorsión.
Profundidad de lamuesca
THD (Voltage)Área de la muesca*
Aplicación Especial
10%
3%16,400
Sistema General
20%
5%22,800
SistemaDedicado
50%
10%36,500
* en volt-microsegundos a valores de V & I
Interferencia Telefónica
El ruido de teléfono originado por voltajes y corrientes armónicas de los sistemas depotencia se denomina generalmente Factor de Influencia Telefónica (TTF), El sistemareconoce que el ruido inducido por las corrientes o voltajes armónicas tienen un efectosubjetivo sobre el usuario del teléfono. Esto se debe a que el oído humano es massusceptible a algunas frecuencias que los otros.
Current
PhaseConductor"
Neutral
TelephoneCable
FIGURA 10Campos magnéticos ocasionando voltajes inducidos en circuitos telefónicos cercanos
La figura 11 muéstralos factores TTF según IEEE 519. EITTF en la curva es una medidade la sensibilidad del sistema telefónico y el oído humano al ruido a diversasfrecuencias discretas.
12000 -
10000 -
3000 •
6000 -
4000 -
2000 -
n .
s~ x^
^/
s
y""
i//
1000 2000 3000 4000 5000
Frequency in HzFRECUENCIA EN HZ
Fígurall Factor de influencia telefónica típica (TIF) influencia vs. Frecuencia
El factor TIF de 60 Hz está cercano a cero, indicando que los circuitos telefónicos y eloído, son insensibles a esa frecuencia. Aún para los armónicos mas comunes,, tales comoel 5th o el 7th, el factor TIF es todavía despreciable. El TIF tiene su peso máximo sobrelos 2600 Hz, con valores de 10,600 a esta frecuencia.
IEEE 519 da directivas para tres de niveles de probabilidad de interferencia comomuestra en la Mesa 4. Este se aplican cuando que un circuito de teléfono tengaexposición considerable a los conductores de poder.
Los límites de duración.
Los límites de distorsión especificados por IEEE 519 están para condiciones"normales" que duran períodos mayores de hora. Para períodos más cortos, durantearranques o condiciones inusitadas, los límites pueden ser excedidos hasta un 50%.Algún equipo, tal como una fuente de alimentación estática puede ser sensible a ladistorsión armónica de corta duración, pero la mayoría de los efectos armónicos talescomo interferencias de telefónicas, en transformadores y el calentamiento de motores,son exclusivos de los armónicos de larga duración o repetitivos.
Las Directivas de Fabricante
IEEE 519 no contiene ninguna directivas para el voltaje en un cliente a la salida o enbarra de voltaje. IEEE 519 únicamente aplica a la conexión entre un cliente y la utilidad.La distorsión armónica puede ser más grande aguas abajo del PCC. Por lo tanto, elfabricante no tiene ningunos lineamientos reales con respecto a la distorsión armónicamáxima en el voltaje a la que un equipo puede someterse.
ANEXO 12
CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONESDEL ANALIZADOR DE PERTURBACIONES
MEMOBOX300
CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DEL ANALIZADOR DEPERTURBACIONES M E M O BOX 300
El MEMOBOX 300 opera en los siguientes voltajes nominales permisibles:
Los sistemas de tres fases 4 hilos (F-N); voltaje nominal: 115 V, 230 V, 480 V
Los sistemas de tres fases 3 hilos (F-F); voltaje nominal: 200 V, 400 V, 830 V
Características
E! MEMOBOX 300 proporciona resultados de medición óptimos debido a:
• Diseño robusto y compacto
• Entradas de medida reversibles: conductor fase-neutro yfase-fase
• Rango de voltaje de entrada extenso
• Fácil funcionamiento
• La conexión por medio de prueba de múltiple polo
• Medida de corriente con ¡os transformadores flexibles actuales (LEM-
flex)
• Medida de corriente para los hilos de neutro o tierra
• Los voltajes / corrientes se supervisan con LEDs
• Protección: 1P65 para las aplicaciones al aire libre
El MEMOBOX 300 tiene tres rangos de entrada para los dos sistemas de
conexión: conexión Y (4 hilos - 3 fases) y conexión Delta (3 hilos - 3 fases)
CONEXIÓN
3 FASES 3 HILOS
3 FASES 4 HILOS
MÁXIMO VOLTAJE DE ENTRADA
RANGO DE ENTRADA
115W200V
115VAC,+ 20%
2Üüv'AC,+ 20%
. 23W/40CV
23WAC,+2Q&
4QOV AC,+20V
48DV / 83CW
48CVAC,+ 20V
83ÜVAC,4-20%
Medida de variación de voltaje.- Los valores RMS del voltaje determinan el
valor incorrecto en la longitud del intervalo, los mismos que pueden ser
seleccionados de acuerdo a las necesidades.
Todos los valores moderados menores al 1 % del voltaje nominal son
interpretados como interrupciones. El tiempo de salida y la duración de la
interrupción de voltaje es registrado. Las interrupciones mayores a 20 ms.
También son registradas.
no%Un100% Un
Duran onTime
Medida de los declives o aumentos de voltaje.- Cuando el valor del límite
superior (por ejemplo Uv + 10%) o el más bajo del valor límite (por ejemplo
Uv -10%) se excede, el evento es registrado como una zambullida de voltaje,
o aumento de voltaje, además se guardan la duración y tiempo del evento. El
extremo del valor de un declive o aumento de voltaje también se graban.
/
1 10% Un100% Uny u .-o un
\
/
. Depih
si
S \
Hele
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Duration/ x's ^
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Medida de los declives o aumentos de voltaje
ANEXO 13
MEDIDAS PARA DISMINUIR LA DISTORSIÓNARMÓNICA
m
Medidas para disminuir la Distorsión Armónica
Introducción
El uso de equipo electrónico moderno ha cambiado nuestras vidas, proporcionándonos
mayor comodidad y dependencia eléctrica, pero este hecho ha cambiado también la
característica de la carga en las instalaciones modernas.
Los equipos electrónicos han ganado el nombre de "Carga no lineal"; debido a su
particular característica de consumir comente no senoidal al aplicársele alimentación
senoidal. Con lo cual se produce una distorsión de las señales de tensión y corriente a lo
largo del sistema de distribución eléctrica. Produciendo algunos efectos adversos, como
lo son:
• Corrientes excedentes por el neutro.
• Altos niveles voltaje de neutro a tierra.
• Recalentamiento en transformadores,
• Reducción en la capacidad de distribución
• Penalización por bajo factor de potencia
El problema con cargas no lineales, es la forma no sinusoidal que la corriente adopta,
producto de las diferentes ondas (múltiplos enteros de la fundamental), que a ella se
suman y que son originadas por las cargas no lineales. Esta deformación de las señales
de tensión y corriente se expresa usuahnente en términos de "Distorsión Armónica11.
La distorsión armónica describe la variación en estado estacionario o continuo en la
forma de onda de la frecuencia fundamental. Para esta condición de estado estacionario
las frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental. Los síntomas típicos
de problemas de armónicas incluyen disparo en falso de fusibles, disparos inexplicables
de interruptores, sobrecalentamiento de transformadores y de motores, funcionamiento
defectuoso de impulsores, computadoras, etc.
La siguiente reseña proporciona un breve resumen de las técnicas y lincamientos con
respecto a consideraciones de armónicas. >
Sistemas de Edificios pequeños (Comerciales y de Oficinas).
Los sistemas eléctricos de estos edificios, están compuestos en gran parte de cargas
monofásicas que son alimentadas frecuentemente con una fuente de 4 hilos en estrella
aterrada. Con la llegada de la computadora personal y la fuente de alimentación
conmutada a principios de los 80's un porcentaje cada vez mayor de estos tipos de
cargas son no lineales por naturaleza, es decir producen armónicas. Los dispositivos
monofásicos generalmente exhiben las siguientes armónicas de la fundamental en la
forma de onda de comente: 3, 5, 7, 9, 11, 13, etc. (esto incluye todas las armónicas
impares) En estos tipos de aplicaciones debe tomarse en cuenta los siguientes puntos:
1. Aún en condiciones de carga balanceada las armónicas múltiplos de tres se sumarán
en el conductor neutro. La tercera armónica es generalmente mucho mayor que el resto
y es habitualmente la más significativa.
2. Los transformadores alimentadores conectados en delta-estrella aterrada bloquearán
la mayoría de las corrientes de tercera armónica y sus múltiplos, evitando que fluyan
hacia el sistema de alta tensión. Consecuentemente, esta conexión es preferida en esta
aplicación.
3. Debido a las corrientes de neutro potencialmente altas en esta aplicación, un
conductor neutro común puede dimensionarse tanto como al doble de los conductores
de fase o llevar neutros separados por fase.
4. Los transformadores necesitan ser dimensionados o corregidos para manejar las altas
comentes armónicas. Esta es la aplicación principal de los transformadores clasificados
con factor K.
5. Se recomiendan interruptores de operación con rms real.
6. Pueden aplicarse filtros a las cargas para reducir las armónicas a lo largo del sistema.
Esto puede reducir la clasificación de factor-K necesario del transformador, así como
los requerimientos de corriente de neutro.
7. Pueden emplearse transformadores en zig-zag o estrella-delta para atrapar las
armónicas de secuencia cero tales como h= 3, 6, 9, etc. Esto reducirá el trabajo en el
equipo antes del transformador.
Sistemas de las Empresas Eléctricas
Las fuentes de distorsión armónica predominantemente vienen de las cargas empleadas
por los usuarios conectados a la red de la empresa eléctrica; en referencia a esto se
destacan las siguientes observaciones:
1. Los niveles de distorsión armónica son generalmente mayores en el sistema eléctrico
del cliente que en el de la empresa eléctrica.
2. Donde no hay un usuario grande único o una carga productora de armónicas
alimentada desde el sistema de distribución, generalmente es ventajoso distribuir
pequeños bancos de capacitores en los alimentadores de distribución más que colocar un
banco grande en un solo punto. Los bancos de capacitores distribuidos, tienen el efecto
de provocar diferentes puntos de resonancia, pero de magnitudes relativamente
pequeñas comparados con un banco de capacitores grande y único.
3. Es posible que las armónicas producidas por un consumidor causen problemas a otro
alimentado del mismo sistema de distribución. Este tipo de problemas con frecuencia
involucra resonancias con bancos de capacitores y normalmente se resuelve .mejor
tomando acción en la fuente de armónicas o direccionando los capacitores que puedan
provocar resonancia.
4. La interferencia telefónica es otro problema que ocasionalmente ocurre en los
sistemas de distribución. Esto sucede cuando se alimentan cargas productoras de
armónicas relativamente grandes desde un sistema de distribución (12 - 35 KV.) y las
líneas telefónicas y de distribución comparten el mismo derecho de vía. Nuevamente,
esto se resuelve mejor tomando acción sobre la fuente de armónicas; aunque algunas
veces se hace cambiando de lugar ó eliminando los capacitores instalados en Ja red de
distribución. Está en función del acoplamiento entre las líneas eléctricas y telefónicas;
pero, la mayoría de las veces, es muy poco lo que se logra respecto al arreglo físico de
los conductores. Sin embargo, este contenido de alta frecuencia muchas veces identifica
blindajes abiertos en los circuitos telefónicos. Una vez que el blindaje se corrige, el
ruido normalmente, se reduce en gran medida.
Normas Técnicas Industriales
Históricamente, las armónicas empiezan a ser un factor significativo en el diseño de
los sistemas eléctricos en los años 60's con la invención del rectificador controlado de
silicio "SCR". En 1957 se inició un movimiento gradual hacia el uso de la electrónica de
potencia para suministrar cantidades significativas de energía. Esto continúa
incrementándose y se espera que siga así en las décadas futuras.
Consecuentemente, las normas técnicas empezaron a reflejar el aspecto de las armónicas
en los últimos 10 ó 20 años. Estas normas significativas con respecto a consideraciones
de armónicas se resumen como sigue:
•1. La Norma IEEE 519 publicada en 1981. Proporcionó los primeros lineamientos para
limitar las armónicas en el sistema. Para niveles de tensión inferiores a 69 KV. se
recomendaba mantener la distorsión de tensión a menos del 5% . Para tensiones de
operación mayores del sistema se recomendaban niveles de distorsión menores.
2. La Norma IEEE 519 se revisó en 1992. La limitación del 5% de la tensión
permanece, mientras que existe una limitación en distorsión de corriente en el punto en
el que la empresa eléctrica y el usuario se enlazan. Este límite en distorsión de comente
está en el rango de 2.5% a 20% dependiendo del tamaño del usuario y de la tensión del
sistema. Ese documento proporciona ademas una guía sobre la profundidad del vado
(notch) y áreas asociadas con dispositivos de conmutación electrónicos, así como
consideraciones para interferencias telefónicas.
3. La Norma ANSÍ/IEEE 18 proporciona limitaciones para bancos de capacitores en
paralelo que permitan distorsión armónica significativa. Estos límites son los siguientes:
• 110% de la tensión nominal rms,
• 120% de la tensión pico nominal rms,
• 180% de la corriente nominal rms,
• 135% de los kVAR nominales.
4. La Norma ANSI/TEEE C57.12.00 y la C57.12.01 proporcionan la limitación para
distorsión de corriente en transformadores en 5% de plena carga. Este valor puede
fácilmente excederse cuando la carga productora de armónicas en un transformador
exceda entre el 10% y el 20% de la capacidad del transformador en KVA.
5. La Norma ANSÍ/IEEE C57.110 proporciona una práctica recomendada para
establecer la capacidad de un transformador cuando la distorsión excede el 5 %.
6. En 1992 Underwriters Laboratories (UL) revisaron las Normas UL 1561 y UL 1562
para exponer la capacidad armónica de transformadores cubiertos por estos documentos.
Los cambios- están basados en el método de clasificación denominado "factor K", el cual
es derivado de la Norma ANSI/TEEE C57.110 y el cual define un sistema de
clasificación de transformadores cuando la distorsión de corriente excede el 5%. Esto ha
dado como resultado que muchos fabricantes ofrezcan transformadores con
clasificación de Factor K.
7. En la tabla 310, nota 10( c), del National Electric Code (NEC), se indica que "en un
'circuito estrella de 3 fases, 4 hilos, donde la porción mayor de carga es no lineal tal
como alumbrado de descarga eléctrica, computadoras electrónicas, procesamiento de
datos o equipo similar; existen corrientes armónicas presentes en el conductor neutro, y
el neutro deberá considerarse como un conductor portador de corriente".
8. Una revisión preliminar de 1992 de la ANSÍ C82.1, "especificación para balástros de
lámparas fluorescentes de alta frecuencia", especifica una Ithd de 32%. Como resultado
de la preocupación en esta área, muchos diseñaron recientemente balastras electrónicas
con Ithd<15%. Esta es una de las pocas normas de equipos que exponen limitaciones a
comentes armónicas. Mas detalles se encuentran disponibles en estos documentos y
deberán estar disponibles para referencia, para aquellos que trabajan significativamente
en el área de armónicas.