Determinación de la composición de pérdidas de la subestación Puyo de la Empresa Eléctrica Regional Centro Norte S A

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(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. DETERMINACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE PÉRDIDAS DE LA SUBESTACIÓN PUYO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL CENTRO NORTE S.A.. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. JONATHAN JUAN CARLOS AGUAISA SÁNCHEZ [email protected] SANTIAGO RAÚL CEVALLOS BOADA [email protected]. DIRECTOR: ING. MENTOR POVEDA ALMEIDA [email protected]. Quito, Septiembre 2011.

(3) i. DECLARACIÓN. Nosotros, Jonathan Juan Carlos Aguaisa Sánchez y Santiago Raúl Cevallos Boada, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. ______________________. ___________________. Jonathan Juan Carlos Aguaisa Sánchez. Santiago Raúl Cevallos Boada.

(4) ii. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Jonathan Juan Carlos Aguaisa Sánchez y Santiago Raúl Cevallos Boada, bajo mi supervisión.. _________________________ Ing. Mentor Poveda DIRECTOR DEL PROYECTO.

(5) iii. AGRADECIMIENTOS. A Dios, por guiar siempre mí camino. A mi esposa Marisela por el amor, apoyo y comprensión absoluta, sobre todo por darme la oportunidad de ser padre de un hijo maravilloso. A mis padres Fabiola (difunta) y Euclides por contar con su ayuda incondicional en el transcurso de mis estudios e inculcarme valores éticos y morales que son provechosos en mi vida. A mis hermanas Marcela y Mónica por enseñarme a luchar y nunca desmayar ante cualquier adversidad. A mí compañero de Tesis Santiago, por confiar en mí para desarrollar este trabajo. Al Ing. Darío Muyulema, por guiarnos y brindarnos su ayuda para el desarrollo de este estudio. Al Ing. Mentor Poveda, por el tiempo y consejos proporcionado durante el desarrollo de este estudio. Jonathan Juan Carlos Aguaisa Sánchez.

(6) iv. AGRADECIMIENTOS. A Dios, por darme la fuerza para seguir adelante. A mi madre Mariana y mi padre Raúl por su sacrificio su tenacidad su apoyo sus consejos y su amor. A mis hermanas Caty y Liz, por el cariño, por creer en mi y darme confianza para avanzar. A mi tía Carmen por darme su apoyo y por sus oraciones para que todo salga bien. A mi compañero de Tesis Jonathan con quién compartimos este sacrificio, y a su familia por haberme recibido en su casa. Al Ingeniero Darío Muyulema, por haber creído en nosotros para realizar este trabajo y por su desinteresada ayuda. Al Ingeniero Mentor Poveda, por aceptar desinteresadamente guiarnos en este proyecto, por su amabilidad, su paciencia y los conocimientos impartidos.. Santiago Raúl Cevallos Boada.

(7) v. DEDICATORIA. A mí madre Fabiola que es la fuente de inspiración durante toda mi vida y cuyo recuerdo me impulsa a seguir adelante día a día. A mí padre por su apoyo incondicional y en especial a mí esposa e hijos.. Jonathan Juan Carlos Aguaisa Sánchez.

(8) vi. DEDICATORIA. A mi madre Mariana y a mi padre Raúl, que me dieron la vida, me forjaron para ser un hombre de bien, me apoyaron en todos los aspectos de mi vida y se sacrificaron para que este logro sea posible.. Santiago Raúl Cevallos Boada.

(9) vii. CONTENIDO DECLARACIÓN …………………………………………………………………………...i CERTIFICACIÓN………………………………………………………………………....ii AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………………iii DEDICATORIA……………………………………………………………………………v CONTENIDO……………………………………………………………………………..vii LISTADO DE TABLAS………………………………………………………………….xiv LISTADO DE FIGURAS……………………………………………………………….xvii LISTADO DE ANEXOS………………………………………………………………....xx RESUMEN............................................................................................................xxii PRESENTACIÓN………………………………………………………………………xxiv CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO ......................................................................... 1 1.1. OBJETIVOS .............................................................................................. 1. 1.1.1. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 1. 1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .............................................................. 1. 1.2. ALCANCE ................................................................................................. 1. 1.3. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ............................................................... 2. 1.3.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 2. 1.3.2. ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN [1][2][3][4][7] ... 3. 1.3.2.1 Subestación de Distribución ....................................................................................... 3. 1.4. 1.3.2.2. Sistema de Distribución Primario ........................................................................... 3. 1.3.2.3. Transformador de Distribución .............................................................................. 4. 1.3.2.4. Red Secundaria de Distribución ............................................................................. 4. 1.3.2.5. Red de Alumbrado Público ..................................................................................... 4. 1.3.2.6. Acometidas ............................................................................................................. 4. 1.3.2.7. Medidores de Energía ............................................................................................ 4. PÉRDIDAS. QUE. SE. PRODUCEN. EN. LOS. SISTEMAS. DE. DISTRIBUCIÓN [1][5][6] ..................................................................................... 5 1.4.1. Pérdidas Técnicas .............................................................................. 5.

(10) viii. 1.4.1.1. Pérdidas Técnicas Independientes de la Demanda ................................................ 5. 1.4.1.1.1 Pérdidas en Alimentadores Primarios y Secundarios ......................................... 5 1.4.1.1.2 Pérdidas en Transformadores ............................................................................. 6 1.4.1.1.3 Pérdidas en Medidores ....................................................................................... 6 1.4.1.2 Pérdidas Técnicas Dependientes de la Demanda ...................................................... 6. 1.4.2. Pérdidas No Técnicas......................................................................... 7. 1.4.2.1 Pérdidas no técnicas fraudulentas ............................................................................. 7 1.4.2.2 Pérdidas no técnicas por fallas administrativas ......................................................... 8. 1.5. NORMAS Y REGLAMENTOS UTILIZADOS PARA LA REDUCCIÓN DE. PÉRDIDAS ......................................................................................................... 8 CAPITULO II ........................................................................................................ 11 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA S/E PUYO ................................................ 11 2.1. DESCRIPCIÓN DEL DEPARTAMENTO ZONA ORIENTAL PASTAZA. (DZO-PASTAZA) [9][10] ................................................................................... 11 2.1.1 2.2. Aspectos técnicos ............................................................................. 12. CONFIGURACIÓN DE LA RED EN ESTUDIO ....................................... 13. 2.2.1. Descripción de la S/E Puyo [9] CONEXIÓN ..................................... 13. 2.2.2. Ubicación e identificación de la red .................................................. 15. 2.2.3. Descripción y topología de los alimentadores primarios [12] [13] ..... 16. 2.2.3.1 Tipos y calibres de conductores utilizados ............................................................... 17 2.2.3.2 Clasificación de los alimentadores de la S/E Puyo ................................................... 17 2.2.3.2.1 Alimentador Capricho ....................................................................................... 17 2.2.3.2.2 Alimentador Circunvalación .............................................................................. 21 2.2.3.2.3 Alimentador Macas ........................................................................................... 23 2.2.3.2.4 Alimentador Shell-Mera .................................................................................... 26 2.2.3.2.5 Alimentador Tarqui ........................................................................................... 29 2.2.3.2.6 Alimentador Central .......................................................................................... 31. 2.2.4. Descripción de los transformadores usados en el sistema de. distribución de la S/E Puyo [12] [13] [14]....................................................... 34 2.2.4.1 Transformadores monofásicos................................................................................. 35 2.2.4.1.1 Transformadores monofásicos convencionales ................................................ 35.

(11) ix. 2.2.4.1.2 Transformadores monofásicos auto-protegidos............................................... 35 2.2.4.2. Transformadores trifásicos.................................................................................. 36. 2.2.4.3 Clasificación de transformadores utilizados en el S/D de la S/E Puyo ..................... 36. 2.2.5. Descripción de las redes secundarias [12] [13] ................................ 38. 2.2.6. Descripción de las acometidas [13] .................................................. 39. Monofásicas: ........................................................................................................................ 40 Dos fases: ............................................................................................................................. 40 Trifásicas: ............................................................................................................................. 40. 2.2.7. Descripción de los contadores de energía [13] [15] .......................... 40. 2.2.8. Descripción de la red de alumbrado público [13] .............................. 41. 2.2.9. Descripción de las cargas [13] [15] ................................................... 42. CAPÍTULO III ....................................................................................................... 45 ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LA S/E PUYO ............. 45 3.1. DESCRIPCIÓN DE CONCEPTOS EMPLEADOS EN PÉRDIDAS. EN. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN [6] [17] [18] .................................................... 45 3.1.1. Demanda .......................................................................................... 45. 3.1.2. Factor de demanda........................................................................... 45. 3.1.3. Demanda Máxima............................................................................. 45. 3.1.4. Carga Instalada ................................................................................ 46. 3.1.5. Capacidad Instalada ......................................................................... 46. 3.1.6. Curva de carga ................................................................................. 46. 3.1.7. Factor de Carga ................................................................................ 46. 3.1.8. Factor de pérdidas ............................................................................ 46. 3.1.9. Factor de Potencia............................................................................ 47. 3.1.10. Factor de diversidad ...................................................................... 47. 3.1.11. Factor de utilización....................................................................... 47. 3.1.12. Factor de coincidencia................................................................... 47. 3.2. PROGRAMAS COMPUTACIONALES UTILIZADOS .............................. 48.

(12) x. 3.2.1. CYMDIST[19].................................................................................... 48. 3.2.2. SID [13] ............................................................................................. 49. 3.3. INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL ANÁLISIS Y DETERMINACIÓN. DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ..................................................................... 49 3.3.1. Registro de datos de carga en redes primarias ................................ 49. 3.3.2. Registro de datos de carga en circuitos secundarios ....................... 50. 3.3.3. Topología, conductores y cargas de los alimentadores primarios .... 50. 3.3.4. Registro de datos de los transformadores ........................................ 51. 3.3.5. Secuencia de fases en alimentadores primarios .............................. 52. 3.3.6. Características de redes de distribución secundarias....................... 53. 3.3.7. Datos de los usuarios ....................................................................... 53. 3.3.8. Agrupación de modelos de acometidas ............................................ 53. 3.3.9. Datos de los contadores de energía ................................................. 53. 3.3.10. Datos de ALUMBRADO PÚBLICO ................................................ 53. 3.3.11. Validación de Datos ...................................................................... 54. 3.4. MODELACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS ..................... 55. 3.4.1 Descripción del ingreso de los datos de los alimentadores primarios al programa ....................................................................................................... 55 3.4.1.1 Creación de la base de datos.................................................................................... 55 3.4.1.2 Trazado de los alimentadores e ingreso de sus características ............................... 58. 3.5. DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA APLICADA [16] ....................... 59. 3.5.1. Pérdidas en el Alimentador Primario ................................................ 59. 3.5.1.1 Pérdidas de Potencia en el Alimentador Primario ................................................... 60 3.5.1.2 Pérdidas de Energía en el Alimentador Primario ..................................................... 60. 3.5.2 Pérdidas en los Transformadores de Distribución ................................ 62 3.5.2.1 Pérdidas de Potencia en el Núcleo de los Transformadores de Distribución .......... 62 3.5.2.2 Pérdidas de Energía en el Núcleo de los Transformadores de Distribución ............ 62 3.5.2.3 Pérdidas de Potencia en los Devanados de los Transformadores de Distribución .............................................................................................................................................. 63.

(13) xi. 3.5.2.4 Pérdidas de Energía en Devanados de Transformadores de Distribución ............... 66. 3.5.3 Pérdidas de Potencia en las Redes de Distribución Secundarias ........ 68 3.5.4 Pérdidas de Energía en las Redes de Distribución Secundarias ......... 70 3.5.5 Pérdidas de Potencia en Acometidas................................................... 71 3.5.6 Pérdidas de Energía en Acometidas .................................................... 74 3.5.7 Pérdidas de Potencia en Medidores..................................................... 74 3.5.8 Pérdidas de Energía en Medidores ...................................................... 76 3.5.9 Pérdidas de Potencia en Alumbrado Público ....................................... 76 3.5.10 Pérdidas de Energía en Alumbrado Público....................................... 77 3.6 PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DEL ALIMENTADOR CIRCUNVALACIÓN ............................................................... 78 3.6.1 Pérdidas de Potencia en el Alimentador Primario ................................ 78 3.6.2 Cálculo de las Pérdidas de Energía en el Alimentador Primario .......... 78 3.6.3. Pérdidas de Potencia y Energía en el Núcleo de Transformadores de. Distribución ................................................................................................... 79 3.6.4. Pérdidas de Potencia en los Devanados de Transformadores de. Distribución ................................................................................................... 80 3.6.5. Pérdidas de Energía en los Devanados de Transformadores de. Distribución ................................................................................................... 84 3.6.6. Pérdidas de Potencia en Circuitos Secundarios ............................... 86. 3.6.7. Pérdidas de Energía en Circuitos Secundarios ................................ 90. 3.6.8. Pérdidas de Potencia y Energía en Acometidas ............................... 92. 3.6.8.1 Pérdidas de Potencia en Acometidas Residenciales ................................................ 92 3.6.8.2 Pérdidas de Energía en Acometidas Residenciales .................................................. 97 3.6.8.3 Pérdidas de Potencia y Energía en Acometidas Comerciales .................................. 97 3.6.8.4 Pérdidas de Potencia y Energía en Acometidas Industriales ................................... 98. 3.6.9 3.6.10. Pérdidas de Potencia y Energía en Medidores ................................. 99 Pérdidas de Potencia y Energía en Alumbrado Público .............. 100.

(14) xii. 3.6.11. Análisis y Resultados de Pérdidas Técnicas en el Alimentador. Primario Circunvalación .............................................................................. 101 CAPÍTULO IV ..................................................................................................... 104 BALANCE GLOBAL DE PÉRDIDAS Y ENERGÍA EN LA S/E PUYO ................ 104 4.1. Pérdidas Técnicas en cada componente del Sistema de Distribución. Asociado a la S/E Puyo .................................................................................. 104 4.1.1. Alimentador Central ........................................................................ 105. 4.1.2 Alimentador Shell-Mera ...................................................................... 107 4.1.3 Alimentador Capricho ......................................................................... 109 4.1.4 Alimentador Puyo Macas ................................................................... 111 4.1.4 Alimentador Tarqui ............................................................................. 113 4.2. Pérdidas Técnicas de Energía totales en el Sistema de Distribución. Asociado a la S/E Puyo .................................................................................. 115 4.3. Balance Global de Energía en el Sistema de Distribución de la S/E Puyo.. 118. 4.3.1. Balance global de energía .............................................................. 118. 4.3.2. Recopilación de información ........................................................... 119. 4.3.2.1 Energía Suministrada ............................................................................................. 119 4.3.2.2 Energía Registrada.................................................................................................. 119. 4.4. Análisis de los Resultados Obtenidos .................................................. 121. 4.4.1. Análisis de las Pérdidas Técnicas de la S/E Puyo .......................... 121. 4.4.2. Análisis de las pérdidas No Técnicas de la S/E Puyo..................... 124. 4.5. Propuestas para la reducción de Pérdidas Técnicas y No Técnicas ..... 125. 4.5.1. Propuestas para reducir las pérdidas técnicas en los Subsistemas de. Distribución de la S/E Puyo ......................................................................... 126 4.5.1.1 Transferencia de carga entre alimentadores ......................................................... 126 4.5.1.2 Incremento del calibre del conductor .................................................................... 127 4.5.1.3 Balanceo de carga en las fases ............................................................................... 128 4.5.1.4 Cambio de la posición del Tap en los Transformadores de la Subestación ........... 129.

(15) xiii. 4.5.1.5 Mantener un seguimiento de la carga de los transformadores de Distribución .. 129. 4.5.2. Propuestas. para. reducir. las. Pérdidas. No. Técnicas. en. los. Subsistemas de Distribución de la S/E Puyo .............................................. 134 4.5.2.1 Instalación de nuevos Medidores de Energía ........................................................ 134 4.5.2.2 Realizar un seguimiento a los usuarios en busca de posibles hurtos de energía .. 135 4.5.2.3 Realizar campañas permanentes para educar a la población................................ 136 4.5.2.4 Instalación de cable pre-ensamblado .................................................................... 136 4.5.2.5 Mejorar la eficiencia en la Toma de Lectura y Facturación ................................... 137. CAPÍTULO V ...................................................................................................... 138 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 138 CONCLUSIONES ........................................................................................... 138 RECOMENDACIONES ................................................................................... 139 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 141 ANEXOS ............................................................................................................ 143.

(16) xiv. LISTADO DE TABLAS Tabla 1.1 Diferencias entre algunas características importantes entre Sistemas de Potencia y Sistemas de Distribución. Tablas 2.1 Características de los transformadores de potencia de la S/E Puyo. [10] Tablas 2.2 Años de servicio de los transformadores de potencia de la S/E Puyo. [10] Tabla 2.3 Longitud del Alimentador Capricho Tabla 2.4 Potencia Instalada en el Alimentador Capricho Tabla 2.5 Potencia en los Transformadores del Alimentador Capricho Tabla 2.6 Longitud del Alimentador Circunvalación Tabla 2.7 Potencia Instalada en el Alimentador Circunvalación Tabla 2.8 Potencia en los Transformadores del Alimentador Circunvalación Tabla 2.9 Longitud del Alimentador Macas Tabla 2.10 Potencia Instalada en el Alimentador Macas Tabla 2.11 Potencia en los Transformadores del Alimentador Macas Tabla 2.12 Longitud del Alimentador Shell-Mera Tabla 2.13 Potencia Instalada en el Alimentador Shell-Mera Tabla 2.14 Potencia en los Transformadores del Alimentador Shell-Mera Tabla 2.15 Longitud del Alimentador Tarqui Tabla 2.16 Potencia Instalada en el Alimentador Tarqui Tabla 2.17 Potencia en los Transformadores Monofásicos y Trifásicos del Alimentador Tarqui. Tabla 2.18 Longitud del Alimentador Central Tabla 2.19 Potencia Instalada en el Alimentador Central Tabla 2.20 Potencia de los Transformadores Monofásicos y Trifásicos del Alimentador Central. Tabla 2.21 Transformadores de distribución instalados por alimentador. Tabla 2.22 Potencia instalada en transformadores de distribución en los primarios de la S/E Puyo Tabla 2.23 Clasificación por potencia nominal de transformadores monofásicos del sistema..

(17) xv. Tabla 2.24 Clasificación por potencia nominal de transformadores trifásicos del sistema. Tabla 2.25 Configuración de los circuitos secundarios según el área de construcción Tabla 2.26 Tipos de conductores utilizados en las redes secundarias. Tabla 2.27 Clasificación del tipo de usuarios en porcentaje. Tabla 3.1 Constante N que depende del sistema, tipo de acometida, y número de hilos. (Referencia [16]) Tabla 3.2 Valores de Pérdidas de Potencia en Contadores de Energía Tabla 3.3 Pérdidas de Potencia en Balastos de Luminarias. Tabla 3.4 Factores de Coincidencia Tabla 3.5 Promedio de clientes por transformador de distribución que tenga asociada una red secundaria. Tabla 3.6 Estratos, según el consumo promedio de los 12 últimos meses de los usuarios asociados a un transformador de distribución. Tabla 3.7 Factores de Pérdidas según el Estrato de consumo. Tabla 3.8 Transformadores Escogidos para la Simulación de Circuitos Secundarios en el Programa Cymdist. Tabla 3.9 Características de la red secundaria asociada al transformador T98 45 kVA. Tabla 3.10 Potencia de Luminarias y Consumos por poste y fase de los usuarios del transformador T98 45kVA Tabla 3.11 Porcentaje de Pérdidas de Potencia por nivel de consumo, con relación a la Demanda Máxima. Tabla 3.12 Factores de Pérdidas seleccionados de las redes secundarias más representativas de cada grupo. Tabla 3.13 Tipos de Acometidas más usadas para clientes residenciales, y Resistencia del Conductor (Referencia [24]). Tabla 3.14 Factor de Pérdidas para Acometida Residencial.Referencia [16] Tabla 3.15 Pérdidas de Potencia y Energía en Medidores. Tabla 3.16 Pérdidas de Potencia y Energía en Alumbrado Público. Tabla 3.17 Resultados Obtenidos del Alimentador Circunvalación Tabla 4.1 Resultados obtenidos en el Estudio del Alimentador Central.

(18) xvi. Tabla 4.2 Resultados obtenidos en el estudio del Alimentador Shell-Mera Tabla 4.3 Resultados obtenidos en el Estudio del Alimentador Capricho Tabla 4.4 Resultados obtenidos en el Estudio del Alimentador Puyo-Macas. Tabla 4.5 Resultados obtenidos en el Estudio del Alimentador Tarqui Tabla 4.6 Composición de Pérdidas Técnicas de energía en el Sistema de Distribución de la s/e Puyo. Tabla 4.7 Balance Global de Energía del Sistema de Distribución asociado a la Subestación Puyo.

(19) xvii. LISTADO DE FIGURAS. Figura 2.1 Área de concesión del Departamento Zona Oriental Pastaza Figura 2.2 Patio de maniobras de la S/E Puyo Figura 2.3 Cobertura de la Red de Distribución Primaria del DZO-P Figura 2.4 Topología del alimentador Capricho Figura 2.5 Topología de la alimentador Circunvalación Figura 2.6 Topología del alimentador Macas Figura 2.7 Configuración del Alimentador Primario Shell- Mera. Figura 2.8 Configuración del Alimentador Primario Tarqui. Figura 2.9 Configuración del Alimentador Primario Central. Figura 2.10 Porcentaje que representa cada tipo de cliente. Figura 3.1 Ventana para ingresar al programa SID. Figura 3.2 Forma para escoger el reporte que se necesita. Figura 3.3 Selección del Alimentador Primario del que se necesita el reporte. Figura 3.4 Selección de las características que se necesitan del Alimentador Figura 3.5 Base de datos de los conductores utilizados en los Alimentadores Figura 3.6 Posición de los Conductores y Distancia Media Geométrica Figura 3.7 Base de Datos de las Líneas que forman los Alimentadores. Figura 3.8 Datos de la S/E Puyo en el Programa Cymdist. Figura 3.9 Red de Alimentadores Primarios y Transformadores de la Ciudad de Puyo en el Programa Cymdist. Figura 3.10 Promedio de Demanda Máxima Diversificada según el número de usuarios. Figura 3.11 Factores de Pérdidas Según los Estratos de Consumos Figura 3.12 Simulación del Circuito Secundario del Transformador T98 de 45 kVA, en el Programa Cymdist. Figura 3.13 Nomograma de la REA, para determinar la Demanda Máxima Coincidente (Referencia [4]). Figura 3.14 Curva de Factores de Coincidencia para clientes residenciales (Referencia [4])..

(20) xviii. Figura 3.15 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía del Sistema del Alimentador Primario Circunvalación Figura 4.1 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía en el Sistema del Alimentador Central Figura 4.2 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía en el Sistema del Alimentador Shell-Mera Figura 4.3 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía en el Sistema del Alimentador Capricho Figura 4.4 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía en el Sistema del Alimentador Puyo-Macas Figura 4.5 Composición de Pérdidas Técnicas de Energía en el Sistema del Alimentador Tarqui Figura 4.6 Pérdidas Técnicas de Energía por cada componente del Sistema de Distribución con relación a la Energía suministrada a la Subestación Puyo. Figura 4.7 Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía de cada subsistema con relación al total de Pérdidas Técnicas de Energía Figura 4.8 Porcentaje de Pérdidas Técnicas de Energía que aporta el Sistema Eléctrico correspondiente a cada alimentador primario. Figura 4.9 Representatividad de Pérdidas Técnicas y No Técnicas del Sistema de Distribución del Estudio. Figura 4.10 Resultados obtenidos con la opción “balance de carga” del programa CYMDIST, con aplicación al Alimentador Primario Macas. Figura 4.11 Modelación del circuito secundario del transformador 399 de 25 kVA en condiciones iniciales. Figura 4.12 Perfil de tensión del circuito secundario del transformador 399 sin modificaciones Figura 4.13 Resultado de las pérdidas que se producen en el circuito secundario del transformador 399 en condiciones iniciales Figura 4.14 Modelación del circuito secundario con el cambio de posición del transformador 399 al centro de carga Figura 4.15 Modelación del circuito secundario con el cambio de posición del transformador 399 e incremento del calibre del conductor.

(21) xix. Figura 4.16 Perfil de tensión del circuito secundario con el cambio de posición de transformador 399 e incremento del calibre del conductor Figura 4.17 Resultado de las pérdidas que se producen en el circuito secundario, después del cambio de posición del transformador 399 y el incremento del calibre de los conductores.

(22) xx. LISTADO DE ANEXOS ANEXO 1 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA S/E PUYO ANEXO 2 PÉRDIDAS. EN. EL. NÚCLEO. DE. LOS. TRANSFORMADORES. DEL. ALIMENTADOR CIRCUNVALACIÓN ANEXO 3 PÉRDIDAS EN DEVANADOS A PLENA CARGA EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DEL ALIMENTADOR CIRCUNVALACIÓN. ANEXO 4 Pérdidas de Potencia en Devanados a Demanda Máxima de Transformadores de Distribución del Alimentador Circunvalación. ANEXO 5 Estratificación de los Usuarios Asociados a los Transformadores del Alimentador Circunvalación ANEXO 6 Pérdidas de Energía en los Devanados de Transformadores de Distribución del Alimentador Circunvalación. ANEXO 7 Registros de Carga en Transformadores, que se tienen disponibles. ANEXO 8 Resultados de la Simulación de los Circuitos Secundarios. ANEXO 9 Pérdidas de Potencia en Redes Secundarias del Alimentador Circunvalación. ANEXO 10 Pérdidas de Energía en los Secundarios, Factores de Pérdidas y Porcentaje de Pérdidas de Energía con respecto a la Energía Registrada ANEXO 11 Cálculos y Resultados de Pérdidas de Energía en las Redes Secundarias del Alimentador Circunvalación. ANEXO 12.

(23) xxi. Ubicación del nodo con la más alta caída de voltaje del alimentador Circunvalación. ANEXO 13 Resultados de la Corrida de Flujo del Alimentador Primario Circunvalación en el Programa Cymdist. ANEXO 14 Diagrama del Alimentador Primario Circunvalación..

(24) xxii. RESUMEN. La subestación Puyo cuenta con dos transformadores de potencia, cada uno de 5 MVA, que reducen el voltaje de 69 kV a 13,8 kV, de ella parten 6 alimentadores primarios que distribuyen la energía eléctrica a la provincia de Pastaza, la mayor parte de la carga se encuentra en la ciudad del Puyo y la parroquia Shell, la carga rural se encuentra dispersa y alejada de la S/E. En. el programa computarizado de análisis CIMDYST, se ingresó y simuló el. funcionamiento de los alimentadores, los resultados indican que el sistema se encuentra operando en condiciones normales, no se encontraron elementos sobrecargados y la caída de voltaje no sobrepasa los límites de regulación. Utilizando la metodología más apropiada y la ayuda del programa mencionado, se determina que las pérdidas representan el 9,83% de la energía disponible, el 5,13% corresponde a energía de pérdidas técnicas y el 4,70% a pérdidas comerciales. Las pérdidas técnicas en cada sub-sistema se distribuyen de la siguiente forma: el 0,85% corresponde a pérdidas resistivas en alimentadores primarios, el 2,05% a pérdidas en el núcleo de los transformadores, el 0,48% a pérdidas en devanados de transformadores, el 0,56% se pierde en las redes secundarias, el 0,07% en acometidas, el 0,28% en medidores y el 0,84% en alumbrado público. Las pérdidas técnicas de energía más importantes, se producen en el núcleo de los transformadores de distribución y representan el 40% de las pérdidas técnicas, por lo cual es necesario mantener un seguimiento de la carga en los transformadores de distribución que ya se encuentran instalados, con el fin de aprovechar de mejor manera su capacidad. Actualmente es recomendable la transferencia de carga entre alimentadores primarios, específicamente de los alimentadores “Circunvalación” y “Shell-Mera” al alimentador “Tarqui” que cuenta con una carga baja. Conforme al aumento de la demanda del sistema se deben considerar también las siguientes recomendaciones:.

(25) xxiii. •. • •. Cambio de la posición del Tap en los transformadores de la Subestación, para aumentar el nivel de voltaje de la barra de primarios hasta máximo de un 5% del valor nominal. Balance de carga en las fases. Incremento del calibre de los conductores primarios.. Las medidas para disminuir las pérdidas comerciales se deben desarrollar lo más pronto posible, es necesaria la instalación de medidores de energía en los usuarios que tienen contratos de estimación del consumo con la empresa, realizar campañas permanentes de educación, controlar y sancionar a los usuarios infractores, continuar con la instalación de cable pre-ensamblado, y mejorar la eficiencia en la toma de lecturas y facturación. Siempre teniendo el objetivo de llegar a la excelencia..

(26) xxiv. PRESENTACIÓN. El Departamento Zona Oriental Pastaza durante años ha venido brindando el servicio de energía eléctrica a la provincia de Pastaza y Morona Santiago. La necesidad de reducir las pérdidas de energía y alcanzar altos niveles de calidad en el suministro dentro de su área de concesión, hace indispensable desarrollar el presente estudio que busca determinar las pérdidas de potencia y energía por componente para cada uno de los 6 alimentadores que conforma el sistema de distribución de la Sub-Estación Puyo. La aleatoriedad en el crecimiento de la demanda y cambios continuos de la red, conlleva en la actualidad a que las empresas distribuidoras no solo dependan de profesionales en la materia, sino que requieren del apoyo de modelos matemáticos o programas computacionales y de asignación de tiempo para los estudios de ingeniería de distribución por parte del Departamento. Para así poder realizar cálculos de pérdidas técnicas y no técnicas, desarrollar y ejecutar planes que ayuden a reducir los niveles de pérdidas llegando a cumplir con los límites establecidos por la regulación. Una. correcta decisión ante estos problemas. genera beneficios económicos para la Empresa y a la vez brinda un servicio de energía eficiente. El desarrollo de este estudio tiene gran importancia ya que permite conocer y orientar al Departamento sobre su sistema de distribución y buscar soluciones para resolver los problemas que se presenten. Para ello se realizó la modelación de los 6 alimentadores de la S/E Puyo, en el programa computacional CYMDIST, que permite conocer el estado actual del sistema, identificando y analizando los inconvenientes en cada alimentador y plantear las soluciones que mejor convengan. Para el desarrollo de la metodología planteada se parte de los datos que dispone el Departamento, en algunos casos escasos, para el cálculo de cada subsistema. Este estudio contiene información clara y detallada de los pasos, cálculos y los parámetros necesarios para obtener resultados que a la postre servirán como información de cómo se está operando el sistema de distribución..

(27) 1. CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 1.1. OBJETIVOS. 1.1.1 OBJETIVO GENERAL Calcular las pérdidas técnicas totales y por elemento del sistema de distribución asociado a la S/E “Puyo”. 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Analizar la operación del sistema de distribución. Calcular y analizar las pérdidas técnicas de cada componente del sistema de distribución considerando los procedimientos más apropiados para cada uno de ellos. Proponer una estrategia para reducir las pérdidas observadas.. 1.2. ALCANCE. Hacer un levantamiento de los elementos principales de un alimentador como son: red primaria, transformadores de distribución, redes secundarias, clientes y otros elementos. Con base en un muestreo realizar las modelaciones del alimentador primario, red secundaria, transformadores, acometidas y sistemas de medición para clientes. Determinar las pérdidas técnicas de cada elemento de la red en base a muestras representativas. Realiazar un balance global de demanda y energía en la S/E Puyo. Recomendaciones para reducir las pérdidas..

(28) 2. 1.3. SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. 1.3.1 INTRODUCCIÓN En el sistema eléctrico se distinguen 3 actividades: generación, transmisión y distribución; el sistema de distribución es fundamental, recibe la energía de los sistemas de transmisión, los cuales transportan la energía desde las centrales de generación, que pueden estar ubicadas a largas distancias de los centros de consumo o también en las cercanías de éstos, a lo que se llama generación distribuida; cuenta con un conjunto de equipos para suministrar energía a un número determinado de cargas de forma segura con calidad y eficiencia. Es aquella parte del sistema eléctrico que se encuentra comprendido entre las subestaciones de entrega en bloque y el equipo de entrada de servicio de los consumidores. Los sistemas de distribución, sufren cambios rápidos en su configuración y en la demanda; debido a esto es muy importante una adecuada planificación, de manera que se puedan adecuar con los menores cambios posibles a las nuevas necesidades del aumento de la población y el desarrollo.. Tabla 1.1 Diferencias entre algunas características importantes entre Sistemas de Potencia y Sistemas de Distribución. Característica. Sistema de Potencia Sistema de Distribución. Topología. Mallada. Radial. Niveles de Voltaje. Altos. Medios y bajos. Magnitudes de Potencia. Altas. Repartidas, Divididas. Número de Elementos. Relativamente pocos y concentrados. Muchos y dispersos. Cambios del Sistema. Lentos. Dinámicos. Protecciones. Complejas. Relativamente simples. Pérdidas. Técnicas. Técnicas y No Técnicas. Variación de Carga. Lenta. Muy Rápida.

(29) 3. La tabla 1.1 compara y muestra la diferencia de algunos aspectos importantes de los sistemas de potencia y los sistemas de distribución.1 1.3.2 ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN [1][2][3][4][7] 1.3.2.1 Subestación de Distribución Es un conjunto de elementos como transformadores, interruptores, seccionadores etc. que cumplen con la función de reducir el voltaje de los niveles de transmisión o subtransmisión al valor de los alimentadores primarios que cubrirán el área en donde se ubican las cargas. 1.3.2.2 Sistema de Distribución Primario Conjunto de conductores que parten de la Subestación de Distribución, reparte energía mediante redes radiales. Cubre la superficie de los grandes centros de consumo y también avanza hacia las cargas en los sectores rurales, uniendo la subestación de distribución con los transformadores de distribución, que finalmente reducen el voltaje al nivel de utilización. Puede ser aéreo o subterráneo. Los alimentadores primarios operan en el país a niveles de voltaje comprendidos entre 6,3 kV a 34,5 kV, con predominio de la clase de 15 kV que se utiliza aproximadamente en el 78% de los primarios, el 11% en 25 kV y el 7,5% en 6,3 kV.2 Se construyen líneas primarias a un voltaje más elevado en zonas de carga de rápido crecimiento. El cambio de las líneas a un voltaje más elevado no siempre da una ventaja económica lo suficientemente grande como para justificar la inversión, las líneas que operan a voltajes comprendidos entre los 5 kV se cambian según lo van determinando los aspectos económicos la obsolescencia y la conveniencia. La mayoría de los sistemas de distribución primarios son tetrafilares, con varias conexiones a tierra y neutro común.. 1 2. Apuntes tomados en clase de Planificación de Sistemas de Distribución. Referencia 7.

(30) 4. 1.3.2.3 Transformador de Distribución Es un elemento muy importante en la red de distribución, reduce el voltaje en media tensión del circuito primario, a un nivel bajo, para ser utilizado por las cargas de los clientes y también por la iluminación pública. Se ubican en cámaras de transformación o en estructuras montadas en postes. 1.3.2.4 Red Secundaria de Distribución Conjunto de conductores que parten de los bornes del secundario del transformador de distribución al nivel de voltaje de utilización, recorren las calles y caminos en donde se encuentran las cargas, se enlazan a los clientes comerciales y residenciales mediante las acometidas. También pueden ser aéreos o subterráneos. El nivel de voltaje al cual operan las redes secundarias se encuentra entre los 120 a 240 voltios. Es importante tener en consideración que en los circuitos secundarios se destina alrededor del 45% de la inversión total que se hace en el sistema de distribución, mientras que en la S/E de Distribución se invierte un 15%, en los alimentadores primarios el 15% y en los Transformadores de Distribución el 25%.3 1.3.2.5 Red de Alumbrado Público Conjunto de conductores, estructuras de montaje y luminarias, utilizados para la iluminación de las calles, carreteras, parques y plazas. 1.3.2.6 Acometidas Cables eléctricos utilizados para transmitir la energía desde la red secundaria hasta el medidor de energía del abonado. 1.3.2.7 Medidores de Energía Equipo de funcionamiento electromecánico o electrónico, que se utiliza para medir la energía suministrada al cliente.. 3. Datos aproximados, tomados en clase de Distribución, Ing. Carlos Riofrío..

(31) 5. 1.4 PÉRDIDAS. QUE. SE PRODUCEN EN LOS SISTEMAS DE. DISTRIBUCIÓN [1][5][6] Las pérdidas se producen por varias razones: el transporte de energía y transformación del voltaje, también es lógico que existan pequeños errores en la operación de los equipos y errores humanos tanto en la parte técnica como administrativa; pero cuando estos eventos rebasan los límites permisibles, el perjuicio económico debido a las pérdidas de energía, se convierte en un grave problema para la empresa de distribución. Las pérdidas eléctricas se dividen en Técnicas y No Técnicas. 1.4.1 PÉRDIDAS TÉCNICAS Se denominan así a las pérdidas de energía que se producen debido al funcionamiento de los equipos y elementos utilizados en los sistemas eléctricos, como son los conductores, transformadores y medidores entre otros; es decir son las pérdidas que se producen por disipación debida a fenómenos físicos. Las Pérdidas Técnicas se clasifican en: •. Pérdidas Técnicas Independientes de la Demanda. •. Pérdidas Técnicas Dependientes de la Demanda.. 1.4.1.1 Pérdidas Técnicas Independientes de la Demanda Son aquellas que son causadas debido a la energización de líneas, transformadores y equipos de medición. Las pérdidas ocurren debido al efecto corona, la histéresis y corrientes parásitas. 1.4.1.1.1 Pérdidas en Alimentadores Primarios y Secundarios Las pérdidas independientes de la demanda que se dan en conductores se deben especialmente al efecto corona, en el caso de los voltajes utilizados en las redes de distribución el efecto corona es despreciable. Se consideran las pérdidas por éste fenómeno cuando el voltaje es mayor a 115 kV..

(32) 6. 1.4.1.1.2 Pérdidas en Transformadores Son aquellas que se dan en el núcleo del transformador y dependen de la densidad de flujo magnético. Tienen un valor constante, independiente de la variación de la demanda, se calculan con el secundario del transformador en vacío y con el voltaje nominal del transformador. Se conocen también como pérdidas por Histéresis o efecto Foucault. 1.4.1.1.3 Pérdidas en Medidores Se producen por la energización de las bobinas de voltaje. 1.4.1.2 Pérdidas Técnicas Dependientes de la Demanda Son aquellas relacionadas con la variación de la demanda, dependen de la corriente que circula por los elementos del sistema de distribución, el fenómeno físico responsable de estas pérdidas es. la disipación de la energía por. calentamiento (efecto Joule). En el presente trabajo se calculan las pérdidas resistivas para la demanda máxima de la carga en cada subsistema. En los conductores primarios y secundarios se calculan de la siguiente manera: é . . . . . . . . ||. En los transformadores de distribución estas pérdidas corresponden a las que se producen en el cobre o aluminio de los devanados, por efecto Joule. Se calculan de la siguiente forma: é . . . ||. En las acometidas también se producen pérdidas por efecto Joule. Estas se calculan considerando la demanda máxima individual. En cuanto a las pérdidas resistivas en los medidores, se presentan en las bobinas amperimétricas, aunque son consideradas pequeñas y no se toman en consideración..

(33) 7. 1.4.2 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Una pérdida No Técnica se produce, cuando hay una diferencia entre el consumo real que tiene el cliente y el consumo facturado, es decir, es la energía que no se ha facturado. Los motivos que originan estas pérdidas son variados; pueden ocurrir por mal uso, deterioro, mal funcionamiento y errores en la operación de los equipos, pero en especial se dan debido a fraudes cometidos por los consumidores. Las pérdidas no técnicas se determinan mediante la diferencia entre las pérdidas totales del sistema, menos las pérdidas técnicas calculadas. Para tener una visión más completa de las causas que provocan las pérdidas no técnicas, se pueden clasificar de la siguiente manera: •. Pérdidas no técnicas fraudulentas.. •. Pérdidas no técnicas por fallas administrativas.. 1.4.2.1 Pérdidas no técnicas fraudulentas Se dan debido a conexiones directas, o por manipulación antes del contador de energía o dentro de este. También las podemos clasificar de la siguiente forma: Exteriores al medidor. Conexión directa desde la acometida a toda la carga. Conexión de cargas antes del medidor. Puentes desde la acometida.. Medidor intervenido. Intercambio de una línea con el conductor del neutro. Puentes en la bornera. Inversión de fases. Alteración del registro. Sellos violados (manipulaciones de los componentes internos del medidor). Disco del contador atorado. Ajustes flojos..

(34) 8. Hurto de Energía de las Redes en Forma Directa. Son las conexiones directas desde la red a la carga,. realizadas por. personas que no tienen cuenta con la empresa. 1.4.2.2 Pérdidas no técnicas por fallas administrativas Son las causadas por deficiencias en el sistema administrativo de la empresa distribuidora, el cual debe contar con instructivos, procedimientos, planificación y el personal técnico preparado, necesario para controlar el buen funcionamiento y estado de las instalaciones y equipos. Las principales razones que generan este tipo de pérdidas son: Usuarios sin medidores. Iluminación de calles. Tomas directas en ferias. Mal funcionamiento o deterioro de equipos. Error en las conexiones. Errores en la toma de lecturas. Fallas o retrasos en la facturación. No se legaliza a clientes nuevos. Estimaciones incorrectas del consumo. Errores en el consumo propio de la empresa.. 1.5. NORMAS. Y. REGLAMENTOS. UTILIZADOS. PARA. LA. REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS Artículo 12 del Reglamento de Tarifas del Sector Eléctrico [8] Este artículo se refiere a las pérdidas de energía, está vigente desde el mes de junio del 2002 y en él se decreta lo siguiente: “Las pérdidas técnicas se valorarán a través de las simulaciones de los sistemas de transmisión y distribución, a fin de precisar el porcentaje de ellas para cada nivel de servicio: transmisión, subtransmisión, media tensión y baja tensión. El cálculo se llevará a cabo para potencia y energía..

(35) 9. Los estudios en los que se fijen los porcentajes de pérdidas técnicas serán elaborados por el Transmisor en coordinación con el Consejo Nacional de Control de Energía, CENACE y por el distribuidor según corresponda y serán presentados al Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC. La magnitud de las pérdidas técnicas no excederá de los niveles que apruebe el CONELEC, los cuales se fundamentarán en los análisis técnico y económico que le sean presentados. Las pérdidas no técnicas resultarán de la diferencia entre las pérdidas totales menos las pérdidas técnicas. Los límites admisibles para las pérdidas no técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijados, previo correspondiente análisis técnico, y bajo su responsabilidad, el CONELEC, entidad que considerará dentro del cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD), la incidencia de las inversiones e incrementos en costos que el Distribuidor realizará para cada período anual en el cumplimiento del programa de reducción de pérdidas no técnicas”.4 Plan de Electrificación del CONELEC5 Este plan emite las siguientes recomendaciones que deben tomar en cuenta las empresas de distribución para reducir las pérdidas de energía, considerando la relación beneficio/costo: Usar transformadores y equipos más eficientes; Instalar condensadores para compensar cargas reactivas; Instalar sistemas de medida modernos en subestaciones, alimentadores y otros puntos del sistema, para identificar los subsistemas con mayores pérdidas; Utilizar programas informáticos para optimizar las ampliaciones, cambios, mejoras y operación de los sistemas de distribución; así como los procesos de registro de clientes, lectura, facturación y control de robos de energía; Realizar campañas de educación y publicidad, para difundir los derechos y obligaciones de los distribuidores y los clientes.. 4. Codificación del Reglamento de Tarifas Eléctricas. “Decreto Ejecutivo No. 2713 de 7 de junio de 2002, R.O. No. 598 de 17 de junio de 2002” 5 Tomado de “CONELEC. Plan de Electrificación 2002-2011, Capítulo II”.

(36) 10. Priorizar la aplicación de acciones legales para evitar el robo de la energía. Tomar las medidas técnicas y comerciales necesarias, para que cada uno de los elementos de los sistemas de distribución, sea operado y mejorado técnica y económicamente..

(37) 11. CAPITULO II SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA S/E PUYO. 2.1. DESCRIPCIÓN DEL DEPARTAMENTO ZONA ORIENTAL. PASTAZA (DZO-PASTAZA) [9][10] El DZO-PASTAZA corresponde a un organismo descentralizado de la Empresa Eléctrica Ambato S.A (EEASA). Se formó sobre la base del Ex Sistema Eléctrico Pastaza, que se mantuvo como tal bajo la administración de la EEASA de 1980 a 1989. El DZO-PASTAZA, fue creado mediante Resolución de Directorio 062-1989, del 22 de Agosto de 1989 y su Director fue designado el 1 de octubre del mismo año. En la actualidad sirve a más de 21.611 clientes, asentados en los 4 cantones de la Provincia de Pastaza y, cantones: Palora, Huamboya, Pablo VI, de la Provincia de Morona Santiago, la mayor parte de clientes son residenciales, que pertenecen a las principales ciudades y a las cabeceras parroquiales.. Figura 2.1 Área de concesión del Departamento Zona Oriental Pastaza.

(38) 12. La figura 2.1 muestra el área de concesión de la Empresa Eléctrica Ambato, considerada la Empresa de Distribución de mayor área de cobertura del Ecuador, dando energía a las Provincias de Tungurahua, Pastaza, y algunos cantones de la Provincias de Napo y Morona Santiago; contando en la actualidad con un área de 40.805 km2. El gráfico también muestra una vista del área de concesión del estudio, que pertenece al. Departamento Zona Oriental Pastaza, siendo el. departamento de mayor concesión con 33.246,4 km2. De estos 29.773,7 km2 que corresponden al 100% de la provincia de Pastaza y 3.472,7 km2 que representan el 14,4% de la provincia de Morona Santiago. En este Departamento se ejecutan acciones similares a las encomendadas a los Departamentos de Diseño y Construcción, Operación y Mantenimiento, Comercial y Financiero de la Matriz en la ciudad de Ambato. Todo esto se realiza a través de las secciones con las que cuenta este departamento: Sistemas, Comercialización y Técnica. 2.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS El sistema eléctrico del área de concesión del DZO-Pastaza, está constituido por 2 subestaciones de distribución. Dispone de una potencia instalada total de 15 MVA; de los cuales la S/E Puyo aporta con 10 MVA y la S/E Mushullacta con 5 MVA, con relación de 69/13,8 kV. La S/E Puyo se encuentra localizada en la ciudad del mismo nombre, cuenta con 2 transformadores de potencia y 6 alimentadores. La S/E Mushullacta se encuentra ubicada en la parroquia Simón Bolívar, esta subestación tomó parte de la carga de la S/E Puyo, con el objetivo de mejorar la operación y calidad de servicio del sistema. De ella parten 3 alimentadores: Veracruz-Simón Bolívar y Consuelo Puente Pastaza (provincia de Pastaza), Palora-Huamboya-Pablo VI (provincia de Morona Santiago). La longitud de las líneas de subtransmisión a 69 kV es de 45,5 km, parten de la S/E de reducción “CENEL PUYO” ubicada en el barrio América, la distancia a la S/E Puyo es de 5,5 km, realizando un recorrido paralelo al alimentador Capricho. La línea a la S/E Mushullacta tiene una longitud de 40 km, que inicia desde una.

(39) 13. derivación en la S/E Puyo, recorriendo paralelamente parte de los alimentadores Circunvalación y Macas. En el anexo 1 se presenta el diagrama unifilar de la S/E Puyo. El sistema de alimentadores primarios cuenta en la actualidad con un tendido de red de media voltaje de 931,94 km; aquellos primarios que pertenecen a la S/E Puyo tienen una longitud de 596,76 km y los que parten de la S/E Mushullacta 335,18 km, sirviendo a los principales centros poblados del área de concesión. Además tiene instalado 1.870 transformadores de distribución, que representan una potencia instalada total de 30,705 MVA.. 2.2. CONFIGURACIÓN DE LA RED EN ESTUDIO. 2.2.1 DESCRIPCIÓN DE LA S/E PUYO [9] CONEXIÓN La S/E Puyo entró en funcionamiento en el año 1986, mejorando con ello la calidad de servicio y confiabilidad de energía eléctrica, siendo una fuente de desarrollo para las zonas beneficiadas. La subestación Puyo, se encuentra ubicada en el barrio El Dorado, cantón Puyo, provincia de Pastaza. La ubicación geográfica está dada por las siguientes coordenadas: en X [UTM] 831747,696 en Y [UTM] 9834449,756 y en Z [UTM] 978,29. La relación de voltaje es de 69 kV a 13,8 kV, se encuentra en sincronismo con el SNI, cuenta con 2 transformadores de potencia conectados en paralelo cada uno de 5 MVA, llegando a tener una capacidad instalada total de 10 MVA, además tiene conectado un banco de capacitores para mejorar el factor de potencia. Los transformadores de potencia se detallan en la tabla 2.1.

(40) 14. Figura 2.2 Patio de maniobras de la S/E Puyo. La S/E Puyo tiene 6 alimentadores primarios: Central, Circunvalación, Shell-Mera, Capricho, Macas y Tarqui; brindando energía eléctrica a sectores urbanos y rurales de la provincia de Pastaza.. Tablas 2.1 Características de los transformadores de potencia de la S/E Puyo. [10]. SUBESTACIÓN. KV AT/BT. MVA 6. 7. OA /FA. MARCA. N° SERIE. CANTIDAD ACEITE. AÑO. ORIGEN. Z%. CONEXIÓN P/T/S. A. 69/13,8. 5. OSAKA. 5K0040008 4000 LTS. 1982. JAPON. 7,3. ∆-Ytierra. B. 69/13,8. 5. OSAKA. 5K0040011 4000 LTS. 1982. JAPON. 7,3. ∆-Ytierra. PUYO. 6 7. OA: Sumergido en aceite, auto refrigerado (circulación natural del líquido aislante) FA: Sumergido en aceite, refrigeración forzada con aceite (ventiladores).

(41) 15. Tablas 2.2 Años de servicio de los transformadores de potencia de la S/E Puyo. [10] Subestación. Trafo. Fecha Inicio. Años de Servicio. Puyo. 5MVA. 02/04/1998. 8. Puyo. 5MVA. 01/04/1986. 20. 2.2.2 UBICACIÓN E IDENTIFICACIÓN DE LA RED El sistema de distribución asociado a la S/E Puyo, cubre la zona occidental de la Provincia de Pastaza, llegando a sus 4 cantones, Puyo, Santa Clara, Mera y Arajuno. La figura 2.3 indica el recorrido de las redes de distribución del DZO-P. Además muestra una pequeña red que cuenta con generación térmica, debido al difícil acceso de los alimentadores primarios..

(42) 16. N. SIMBOLOGIA CAPITAL DE PROVINCIA CABECERA CANTONAL CABECERA PARROQUIAL CENTRO POBLADO ALIM. EL CAPRICHO. ALIM. PUYO-MACAS. ALIM. TARQUI-PALORA. ALIM. SHELL-MERA. Figura 2.3 Cobertura de la Red de Distribución Primaria del DZO-P. 2.2.3 DESCRIPCIÓN Y TOPOLOGÍA DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS [12] [13] Los alimentadores que pertenecen a la S/E Puyo, son circuitos radiales aéreos, que cubren las zonas urbanas y rurales del área de cobertura..

(43) 17. Los alimentadores primarios a 13,8/7,9 kV, están compuestos de uno, dos o tres conductores de fase y un conductor de neutro continuo, sólidamente puesto a tierra, a partir del punto neutro de la subestación de distribución y común para los circuitos secundarios. 2.2.3.1 Tipos y calibres de conductores utilizados Los conductores utilizados en los alimentadores del DZO-P, son los exigidos por las normas de la EEASA y son: ACSR.- “Conductor de aluminio reforzado con alma de acero”, los calibres utilizados son: 4/0AWG, 3/0AWG, 2/0AWG, 1/0AWG, 2AWG Y 4AWG. AAAC.- “Conductor de aleación de aluminio”, 1/0AWG; éste solo se utiliza en una regeneración del alimentador circunvalación a la altura del terminal terrestre de la ciudad del Puyo. 2.2.3.2 Clasificación de los alimentadores de la S/E Puyo Los alimentadores que forman parte de la S/E Puyo, cubren aproximadamente 3.262 km2, que representa un 7.99% del área de concesión del DZO-P, esto se debe a que la mayoría del territorio de la provincia de Pastaza está constituido por bosques primarios en los que solamente habitan grupos étnicos como los Shuar, Quichuas Amazónicos, Yumbos, Huaoranis y los Záparos, que se encuentran en forma muy dispersa; además algunas comunidades indígenas se oponen a la apertura de carreteras y a la construcción de. redes eléctricas, ya que se. ocasionarían daños en el medio ambiente. Por esta razón el DZO-P está realizando estudios para dotarles de suministro eléctrico mediante proyectos de energías alternativas. Los alimentadores pertenecientes a la S/E Puyo son 6 y se describen a continuación: 2.2.3.2.1 Alimentador Capricho El alimentador parte de la S/E Puyo, con dirección Nor-Oriental, cubriendo las periferias urbanas de la ciudad y llegando hasta el límite provincial con el Napo; por lo que es considerado como un alimentador rural, ya que brinda servicio.

(44) 18. eléctrico a pequeños centros poblados y las comunidades cercanas localizadas a lo largo de su recorrido, siendo éste uno de los más extensos. El nivel de voltaje es de 13,8 kV. Cuenta con una potencia instalada de 2.969 kVA, la mayor parte de transformadores instalados son de 3 kVA y 10 kVA, debido a que son usuarios que se encuentran ubicados en forma muy dispersa. Cuenta con 2 nodos de transferencia de carga, los mismos que son usados para realizar maniobras de operación y mantenimiento, el primer nodo de transferencia se conecta con el alimentador Circunvalación, ubicado en el barrio Obrero, mientras que el otro se conecta con el alimentador Misahuallí, perteneciente al Departamento Zona Oriental Napo a la altura de la comunidad Capricho. Tiene 1.519 usuarios aproximadamente, de los cuales su mayoría son residenciales de bajos consumos de energía. Lugares de cobertura Cantón Pastaza: Parroquia Puyo: Barrios: Las Américas, Santa Marta; Curaray Parroquia Fátima: Barrios: Fátima, Murealdo, La Libertad, Telegrafistas, El Rosal, Simón Bolívar, La Florida Parroquia Teniente Hugo Ortiz: Barrios: Teniente Hugo Ortiz, Allishungo, San José, Llandia, Mariscal Sucre, Cajabamba. Cantón Santa Clara: Parroquia Santa Clara: Barrios:. Boayacu, Ceslao Marín,.

(45) 19. San Rafael, Jandyayacu, Rey del Oriente, San Jorge,. Capricho, Alto Punín,. Simón Bolívar, San Francisco. La figura 2.4 muestra la topología del alimentador Capricho, con sus principales parroquias y centros poblados, donde brinda cobertura; además indica si la red es, monofásica, de dos fases o trifásica.. Figura 2.4 Topología del alimentador Capricho. 8. Programa “Cymdist”. 8.

(46) 20. Tabla 2.3 Longitud del Alimentador Capricho. LONGITUD DEL ALIMENTADOR CAPRICHO LÍNEA TRIFÁSICA (km). LÍNEA DOS FASES (km). LÍNEA MONOFÁSICA (km). 53,19. 0,90. 94,02 148,12. TOTAL(km). Tabla 2.4 Potencia Instalada en el Alimentador Capricho. POTENCIA TOTAL INSTALADA EN EL ALIMENTADOR Fases # de Transformadores Potencia Total (kVA) 1φ 228 2.209 3φ 9 760 TOTAL 237 2.969. TRAFOS. TRIFÁSICOS. TRAFOS. NOMOFÁSICOS. Tabla 2.5 Potencia en los Transformadores del Alimentador Capricho. Potencia Nominal (kVA). # de Trafos.. (%) en relación Potencia (%) en relación a al # total de Total del la Potencia total Trafos. Grupo (kVA). 3. 43. 18,86. 129. 5,84. 5. 25. 10,96. 125. 5,66. 10. 120. 52,63. 1.200. 54,32. 15. 27. 11,84. 405. 18,33. 25. 12. 5,26. 300. 13,58. 50. 1. 0,44. 50. 2,26. TOTAL. 228. 100. 2.209. 100. 15. 1. 11,11. 15. 1,97. 30. 1. 11,11. 30. 3,95. 45. 2. 22,22. 90. 11,84. 50. 1. 11,11. 50. 6,58. 75. 2. 22,22. 150. 19,74. 125. 1. 11,11. 125. 16,45. 300. 1. 11,11. 300. 39,47. TOTAL. 9. 100. 760. 100.

(47) 21. 2.2.3.2.2 Alimentador Circunvalación El alimentador “Circunvalación” cubre aproximadamente un 55% del área urbana de la ciudad del Puyo, siendo este uno de los de menor longitud. Abarca gran parte de la zona residencial y comercial de la ciudad, por lo que es uno de los principales alimentadores de la S/E. Cuenta con una carga instalada de 6.332,5 kVA; lo que le hace uno de los alimentadores de mayor carga instalada, la mayor parte de transformadores son monofásicos de 10 kVA, 15 kVA y 25 kVA; en lo que respecta a transformadores trifásicos no llegan a ser tan representativos y por lo general son particulares que no cuentan con red de baja tensión. El nivel de voltaje es de 13,8 kV; dispone de 4 nodos de transferencia de carga, los mismos que son usados para realizar maniobras de operación y mantenimiento, un nodo de transferencia se conecta con el alimentador Macas ubicado en el barrio El Recreo, el segundo con el alimentador Tarqui en el barrio El Dorado, el tercero y cuarto se conectan con el alimentador Central en los barrios Central 12 de Mayo y Obrero respectivamente. Cuenta con 4.922 clientes aproximadamente, de los cuales su mayoría es de tipo residencial. Lugares de cobertura Ciudad del Puyo: Barrios: El Recreo, Dorado, Santo Domingo de Guzmán, México, La Merced, Central 12 de Mayo, Nuevos Horizontes, Mariscal, Amazonas, Obrero, Simón Bolívar.

(48) 22. Figura 2.5 Topología de la alimentador Circunvalación. 9. Tabla 2.6 Longitud del Alimentador Circunvalación. LONGITUD DEL ALIMENTADOR CIRCUNVALACIÓN LÍNEATRIFÁSICA (km). LÍNEA DOS FASES (km). LÍNEA MONOFÁSICA (km). 19,75. 0,03. 16,19. TOTAL(km). 9. Programa Cymdist. 35,97.

(49) 23. Tabla 2.7 Potencia Instalada en el Alimentador Circunvalación. POTENCIA TOTAL INSTALADA EN EL ALIMENTADOR Fases # de Transformadores Potencia Total (kVA) 1φ 251 4.632,5 3φ 24 1.700 TOTAL 275 6.332,5 Tabla 2.8 Potencia en los Transformadores del Alimentador Circunvalación. TRAFOS. TRIFÁSICOS. TRAFOS. MONOFÁSICOS. Potencia # de (%) en relación Nominal Trafos. al # total de Trafos. (kVA). Potencia Total del Grupo (kVA). (%) en relación a la Potencia total. 5. 3. 1,20. 15. 0,32. 10. 60. 23,90. 600. 12,95. 15. 77. 30,68. 1.155. 24,93. 25. 104. 41,43. 2.600. 56,13. 37,5. 7. 2,79. 262,5. 5,67. TOTAL. 251. 100. 4.632,5. 100. 15. 2. 8,33. 30. 1,76. 30. 4. 16,67. 120. 7,06. 45. 5. 20,83. 225. 13,24. 50. 5. 20,83. 250. 14,71. 75. 6. 25. 450. 26,47. 125. 1. 4,17. 125. 7,35. 500. 1. 4,17. 500. 29,41. TOTAL. 24. 100. 1.700. 100. 2.2.3.2.3 Alimentador Macas Este alimentador es el más largo y uno de los más conflictivos para el DZO-P, por lo que se optó transferir parte de su carga al nuevo alimentador Veracruz-Simón Bolívar, a través de seccionamientos. El área de servicio comprende en su mayoría la zona rural y un poco las periferias de la ciudad del Puyo, por lo que se le considera un alimentador rural..

(50) 24. Se extiende hacia el oriente de la ciudad del Puyo para luego dividirse en dos ramales, uno al norte al cantón Arajuno y otro al sur hacia la parroquia de Veracruz y a la parroquia de Pomona. Cuenta con una carga instalada de 3.871,5 kVA; la mayor parte de transformadores instalados son de 3 kVA, 10 kVA, debido a que son usuarios de bajos ingresos, localizados en sectores rurales y dispersos uno de otro, con consumos de energía bajos. El nivel de voltaje es de 13,8 kV. Dispone de 2 nodos de transferencia de energía; el primero con el alimentador Circunvalación localizado en el barrio Recreo y el segundo con él alimentador Veracruz-Simón Bolívar. Cuenta con 2.145 clientes aproximadamente, de los cuales su mayoría es de tipo residencial. Lugares de cobertura Cantón Pastaza: Parroquia Puyo: Barrios: El Dorado, El Recreo, La Unión, La Merced. Parroquia Veracruz: Barrios: Veracruz, Marianitas, Cabeceras, Taculín, Las Palmas, Unión Nacional, 12 de Febrero, El Calvario, San Pablo de Talín, Nuevos Horizontes, La Esperanza. Parroquia Diez de Agosto: Barrios: Diez de Agosto, Libertad, Juan de Velazco, San Antonio, Jatunpaccha, San Ramón. Parroquia Pomona: Barrios: San Pedro, Cotococha, Nuevo Mundo, Porvenir, Puyopungo Parroquia El Triunfo:.

(51) 25. Barrios: El Triunfo, La Esperanza, El Refuerzo, Santo Domingo, 12 de Mayo, Simón Bolívar, Independencia Cantón Arajuno: Parroquia Arajuno: Barrios: Arajuno, Shuar Washients, Huapuno, Huagra Yacu, Boano, Santa Bárbara, Pozo.. Figura 2.6 Topología del alimentador Macas. 10. Programa “Cymdist”. 10.