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propias las creaciones de terceras personas.

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

Y ELECTRÓNICA

DESARROLLO DE UN MÓDULO INFORMÁTICO PARA EL

CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL CONSIDERANDO

COCINAS DE INDUCCIÓN

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

WILLIAN ROLANDO DÍAZ YÁNEZ

williamrdy_day13@hotmail.com

JOSÉ LUIS QUISHPE SACANCELA

josel_qs@hotmail.com

DIRECTOR: PhD. Hugo Arcos Martínez

hugo.arcos@epn.edu.ec

Quito, noviembre 2016

I

DECLARACIÓN

Nosotros, Willian Rolando Díaz Yánez y José Luis Quishpe Sacancela,

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 declaramos y 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.

______________________

Willian Rolando Díaz Yánez

______________________

José Luis Quishpe Sacancela

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Willian Rolando Díaz Yánez y

José Luis Quishpe Sacancela, bajo mi supervisión.

________________________

PhD. Hugo Arcos Martínez

DIRECTOR DEL PROYECTO

III

AGRADECIMIENTOS

Díaz Willian

Agradezco a Dios por cada día de vida que me regala.

A la Escuela Politécnica Nacional y a mis profesores quienes

aportaron en mi formación académica; en especial al Ing. Mentor

Poveda y al PhD. Hugo Arcos quienes me guiaron en el desarrollo de

este proyecto, transmitiéndome sus conocimientos.

A los ingenieros Santiago Córdova, Diego Torres, Yolanda Monta y al

resto de compañeros quien conforman el departamento SIG de la EEQ

por su colaboración y ayuda.

Finalmente, a mi amigo José Luis Quishpe por el esfuerzo brindado

para culminar esta etapa en nuestras vidas.

IV

Quishpe José Luis

A Dios por darme salud y sabiduría para lograr alcanzar mis metas.

A la Escuela Politécnica Nacional y sus docentes por los

conocimientos impartidos.

Al PhD. Ing. Hugo Arcos Martínez, director, profesor y amigo.

A los ingenieros Santiago Córdova, Roberto Herrera, Diego Torres y

personal del departamento SIG de la EEQ por su gran apoyo y

colaboración.

A los ingenieros Mentor Poveda y Ricardo Dávila por compartir su

conocimiento y experiencia.

A todos los profesionales y amigos que estuvieron presentes con sus

conocimientos y apoyo durante la realización del presente estudio.

A mi amigo Willian Díaz por su dedicación en el desarrollo de este

proyecto.

V

DEDICATORIA

Díaz Willian

A Dios quien supo guiarme por el buen camino.

A mi compañera de vida Dayana por ser un pilar fundamental en mi

vida, por demostrarme tu amor y por contar contigo en todo momento,

por ser como eres Te Amo.

A mis padres Reinaldo y Rosa, por sus consejos, valores y ser un

ejemplo de constante esfuerzo y perseverancia.

A mis hermanos Rodrigo, por ser mi segundo padre, por transmitirme

tus consejos y experiencias. Miriam, por enseñarme a defender lo que

quiero y aprecio. José Armando, por ser más que hermano mi mejor

amigo, mi cómplice, mi camarada. Norton y Diego, para que vea en mi

un ejemplo de persistencia y superación.

A Vicente y Sylvia, por sus consejos, por brindarme su amistad y

cariño.

VI

Quishpe José Luis

A Dios, por su infinito amor y haberme bendecido con una excelente

familia y permitirme cumplir mis objetivos.

A mis padres, Teófilo y Piedad, por su bondad y amor, por siempre

creer y esperar lo mejor de mí, por haberme formado como hombre de

bien, por sus consejos y palabras de aliento que me han dado a lo

largo de toda mi vida, por ser padres ejemplares.

A mis hermanos, Alexandra, Marlene, Paul y Santiago por su gran

cariño y amor, por apoyarme y cuidarme siempre.

A mis sobrinos, Kimberlly, Christopher, Mariuxi y Nayra por el cariño y

alegría que me brindan.

A mis cuñados Pedro, Pascual y Jenny por su cariño y apoyo.

VII

INDICE

DECLARACIÓN ....................................................................................................... I

CERTIFICACIÓN .................................................................................................... II

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ III

DEDICATORIA ....................................................................................................... V

INDICE .................................................................................................................. VII

RESUMEN ........................................................................................................... XV

PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII

CAPITULO 1 ........................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1

1.1 ANTECEDENTE ........................................................................................ 1

1.2 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 1

1.3 OBJETIVOS .................................................................................................. 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................ 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 2

1.4 ALCANCE ..................................................................................................... 2

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................... 4

MARCO TEÓRICO ................................................................................................. 4

2.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 4

2.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................................... 4

2.2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .......................................... 4

2.2.2 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN ............................................. 4

2.2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN .............................................. 5

2.2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA ............................................... 5

VIII

2.2.5 ACOMETIDAS ........................................................................................ 5

2.2.6 ABONADO .............................................................................................. 5

2.2.7 COCINA ELÉCTRICA DE INDUCCIÓN ................................................. 5

2.2.8 RED DE ALUMBRADO PÚBLICO ......................................................... 6

2.2.9 PARÁMETROS DE LA CARGA ............................................................. 6

2.2.10 ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA ............................................... 8

2.2.11 MÉTODO DE LA REA .......................................................................... 8

2.2.12 MÉTODO DEL FACTOR DE COINCIDENCIA ..................................... 9

2.2.13 FACTOR DE UTILIZACIÓN ................................................................ 10

2.3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN

GEOGRÁFICA .................................................................................................. 11

2.3.1 SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA .................................. 11

2.3.2 ARCGIS ................................................................................................ 11

2.3.3 ARCFM ................................................................................................. 12

2.3.4 GEODATABASE .................................................................................. 12

2.4 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA MODELBUILDER ....................... 13

2.4.1 MODELBUILDER ................................................................................. 13

2.4.2 USO DE MODELBUILDER ................................................................... 13

2.4.3 Elementos del modelo ........................................................................ 16

2.4.4 ETAPAS DE UN MODELO EN MODELBUILDER ............................... 19

CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 22

LEVANTAMIENTO EN CAMPO DE LA INFORMACIÓN Y VALIDACIÓN EN LA

BASE SIG DE LA EEQ ........................................................................................ 22

3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 22

3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ ................................................ 22

IX

3.2.1 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO ........................................................... 22

3.2.2 ÁREA DE CONCESIÓN ....................................................................... 23

3.2.3 TIPOS DE CONSUMIDORES DE LA EEQ ........................................... 24

3.2.4 Programa de Cocción Eficiente (PEC) ............................................... 26

3.3 CASO DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN ANDALUCÍA 17 ............................ 27

3.3.1 ASPECTOS GEOGRÁFICOS ............................................................... 27

3.3.2 ASPECTOS TÉCNICOS ....................................................................... 30

3.4 ACTUALIZACIÓN CORPORATIVA DEL SIG ............................................. 36

3.4.1 FUENTES DE LA INFORMACIÓN ....................................................... 36

3.4.2 RECORRIDO EN CAMPO .................................................................... 37

3.5 INSPECCIÓN DE INFORMACIÓN EN CAMPO DEL PRIMARIO “D”........ 38

3.6 VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN ........................................................ 39

CAPÍTULO 4 ......................................................................................................... 43

DESARROLLO DE UN MÓDULO SIG PARA CALCULAR EL NIVEL DE CARGA

DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL.......... 43

4.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 43

4.2 CÁLCULO DE DEMANDA EN ÁREAS CON CONSUMOS MIXTOS ......... 43

4.2.1 DETERMINACIÓN DE DEMANDA COINCIDENTE DE USUARIOS

RESIDENCIALES .......................................................................................... 44

4.2.2 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS COMERCIALES .. 48

4.2.3 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS INDUSTRIALES

ARTESANALES ............................................................................................ 48

4.2.4 DEMANDA DEL ALUMBRADO PÚBLICO .......................................... 49

4.2.5 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA

TRANSFORMADORES EN HORAS PICO DE LA NOCHE .......................... 49

X

4.2.6 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA

TRANSFORMADORES EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA ......................... 50

4.2.7 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE CARGA DE LOS

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ................................................ 51

4.3 DESARROLLO DE MÓDULOS SIG ........................................................... 51

4.3.1 HERRAMIENTA PARA EL CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL A

NIVEL DE PRIMARIO .................................................................................... 51

4.3.2 HERRAMIENTA PARA LA REDISTRIBUCIÓN DE CARGA DE

TRANSFORMADORES DE USO RESIDENCIAL ......................................... 61

CAPÍTULO 5 ......................................................................................................... 64

VALIDACIÓN DEL MÓDULO MEDIANTE LA COMPARACIÓN DE LOS

RESULTADOS CON EL SOFTWARE COMERCIAL CYMDIST DE LA EEQ ...... 64

5.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 64

5.2 MÉTODOS USADOS PARA LA VALIDACIÓN .......................................... 64

5.2.1 SOFTWARE CYMDIST ......................................................................... 64

5.2.2 VALIDACIÓN UTILIZANDO MEDICIONES EN CAMPO ..................... 72

5.3 RESULTADOS OBTENIDOS DEL MÓDULO SIG ...................................... 73

5.3.1 PRIMERA HERRAMIENTA .................................................................. 73

5.3.2 SEGUNDA HERRAMIENTA ................................................................. 75

5.4 VALIDACIÓN DE RESULTADOS .............................................................. 78

5.4.1 COMPARACIÓN CON RESULTADOS DEL SOFTWARE CYMDIST .. 78

5.4.2 COMPARACIÓN DE RESULTADOS, MEDICIONES EN CAMPO ...... 81

5.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................... 83

5.5.1 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA ........................ 83

5.5.2 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO EN LA NOCHE ........................ 84

XI

CAPÍTULO 6 ......................................................................................................... 92

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 92

6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 92

6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 93

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 94

ANEXOS ............................................................................................................... 97

ANEXO I................................................................................................................ 98

“FEATURE DATASETS” DE LA EEQ ................................................................. 98

ANEXO II............................................................................................................. 100

SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LA PLATAFORMA ARCGIS DE LA EEQ......... 100

ANEXO III............................................................................................................ 103

NOMENCLATURA EEQ-MEER .......................................................................... 103

ANEXO IV ........................................................................................................... 104

HERRAMIENTAS PRINCIPALES DE MODELBUILDER ................................... 104

ANEXO V ............................................................................................................ 128

FORMULARIO DE LEVANTAMIENTO DE CAMPO - SECCIÓN

ACTUALIZACIÓN GIS ........................................................................................ 128

ANEXO VI ........................................................................................................... 132

MEDICIONES DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO ................ 132

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2. 1 Nomograma de la REA ....................................................................... 9

Figura 2. 2 Curvas del factor de coincidencia .................................................. 10

Figura 2. 3 Ventana principal del ModelBuilder ................................................ 14

Figura 2. 4 Elementos de un modelo de ModelBuilder .................................... 17

Figura 2. 5 Proceso de modelo de ModelBuilder .............................................. 19

Figura 2. 6 Vizualizacion de un parametro en un modelo ................................ 20

XII

Figura 2. 7 Declaración de parámetros de modelo ........................................... 21

Figura 3. 1 Sistema Eléctrico de la EEQ ............................................................ 23

Figura 3. 2 Área de concesión y cobertura de la EEQ ..................................... 23

Figura 3. 3 Zonificación del área de la EEQ por voltaje primario. [Autoría

propia] .................................................................................................................. 24

Figura 3. 4 Instalación de acometida y medidor ............................................... 26

Figura 3. 5 Subestación Andalucía 17 [Autoría propia] ................................... 27

Figura 3. 6 Área de servicio de alimentadores primarios [Autoría propia] .... 28

Figura 3. 7 Mapa de ubicación y edificabilidad (Recorte del área de estudio)

.............................................................................................................................. 29

Figura 3. 8 Diagrama unifilar de la subestación Andalucía 17 [5] ................... 30

Figura 3. 9 Placa de características del transformador T1 [Autoría propia] .. 31

Figura 3. 10 Placa de características del banco de capacitores [Autoría

propia] .................................................................................................................. 31

Figura 3. 11 Cambiador de taps tipo LTC [Autoría propia] .............................. 31

Figura 3. 12 Topología de alimentadores [Autoría propia] .............................. 32

Figura 3. 13 GPS utilizado en el levantamiento en campo............................... 38

Figura 3. 14 Plano del transformador 15844-E [Autoría propia] ...................... 39

Figura 3. 15 Pantalla de ingreso a la aplicación ArcGIS/ArcFM [8] ................. 40

Figura 3. 16 Crear Sesión [8] .............................................................................. 40

Figura 3. 17 Ingreso de un transformador [8] ................................................... 41

Figura 3. 18 Selección del tipo de medidor [8] ................................................. 41

Figura 3. 19 Creación de conexión consumidor [8] ......................................... 42

Figura 3. 20 Ingreso de varios suministros en un punto de carga [8] ............ 42

Figura 4. 1 Curva del factor de coincidencia para usuarios residenciales .... 45

Figura 4. 2 Metodología de la herramienta [Autoría propia] ............................ 52

Figura 4. 3 Etapas de la herramienta [Autoría propia] ..................................... 53

Figura 4. 4 Puntos de Carga y Conexion Consumidor en un edificio [Autoria

propia] .................................................................................................................. 54

XIII

Figura 4. 5 Punto de Carga y Conexion Consumidor de una vivienda [Autoria

propia] .................................................................................................................. 54

Figura 4. 6 Tabla “Suministro_Anual” [Autoría propia] .................................. 55

Figura 4. 7 Tabla “promedio y la desviación estándar por estrato” [Autoría

propia] .................................................................................................................. 56

Figura 4. 8 Tabla “Adquisición de cocina de inducción”................................. 58

Figura 4. 9 Tabla “Resumen del transformador” .............................................. 59

Figura 4. 10 Tabla “Demandas Calculadas” ...................................................... 60

Figura 4. 11 Tabla “Niveles de Carga” [Autoría propia] .................................. 60

Figura 4. 12 Etapas de la herramienta [Autoría propia] ................................... 61

Figura 4. 13 Metodología de la herramienta [Autoría propia] .......................... 62

Figura 4. 14 Polígonos creados sobre ArcGIS [Autoría propia] ..................... 63

Figura 5. 1 Metodología para el cálculo del nivel de carga de transformadores

.............................................................................................................................. 65

Figura 5. 2 Demanda diversificada a nivel de primario y transformador

[Autoría propia] ................................................................................................... 68

Figura 5. 3 Curva de demanda diversificada..................................................... 68

Figura 5. 4 Transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia] ...................... 76

Figura 5. 5 Cargas iniciales de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría

propia] .................................................................................................................. 76

Figura 5. 6 Reconfiguración del alcance de los transformadores 3189-E y

1484-E [Autoría propia] ....................................................................................... 77

Figura 5. 7 Cargas de los transformadores 3189-E y 1484-E después de la

reconfiguración de la red secundaria [Autoría propia] .................................... 77

Figura 5. 8 Demandas máximas de CYMDIST vs Módulo SIG [Autoría propia]

.............................................................................................................................. 80

Figura 5. 9 Demandas máximas de mediciones en campo y Módulo SIG

[Autoría propia] ................................................................................................... 82

Figura 5. 10 Nivel de carga de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría

propia] .................................................................................................................. 82

XIV

Figura 5. 11 Nivel de carga al medio día [Autoría propia] ............................... 84

Figura 5. 12 Nivel de carga porcentual al medio día [Autoría propia] ............ 84

Figura 5. 13 Nivel de carga en la noche [Autoría propia] ................................. 85

Figura 5. 14 Nivel de carga porcentual en la noche [Autoría propia] ............. 85

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2. 1 Menú principal de ModelBuilder [6] .................................................. 15

Tabla 2. 2 Descripción de los elementos de un modelo .................................. 17

Tabla 3. 1 Tipo de consumidores de la EEQ ..................................................... 26

Tabla 3. 2 Demandas de la S/E Andalucía [18] .................................................. 33

Tabla 3. 3 Cargabilidad de la S/E Andalucía. [18] ............................................. 33

Tabla 3. 4 Transformadores instalados en la S/E Andalucía [3] ...................... 34

Tabla 3. 5 Cantidad de clientes por primario [3] ............................................... 34

Tabla 3. 6 Cantidad de clientes del primario “D” [3] ........................................ 35

Tabla 3. 7 Cantidad de luminarias instaladas por primario [3] ........................ 35

Tabla 3. 8 Factor de utilización por primario [13] ............................................. 36

Tabla 4. 1 Factor de coincidencia para usuarios < 5 [11] ................................ 45

Tabla 4. 2 Factor de coincidencia para < 5 cocinas de inducción [11] ........... 47

Tabla 4. 3 Tipo de consumidores de la EEQ [11] .............................................. 56

Tabla 5. 1 Datos ingresados al CYMDIST .......................................................... 66

Tabla 5. 2 Demanda diversificada a nivel del primario 17-D ............................ 70

Tabla 5. 3 Resultados de mediciones realizadas en campo ............................ 72

Tabla 5. 4 Resumen de demandas máximas calculadas [Autoría propia] ...... 73

Tabla 5. 5 Comparación entre demanda Escalonada y calculada 17-D [Autoría

propia] .................................................................................................................. 78

Tabla 5. 6 Comparación con resultados de campo [Autoría propia] .............. 81

XV

RESUMEN

Existen gran cantidad de transformadores de distribución de uso residencial

dentro de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) que se encuentran subutilizados o

sobrecargados, por lo que es importante identificarlos ya que en estas condiciones

de operación resulta en pérdidas adicionales de energía, en tal virtud es

importante conocer el nivel de carga de los transformadores para trabajar sobre

ellos y dar una posible solución.

Se desarrolló un módulo informático que contiene dos herramientas para calcular

el nivel de carga de los transformadores de distribución de uso residencial

considerando cocinas de inducción eléctrica sobre la base del Sistema de

Información Geográfico (SIG) y utilizando base de datos del sistema comercial de

la EEQ (SIEEQ y PEC) y del departamento de pérdidas técnicas (PRPT). La

primera herramienta calcula el nivel de carga de los transformadores de un

alimentario primario y la segunda se usa para simular una redistribución de carga

entre dos transformadores que no operan en condiciones normales, de tal manera

que se mejore el nivel carga.

El módulo calcula el nivel de carga de los transformadores en horas pico al medio

día y en la noche en tres escenarios: considerando cocinas de inducción

instaladas, considerando una inclusión progresiva de cocinas en base al registro

PEC y otro que simula la inclusión total de cocinas.

La herramienta es aplicada al alimentador primario “D” Andalucía 17 de la EEQ

debido a que tiene un considerable número de transformadores de uso residencial

(67 de un total de 79). Fue necesario realizar el levantamiento de la información en

campo y validar con la base de datos del SIG de la EEQ. Además, se hizo un

análisis del estado actual del primario mencionado.

XVI

Como resultado de la aplicación del módulo se observa que si se considera la

inclusión total de cocinas de inducción eléctrica, cuatro transformadores (5.97%

del total) tienen un nivel de carga menor a 30%, es decir están subutilizados,

mientras que 33 transformadores (49.25% del total) tienen un nivel de carga mayor

al 130%, están sobrecargados. Además, se nota que la demanda máxima

considerando cocinas de inducción, comerciales de bajo consumo e industriales

artesanales, se da al medio día.

Los resultados de la primera herramienta también muestran que los

transformadores trifásicos adyacentes 3189-E y 1484-E tienen un nivel de carga

del 140.7% y 17.8 % respectivamente, aplicando la segunda herramienta se

realiza una redistribución de carga y se logra mejorar el nivel de carga a 93.4% y

78.11 % respectivamente.

.

XVII

PRESENTACIÓN

El incremento de nuevas cargas en la red de distribución conlleva una afectación a

los equipos de transformación y redes de distribución de energía eléctrica

directamente, considerando que se debe realizar un estudio de su impacto y con la

intención de aprovechar recursos de la empresas distribuidoras se plantea una

solución a este problema mediante el desarrollo de un módulo informático que

calcula el nivel de carga de transformadores de distribución de uso residencial

sobre la base del Sistema de Información Geográfica considerando cocinas

eléctricas de inducción instaladas y proyectadas.

En el capítulo 1 se realiza una introducción, se señala los objetivos, alcance y

justificación del proyecto.

En el capítulo 2 describe el marco teórico fundamental de Sistemas Eléctricos de

Distribución y Sistemas de Información Geográfico, también se indica el método

elegido para desarrollar el estudio.

En el capítulo 3 se realiza una descripción del sistema eléctrico de distribución de

la EEQ, se hace un análisis del primario “D” de la subestación Andalucía 17.

Además detalla el trabajo de inspección en campo realizado referente a la

relación entre clientes y transformadores, finalmente se hace la validación de la

información en la base SIG de la EEQ mediante la actualización de la información

en ArcGIS.

En el capítulo 4 se indica la metodología y consideraciones que se tomaron en el

desarrollo del módulo SIG que calcula el nivel de carga de transformadores de

distribución de uso residencial sobre la base SIG de la EEQ. Además se detalla y

describe las etapas de las dos herramientas desarrolladas.

XVIII

En el capítulo 5 se realiza la aplicación del módulo SIG y se valida los resultados

obtenidos mediante la comparación con el software comercial CYMDIST de la

EEQ y mediciones realizadas en campo.

En el capítulo 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones luego de la

evaluación del estudio.

1

CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTE

La eficiencia energética es un pilar importante para el desarrollo de una nueva matriz

productiva en nuestro país, que busca cambiar el uso de energías no renovables por

energías renovables “limpias” desde la parte de generación eléctrica con la creación de

centrales hidroeléctricas hasta el consumidor final “Usuarios” pasando por el área de

distribución donde se enfoca el desarrollo de este proyecto. El gobierno ha impulsado la

implementación y repartición de equipos y artefactos eléctricos en el sector residencial,

para lo cual es imprescindible realizar un estudio del impacto que causará en el SED.

1.2 JUSTIFICACIÓN

La base del SIG de la EEQ fue originalmente utilizada para realizar un inventario y avalúo

de los bienes de la empresa sin considerar la conectividad eléctrica del SED. El SIG

actual de la EEQ tiene relación eléctrica entre cada elemento del SED, de forma que el

manejo de esta información es importante para los departamentos que realizan estudios,

diseños, operación, control y mantenimiento dentro de la EEQ y a nivel nacional con el

uso del Advanced Distribution Management System (ADMS).

El presente Proyecto de Titulación se enfoca en dar una alternativa relacionada al manejo

de esta información, a través de la creación de un módulo informático SIG para calcular el

nivel de carga de transformadores de distribución de uso residencial. El módulo es útil

para el análisis tanto en estado actual (incluyendo cocinas de inducción instaladas) como

con la proyección (ingreso de nuevas cocinas de inducción) sobre la base del SIG de la

2

EEQ. El módulo propuesto permitirá optimizar el uso de los recursos de la empresa y

proveerá a los diseñadores y personal de planificación, información útil.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Desarrollar un módulo informático para el cálculo del nivel de carga de

transformadores de distribución de uso residencial considerando equipos de

cocción eléctrica por inducción instalados y proyectados sobre la base del Sistema

de Información Geográfica (SIG) de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ).

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

· Conocer las herramientas informáticas de SIG aplicables a sistemas

eléctricos de distribución.

· Evaluar las condiciones actuales de un alimentador primario de la EEQ.

· Desarrollar herramientas informáticas para el cálculo del nivel de carga de

transformadores de un alimentador primario y para la redistribución de

carga de los transformadores.

· Validar los resultados obtenidos por el módulo desarrollado mediante su

comparación con resultados del software comercial CYMDIST de la EEQ.

1.4 ALCANCE

En el presente proyecto se desarrolla un módulo informático para el cálculo del nivel de

carga de transformadores de uso residencial sobre la base de Sistemas de Información

3

Geográfica en estado actual considerando cocinas de inducción instaladas y proyectadas,

por tanto se investiga y recopila información necesaria. El estudio se realiza sobre el

primario “D” de la subestación Andalucía N°17 ubicada en la zona centro del área la

concesión de la EEQ y se usa información de: Sistemas de información Geográfico SIG,

Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas (PRPT), Sistema Documental de

Información (SDI) y el Sistema de Información Comercial (SIEEQ) de la EEQ.

Considerando la información de SIG se analiza y valida el estado actual (2015) del

primario realizando un levantamiento de información en campo y su respectiva

actualización en SIG para determinar la relación entre clientes y transformadores.

El módulo tendrá una opción que permitirá calcular el nivel de carga de todos los

transformadores de un primario en base a su conectividad eléctrica, una segunda opción

permitirá redistribuir la carga de cada transformador considerando tanto la topología de la

red secundaria circundante como el polígono superficial que contiene al transformador y a

un grupo de cargas.

Se aplica el módulo informático desarrollado para identificar transformadores

sobrecargados y subutilizados sobre los cuales se podrá realizar una redistribución de

carga de acuerdo al análisis técnico para obtener una correcta operación del Sistema de

Distribución (SED). El módulo será aplicado al alimentador mencionado y los resultados

serán validados mediante la comparación con resultados del software comercial

CYMDIST de la EEQ.

4

CAPÍTULO 2

MARCO TEÓRICO

2.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se da a conocer los conceptos básicos de un sistema eléctrico de

distribución y sistema de información geográfico. Se describe los elementos y

parámetros principales del sistema ArcGIS, así como el método utilizado para

obtener la demanda máxima coincidente de usuarios residenciales y además se

indica el modo que se obtendrá el nivel de carga de los transformadores, todo esto

con el objeto de mejorar la comprensión del presente estudio.

2.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

2.2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN

Es la parte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran

número de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra

restricción técnica de cualquiera naturaleza. [1]

2.2.2 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN

Conjunto de líneas troncales, ramales, seccionamiento y protecciones que enlazan

a la subestación de distribución con los transformadores de distribución. [1]

5

2.2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN

Transformador que reduce de un nivel de voltaje primario a un voltaje de

utilización. [1]

2.2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

Es la red comprendida entre el transformador de distribución y las acometidas de

los clientes de bajo voltaje. [1]

2.2.5 ACOMETIDAS

Circuito que enlaza la red pública con la instalación individual del cliente.

Administrativamente el contador de energía es parte de la acometida, pudiendo

esta ser en alto o en bajo voltaje. [1]

2.2.6 ABONADO

Persona natural o jurídica que recibe el servicio de energía eléctrica de la empresa

distribuidora y está sujeto a las regulaciones y tarifas establecidas en la ley y

reglamentos correspondientes. [2]

2.2.7 COCINA ELÉCTRICA DE INDUCCIÓN

Equipo eléctrico utilizado por usuarios residenciales para la cocción de alimentos,

es elaborado de vitrocerámica altamente eficiente que calienta directamente los

recipientes por inducción. [2]

6

2.2.8 RED DE ALUMBRADO PÚBLICO

Es la parte de la red de distribución que trabaja a un voltaje secundario y controla

las luminarias para el alumbrado de vías y espacios de uso público. [1]

2.2.9 PARÁMETROS DE LA CARGA

2.2.9.1 Demanda

Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo

previamente establecido. Los valores instantáneos tienen un interés limitado a

condiciones transitorias en el análisis de un sistema de distribución. Los intervalos

de demanda normalmente empleados son: 5, 15, 30, 60 minutos. Siendo el

intervalo de tiempo más usual 15 minutos. [1]

= !"#$%í& ()*+)-.#/01 (2.1)

2.2.9.2 Demanda promedio

Se define como la relación entre el consumo de energía del usuario durante un

intervalo dado y el mismo intervalo. [1]

0$1 = !"#$%í& 21"34/.5& #" 6.#/01 - ()*+)-.#/01 (+) (2.2)

2.2.9.3 Demanda máxima

Es la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él,

durante el periodo considerado. Comúnmente se la llama demanda o carga pico.

[1]

7

2.2.9.4 Demanda máxima individual

Es el valor máximo de utilización de la demanda de un usuario o equipo en un

periodo de tiempo. [1]

2.2.9.5 Demanda diversificada

Es el valor de utilización de la demanda que un usuario o equipo realiza durante el

intervalo de demanda máxima del conjunto al que pertenece. [1]

2.2.9.6 Factor de demanda

Es la relación entre la demanda máxima de un sistema a la carga total instalada.

La carga total instalada es la suma de todas las potencias de placa de los

aparatos instalados en el sistema. [1]

75#/ = #/&"5&/&8916#"2.& ."36&:&5& (2.3)

2.2.9.7 Factor de carga

Es la relación entre la demanda promedio de un periodo establecido con respecto

a la demanda máxima del mismo periodo. El factor de carga es mayor que cero y

es menor o igual a la unidad. [1]

72 = /#5.& /á8./&

= !"#$%í& ()*+)-∗ /á8./&

(2.4)

8

2.2.9.8 Factor de coincidencia

Es la relación entre la demanda máxima coincidente y la suma de las demandas

máximas individuales. [1]

721." = #/&"5& /á8./& 21."2.5#"6#∑ #/&"5&3 /á8./&3 5# :13 21"34/.51$#3 (2.5)

2.2.9.9 Factor de diversificación

Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de las

subdivisiones de un sistema y la máxima demanda del sistema como un todo. El

factor de diversificación es usualmente menor que la unidad y es el inverso del

factor de coincidencia. [1]

75.> = ∑ #/&"5&3 /á8./&3 5# :13 21"34/.51$#3 #/&"5& /á8./& 5#: 3.36#/& (2.6)

2.2.10 ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA

Son los sectores geográficos hasta donde extiende el servicio la subestación o el

primario considerado. [1]

2.2.11 MÉTODO DE LA REA

El nomograma de la REA es una herramienta grafica de cálculo analógico que se

utiliza para calcular la demanda máxima coincidente de un grupo de cargas.

Las variables para usar el nomograma de la REA son: el número de

consumidores, consumo de energía por parte de los consumidores durante el

periodo de un mes y la demanda máxima coincidente, estos parámetros se

muestran en la Fig. 2.1.

9

Figura 2. 1 Nomograma de la REA1

El procedimiento para determinar la demanda máxima coincidente es:

· Ubicar el número de clientes.

· Ubicar la energía promedio consumida por los clientes en kWh/mes/cliente.

· Trazar una línea recta entre los clientes y la energía promedio consumida.

La demanda máxima coincidente es el corte entre la recta trazada y la columna de

demanda coincidente de la mencionada Fig. 2.1.

2.2.12 MÉTODO DEL FACTOR DE COINCIDENCIA

Como se muestra en la Fig. 2.2 El factor de coincidencia se determina de acuerdo

al número de usuarios y al tipo de usuario residencial que puede ser A, B o C.

Dónde:

· A, no considera cocinas eléctricas.

· B, considera cocinas eléctricas.

· y C, que considera aire acondicionado.

1 Vest, Stanley. Estimating kW Demand for Future Load son Rural Distribution System. IEEE Power

Apparatus and Systems. Agosto 1967. Nomograma REA Erratum, Febrero 1958. Pág. 1562. USA 1958.

10

Figura 2. 2 Curvas del factor de coincidencia2

2.2.13 FACTOR DE UTILIZACIÓN

El factor de utilización de transformadores de distribución indica el porcentaje de

utilización del transformador. Para los cálculos la demanda máxima debe estar en

kilovatios.

75? = /&8@A9."36&:&5&

=9

B0@A9."36&:&5&

(2.7)

Dónde:

75?: Factor de utilización

/&8: Demanda máxima

@A9."36&:&5&: Capacidad instalada

2 General Electric. Distribution Data Book. USA 1967.

11

2.3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN

GEOGRÁFICA

2.3.1 SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA

Los Sistemas de Información Geográfica (SIG) son herramientas de análisis que

permiten identificar las relaciones espaciales de los fenómenos que estén en

estudio. Dentro del sistema de distribución eléctrica se puede clasificar

espacialmente información estratégica para una eficiente toma de decisiones. [4]

2.3.2 ARCGIS

ArcGIS es un sistema completo que permite recopilar, organizar, administrar,

analizar, compartir y distribuir información geográfica. En general ArcGIS permite:

· Resolver problemas

· Tomar mejores decisiones

· Planificar adecuadamente

· Utilizar los recursos eficientemente

· Administrar y ejecutar las operaciones de forma eficaz

ArcGIS es un software desarrollado por la empresa Enviromental System

Research Institute (ESRI) que se encuentra integrado por tres módulos:

ArcCatalog, ArcMap y ArcToolBox. [9]

i. ArcCatalog: Es un explorador y administrador de datos incorporados al

sistema.

ii. ArcMap: Es la aplicación central de ArcGIS que permite la visualización,

consulta, análisis y representación de los datos geográficos.

iii. ArcToolBox: Es un conjunto de herramientas que permite convertir archivos

desde y hacia otros formatos, así como realizar análisis complejos,

12

gestionar proyecciones y realizar otras operaciones relacionada a la

geometría de los datos y sus tablas asociadas.

2.3.3 ARCFM

ArcFM es una herramienta desarrollada sobre ArcGIS utilizada para la edición,

modelado, mantenimiento y gestión de instalaciones de electricidad, gas y

agua/aguas residuales. En la gestión, permite controlar todas las maniobras y

operaciones de la red; administrar las redes de distribución y controlar las

interrupciones de servicio. [9]

2.3.4 GEODATABASE

“La Geodatabase es un modelo que permite el almacenamiento físico de la

información geográfica, ya sea en archivos dentro de un sistema de ficheros o en

una colección de tablas en un Sistema Gestor de Base de Datos (Microsoft

Access, Oracle, Microsoft SQL Server, IBM DB2 e Informix)”. [6]

Dentro de una Geodatabase se pueden crear conjuntos de elementos donde se

almacenen grupos de datos correspondientes a un mismo tema. A este grupo de

datos, se los conoce como Dataset, los cuales pueden almacenar tanto

información vectorial (Feature Dataset) como raster (Raster Dataset ó Raster

Catalogo o agrupamiento). La finalidad principal es almacenar la información de

forma ordenada, por su tipología y por la temática que alberga. Los Sistemas de

Información Geográfica manejan gran cantidad de información y generan a su vez

mucha información, resultado de los análisis que se van efectuando.

En general, los Feature Dataset permiten almacenar información vectorial de

archivos tipo punto, línea o polígono. Por otro lado, el Raster Dataset permiten

almacenar información de archivos tipo raster, como imágenes *.jpg, *.bmp,

ortofotos, etc. y archivos raster creados por el ArcGIS. El Raster Catalog permite

13

almacenar información raster como si fuera una compilación de imágenes en una

carpeta. [7]

2.4 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA MODELBUILDER

2.4.1 MODELBUILDER

ModelBuilder es una aplicación de ArcGIS que se utiliza para crear, editar y

administrar modelos que son flujos de trabajo que encadenan secuencias de

comandos de herramientas de geoprocesamiento y suministran la salida de una

herramienta como un resultado final o como entrada de otra herramienta.

ModelBuilder también se puede considerar un lenguaje de programación visual

para crear flujos de trabajo. [6]

ModelBuilder es muy útil para construir y ejecutar flujos de trabajo sencillos, pero

también proporciona métodos avanzados para ampliar la funcionalidad de ArcGIS,

ya que permite crear y compartir los modelos a modo de herramienta. Las

herramientas que se crean con ModelBuilder se pueden utilizar en secuencias de

comandos de Python y otros modelos.

ModelBuilder facilita las tareas repetitivas minimizando el trabajo tedioso, realiza

análisis rápidos ya que se ejecuta el mismo modelo cambiando parámetros

sutilmente para ver como difieren los resultados y aplicando en modelos complejos

se obtiene documentación gráfica del trabajo.

2.4.2 USO DE MODELBUILDER

Para empezar hay que abrir ModelBuilder dentro de ArcGIS haciendo clic

en “Geoprocesamiento” > ModelBuilder . Para agregar datos y herramientas al

lienzo (espacio de trabajo) de ModelBuilder se debe arrastrarlos desde la

14

ventana “Catálogo” o desde “Buscar” o utilizando el botón “Agregar” . Hay

diversas formas de conectar datos a herramientas; un método habitual es utilizar

la herramienta “Agregar conexión” . Una vez que se hayan conectado los datos a

las herramientas, se puede ejecutar el modelo desde ModelBuilder haciendo clic

en el botón Ejecutar . [6]

2.4.2.1 Menú principal

Hay cinco menús desplegables en el menú principal de ModelBuilder, tales como

modelo, edición, insertar, vista y ventana. La ventana principal de ModelBuilder es

amigable con el usuario y se visualiza de forma clara las herramientas disponibles

tal como se muestra en la Fig. 2.3.

Figura 2. 3 Ventana principal del ModelBuilder3

En la Tabla 2.1 se describire las partes mas impotantes de la ventana de

ModelBulder.

3 http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w00000001000000/

ar

15

Tabla 2. 1 Menú principal de ModelBuilder [6]

Menú Descripción

Modelo Opciones para ejecutar, validar y visualizar mensajes, guardar,

imprimir, importar, exportar, cerrar el modelo y establecer

propiedades para el modelo.

Edición Cortar, copiar, pegar, eliminar y seleccionar elementos de

modelo.

Insertar Agregar datos o una herramienta, crear una variable, crear una

etiqueta y agregar herramientas Sólo modelo e iteradores.

Vista Contiene una opción llamada “Diseño automático” que aplica los

ajustes especificados en el cuadro de diálogo “Propiedades del

diagrama al modelo”. También contiene opciones para acercar o

alejar. La opción “Zoom personalizado” permite hacer zoom en

un porcentaje específico.

Ventana Contiene una ventana de vista global que puede utilizar para

visualizar todo el modelo mientras se acerca a una parte

específica del modelo en la ventana de visualización.

Ayuda Acceda al sistema de” Ayuda de ArcGIS for Desktop” en línea y

al cuadro “Acerca de ModelBuilder”.

2.4.2.2 Lienzo de modelo

El lienzo de modelo es el espacio vacío en blanco en un modelo.

2.4.2.3 Diagrama de modelo

El diagrama de modelo es la apariencia y el diseño de las herramientas y variables

conectadas entre sí en un modelo.

16

2.4.3 Elementos del modelo

Hay tres tipos principales de elementos del modelo: herramientas, variables y

conectores.

2.4.3.1 Herramientas

Las herramientas de geoprocesamiento son los bloques de construcción básicos

de flujos de trabajo en un modelo. Las herramientas llevan a cabo varias acciones

en datos geográficos o tabulares. Cuando se agregan herramientas a un modelo,

se convierten en elementos de modelo.

2.4.3.2 Variables

Las variables son elementos de un modelo que contienen un valor o una

referencia a datos almacenados en el disco. Hay dos tipos de variables:

· Datos: Las variables de datos son elementos de modelo que contienen

información descriptiva sobre los datos almacenados en el disco, por

ejemplo la información de campo, la referencia espacial, la ruta, etc.

· Valores: Las variables de valor son valores como cadenas de caracteres,

números, booleanos (valores verdadero/falso).

2.4.3.3 Conectores

Los conectores conectan datos y valores a herramientas. Las flechas de conexión

indican la dirección del procesamiento. Los conectores de condición previa

conectan una variable a una herramienta y la herramienta se ejecuta sólo después

de que se haya creado el contenido de la variable de la condición previa.

17

En la Figura 2.4 se muestra cómo se clasifican los elementos del modelo

ModelBuilder y en la Tabla 2.2 se describe cada uno de ellos.

Figura 2. 4 Elementos de un modelo de ModelBuilder4

Tabla 2. 2 Descripción de los elementos de un modelo5

Elemento Imagen Descripción

Variable de

datos

Datos existentes agregados a un modelo. Por lo

general, las variables de datos son el resultado

de especificar los parámetros de entrada de una

herramienta.

4 http://desktop.arcgis.com/es/desktop/latest/analyze/modelbuilder/model-elements.htm 5 http://desktop.arcgis.com/es/desktop/latest/analyze/modelbuilder/model-elements.htm

18

Variable de

datos de

salida o

derivados

Los datos de salida o derivados son datos

nuevos creados al ejecutar una herramienta en

el modelo, se crea automáticamente una

variable para los datos derivados de la

herramienta y se conecta a la herramienta.

La herramienta crea un nuevo

conjunto de datos que se escribe en el

disco cuando se ejecuta el modelo.

La herramienta modifica los datos de

entrada al ejecutar el modelo. La

variable de datos derivados de

entrada y salida tendrán el mismo nombre que los

datos de entrada con un número único al final.

Variable de

valor

Los valores que se introducen en una

herramienta.

Variable de

valor

Los valores que son el resultado de una

herramienta. Los valores derivados pueden ser

entradas para otras herramientas

Herramienta

Herramienta integrada. Estas herramientas se

crean con “ArcObjects” y un lenguaje de

programación compilado como “.NET”. Las

herramientas integradas suelen ser

herramientas del sistema.

Los iteradores son herramientas

que repiten la misma operación o

aplican un bucle en un conjunto

de datos de entrada o valores. Sólo funcionan

dentro de ModelBuilder.

Las herramientas “Sólo modelo”

suelen mejorar ModelBuilder

funcionalmente.

19

La herramienta con esta

simbología es la

herramienta “Detener” al modelo.

Herramienta

Herramienta de secuencia de comandos. Estas

herramientas se crean utilizando el asistente

“Herramienta de secuencia de comandos” y

ejecutan un archivo de secuencia de comandos

en el disco, como un archivo de Python.

Herramienta

Herramienta modelo. Un modelo es un conjunto

de herramientas conectadas entre sí que

representan un flujo de trabajo. Una herramienta

de modelo se puede ejecutar desde su cuadro

de diálogo o agregarse y utilizarse en otro

modelo o en una secuencia de comandos.

2.4.4 ETAPAS DE UN MODELO EN MODELBUILDER

2.4.4.1 Proceso de modelo

Un proceso de modelo consiste en una herramienta y todas las variables

conectadas a ella. Las líneas de conexión indican la secuencia de procesamiento.

Figura 2. 5 Proceso de modelo de ModelBuilder6

6 http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w00000026000000/

20

2.4.4.2 Validación de modelos

La validación de modelos hace referencia al proceso de asegurarse de que todas

las variables de modelo (datos o valores) son válidas.

2.4.4.3 Parámetro de modelo

Los parámetros de modelo son los parámetros que aparecen en el cuadro de

diálogo de la herramienta de modelo. Es posible convertir cualquier variable de

modelo en un parámetro de modelo. La Fig. 2.6 muestra un parámetro en un

modelo.

Figura 2. 6 Vizualizacion de un parametro en un modelo7

La Fig. 2.7 muestra las propiedades de un parametro del modelo.

7 http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html

21

Figura 2. 7 Declaración de parámetros de modelo8

2.4.4.4 Datos intermedios

Cuando se ejecuta un modelo, se crean datos de salida para cada proceso en el

modelo. Algunos de estos datos de salida se crean sólo como un paso intermedio

para conectarse a otros procesos que crearán el producto final. Los datos

generados a partir de estos pasos intermedios, llamados datos intermedios, suelen

(aunque no siempre) quedar inservibles cuando el modelo ha terminado de

ejecutarse. Los datos intermedios se pueden considerar datos de trabajo

temporales que se deben eliminar después de ejecutar el modelo.

8 http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html

22

CAPÍTULO 3

LEVANTAMIENTO EN CAMPO DE LA INFORMACIÓN Y

VALIDACIÓN EN LA BASE SIG DE LA EEQ

3.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se describe el sistema de distribución eléctrico de la EEQ, así

como el procedimiento utilizado en el levantamiento de información en campo de

las redes primarias, trasformadores y clientes del alimentador primario “D” de la

subestación Andalucía. Además, se evalúa el estado actual del primario para

finalmente validar la información recopilada en la base SIG de la EEQ.

3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ

3.2.1 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO

El sistema de distribución de la EEQ comprende las subestaciones de distribución

que transforman el voltaje de transmisión y subtransmisión al voltaje primario para

ser derivado a las redes de distribución en medio voltaje y mediante los

transformadores de distribución a un bajo nivel de voltaje para la alimentación a

los diferentes tipos de consumidores como se muestra en la Fig. 3.1.

23

Figura 3. 1 Sistema Eléctrico de la EEQ9

3.2.2 ÁREA DE CONCESIÓN

El área de concesión de la EEQ incluye la provincia de Pichincha, los cantones:

Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, Los Bancos, Puerto Quito,

Oyacachi y Cayambe. En la provincia de Napo los cantones: Quijos y El Chaco.

Con las distribuidoras EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en

negociación que modificaría el área de concesión indicada en la Fig. 3.2.

Figura 3. 2 Área de concesión y cobertura de la EEQ10

9 Manual Actualización GIS de la EEQ. 2014

24

Según la base de datos del SIG en el mes de diciembre del 2015 se tienen

1.042.881 clientes, para servir a una población de 2.826.228 habitantes, con una

superficie de área de concesión de 14 971 km². [3]

El sistema de distribución de la EEQ se encuentra alimentado por redes primarias

en: 6.3 kV, 13.2/7.62 kV y 22.8/13.2 kV. La zona centro de la ciudad de Quito está

alimentada a 6.3 kV, la zona noroccidente a 13.2/7.62 kV y el resto del área de

concesión urbana y rural están a 22.8/13.2 kV, como se muestra en la Fig. 3.3.

Figura 3. 3 Zonificación del área de la EEQ por voltaje primario. [Autoría propia]

Los usuarios de la EEQ son servidos de 47 subestaciones, con 194 alimentadores

primarios. La EEQ dispone de 37700 transformadores en configuraciones

monofásicas, bifásicas y trifásicas. [5]

3.2.3 TIPOS DE CONSUMIDORES DE LA EEQ

Las normas de distribución de la EEQ definen cinco tipos de consumidores

regulados: residencial, comerciales, industrial, alumbrado público y otros. [11]

10 Presentación Programa de Cosificación Eficiente EEQ, página 5.

25

3.2.3.1 Residencial

Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico

destinado exclusivamente al uso doméstico.

3.2.3.2 Comercial

Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico para

fines de negocio o cualquier actividad con fines de lucro.

3.2.3.3 Industrial

Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico para la

elaboración o transformación de productos por medio de cualquier proceso

industrial.

3.2.3.4 Alumbrado público

Constituye la iluminación de vías y espacios públicos destinados a la movilidad y

ornamentación. [2]

3.2.3.5 Otros

Se aplica a los consumos destinados a entidades de servicio público, entidades de

asistencia social, entidades oficiales, etc. [2]

3.2.3.6 Cliente No Regulado

Es un consumidor que debido a que supera un nivel límite de consumo, goza de

condiciones especiales en su suministro de energía.

26

La Tabla 3.1 resume la cantidad de consumidores por tipo de consumidor de la

EEQ.

Tabla 3. 1 Tipo de consumidores de la EEQ11

Tipo de consumidor Cantidad Porcentaje [%]

Residencial 885040 84.86

Comercial 127870 12.26

Industrial 14756 1.41

Alumbrado publico 105 0.0001

Otros 15072 1.45

No regulados 38 0.000036

Total 1042881 100

3.2.4 Programa de Cocción Eficiente (PEC)

El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) ha impulsado el

Programa de Cocción Eficiente que tiene objetivo principal migrar el uso del Gas

Licuado de Petróleo (GLP) a Electricidad para cocción de alimentos y

calentamiento de agua en el sector residencial. [19]

Figura 3. 4 Instalación de acometida y medidor12

11 www.regulacionelectrica.gob.ec 12 Presentación Programa de Cocción Eficiente EEQ, página 8.

27

3.3 CASO DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN ANDALUCÍA 17

3.3.1 ASPECTOS GEOGRÁFICOS

3.3.1.1 Ubicación

La subestación Andalucía 17 está ubicado al norte de la ciudad de Quito en las

calles Gonzalo Gallo y Gonzalo Benítez como se muestra en la Fig. 3.5.

Figura 3. 5 Subestación Andalucía 17 [Autoría propia]

3.3.1.2 Área de cobertura de la S/E

El alimentador primario “A” es el de mayor área de servicio con 23282 m2,

mientras que el primario con menor cobertura es el primario “C” con 921 m2 debido

a que este primario tiene principalmente grandes clientes industriales. El primario

“D” tiene un área de servicio de 6678 m2 con una considerable cantidad de cargas

residenciales y comerciales, por estar ubicado sobre un sector de conjuntos

habitacionales, condominios y sobre la Av. de la Prensa respectivamente. Las

áreas de cobertura de los primarios se muestran en la Fig.3.6.

28

Figura 3. 6 Área de servicio de alimentadores primarios [Autoría propia]

3.3.1.3 Uso de suelo

La S/E Andalucía está dentro del área urbana de la ciudad de Quito, existen

clientes residenciales, comerciales e industriales. El uso de suelo está establecido

mediante ordenanza municipal de la ciudad.

29

Figura 3. 7 Mapa de ubicación y edificabilidad (Recorte del área de estudio)13

El área de cobertura de los primarios de la subestación Andalucía recae en su

mayor parte en zonas residenciales de acuerdo al Plan de Uso y Ocupación del

suelo del DMQ del año 2012, mientras que para el resto de área el uso de suelo

es múltiple. La zona múltiple recae principalmente en la Av. de la Prensa y Av.

Occidental.

El área de estudio contiene entre otros a los hospitales Pablo Arturo Suarez,

Atención Integral al Adulto Mayor, General Provincial; los parques Luciano

Andrade Marín, Hugo Borja y Cumana; lugares deportivos como las canchas Quito

Norte y centros educativos como el colegio William Thomson.

13 Plan de uso y ocupación del suelo del DMQ 2012

30

3.3.2 ASPECTOS TÉCNICOS

3.3.2.1 Diagrama unifilar

La subestación Andalucía 17 tiene interconexión con las subestaciones El Bosque

15 y Cotocollao 19. El conductor de los alimentadores primarios que salen de la

S/E es subterráneo de material de cobre con calibre 700 MCM AWG. El conductor

de las troncales aéreas de los alimentadores primarios es mayormente de aluminio

AAC 4/0 AWG.

Figura 3. 8 Diagrama unifilar de la subestación Andalucía 17 [5]

3.3.2.2 Subestación

La subestación Andalucía dispone de un transformador de 15/20MVA, 46/6.3 kV,

de 1998, un juego de cabinas, con seis primarios y un banco de condensadores de

3.0 MVAR.

31

Figura 3. 9 Placa de características del transformador T1 [Autoría propia]

Figura 3. 10 Placa de características del banco de capacitores [Autoría propia]

Los alimentaros primarios son cortos y con carga media, el transformador dispone

de cambiador de taps tipo LTC, la subestación no está ubicada en el baricentro de

su carga. [5]

Figura 3. 11 Cambiador de taps tipo LTC [Autoría propia]

3.3.2.3 Nivel de voltaje

El nivel de voltaje de la S/E Andalucía es de 6,3kV en medio voltaje, 210/121V y

240/120V en bajo voltaje.

32

Las estructuras de soporte de las redes de medio voltaje son de hormigón armado

de 11.5m y 12m de altura y un peso de rotura de alrededor de 500kg, mientras

que para las redes de bajo voltaje y alumbrado público las estructuras instaladas

son de hormigón armado de 9m y 10m con un peso de rotura de 350kg.

La topología de los alimentadores primarios de medio voltaje de la subestación

Andalucía se muestran en la Fig. 3.12.

Figura 3. 12 Topología de alimentadores [Autoría propia]

3.3.2.4 Demanda

La demanda máxima registrada en el mes de diciembre del 2015 en la

subestación Andalucía se muestra en la Tabla 3.2.

33

Tabla 3. 2 Demandas de la S/E Andalucía [18]

Primario Demanda

(MVA)

A 3,75

B 2,19

C 2,83

D 2,59

E 2,12

G 2,85

TOTAL 16,33

La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16,33 MVA. [18]

3.3.2.5 Cargabilidad

Las corrientes a demanda máxima del mes de diciembre del 2015 de los primarios

de la S/E Andalucía se resumen en la Tabla 3.3.

Tabla 3. 3 Cargabilidad de la S/E Andalucía. [18]

Primario Corriente [A]

A 380,16

B 198,72

C 264,96

D 244,80

E 195,84

G 263,08

La cargabilidad de la subestación Andalucía es del 76.80%. [18]

3.3.2.6 Carga instalada

La subestación Andalucía hasta el mes de diciembre del 2015 cuenta con 535

transformadores de distribución para una potencia instalada de 47322 kVA a lo

largo de sus seis primarios (A, B, C, D, E, y G).

34

Tabla 3. 4 Transformadores instalados en la S/E Andalucía [3]

Primario Transformadores Total Total primario

Monofásicos Trifásicos Cantidad Potencia (kVA)

Cantidad kVA Cantidad kVA

A 82 2962,5 87 8612,5 169 11575

B 3 90 56 5602,5 59 5692,5

C 1 25 19 5412,5 20 5437,5

D 10 325 69 5957,5 79 6282,5

E 8 217,5 108 10400 116 10617,5

G 6 197,5 86 7520 92 7717,5

TOTAL 110 3817,5 425 43505 535 47322,5

El alimentador primario “D” involucrado en el estudio tiene un total de 79

transformadores de distribución, 54 de propiedad de la empresa y 25 de clientes

particulares.

3.3.2.7 Clientes

El número de clientes registrados al mes de diciembre del 2015 por primario de

acuerdo a la base del SIG se muestra en la Tabla 3.5.

Tabla 3. 5 Cantidad de clientes por primario [3]

Primario Cantidad A 7067 B 3904 C 259 D 4541 E 1607 G 5357

TOTAL 22735

Para el alimentador primario “D” involucrado en el estudio se detalla el tipo de

consumidores en la Tabla 3.6.

35

Tabla 3. 6 Cantidad de clientes del primario “D” [3]

Tipo de consumidor Cantidad Residencial 4273 Comercial 205 Industrial 51 Otros 12 TOTAL 4541

3.3.2.8 Alumbrado público

El número total de luminarias por alimentador primario de la subestación

Andalucía al mes de diciembre del 2015 se indica en la Tabla 3.7.

Tabla 3. 7 Cantidad de luminarias instaladas por primario [3]

Primario Cantidad luminarias

A 1045 B 442 C 22 D 665 E 394 G 725

TOTAL 3293

En el primario “D” el número de luminarias es de 665 y su fuente de luz es en su

mayoría de sodio. El primario C tiene solo 22 luminarias ya que es un primario que

sirve a un gran cliente industrial.

3.3.2.9 Situación actual de los transformadores de distribución

El alimentador primario “D” tiene un factor de utilización igual a 0.6951, el mismo

fue obtenido mediante la demanda diversificada del primario. La Tabla 3.9 muestra

el número de clientes promedio por transformador que se calcula relacionando el

número de clientes totales y el número de transformadores del primario.

36

Tabla 3. 8 Factor de utilización por primario [13]

Primario Factor de utilización con la demanda

diversificada a nivel de primario

Número de

clientes totales

Número de transformadores

Número de

clientes promedio

D 0.6951 4541 79 58

3.4 ACTUALIZACIÓN CORPORATIVA DEL SIG

3.4.1 FUENTES DE LA INFORMACIÓN

La información ingresada a la base SIG de la EEQ debe estar georreferenciada

(redes y cartografía), es decir el levantamiento se lo debe realizar con GPS’s con

sistema de postproceso. [8]

La actualización de la información en el SIG se realiza mediante varios medios

que son:

· Recorrido en campo realizado por un actualizador de la empresa, con el

uso de formularios, GPS’s, larga vistas y equipo de protección personal.

Un recorrido integral se lo realiza desde la salida de la subestación hasta el

cliente.

· Recolección diaria de información recibida por el Departamento de

Operación y Mantenimiento Urbano y Rural con la indicación de las

modificaciones realizadas en las redes, equipos y estructuras de soporte en

campo.

· Proyectos de empresa y particulares recibidos por el Departamento de

Fiscalización de Redes a través del Sistema de Información de Distribución

(SDI).

37

· Micro-proyectos y proyectos de remodelación de redes recibidos por el

Departamento de Construcción de Redes.

· Proyectos de soterramiento recibidos por la Unidad de Soterramiento a

través del SDI.

· Proyectos de alumbrado público recibidos del Departamento de Alumbrado

Público desde la Gerencia de Distribución.

3.4.2 RECORRIDO EN CAMPO

La actualización del SIG en campo se realiza cuando no se ha recibido

información de los departamentos de la EEQ de los cambios hechos en las redes

eléctricas y en la cartografía.

Para realizar una actualización integral se debe utilizar una metodología

apropiada, la misma que debe tomar aspectos importantes como son: evitar

errores en la recolección de la información y la seguridad laboral.

Las herramientas y equipo necesario para la recolección de información en

campo son básicamente: equipo de seguridad industrial (camisa y pantalón jean,

casco, gafas, protector solar, chaleco reflectivo, zapatos dieléctricos, identificación

personal), binoculares, GPS (dispositivo de posicionamiento global), tablero con

formularios y transporte de la empresa.

38

Figura 3. 13 GPS utilizado en el levantamiento en campo

3.5 INSPECCIÓN DE INFORMACIÓN EN CAMPO DEL PRIMARIO “D”

El levantamiento de información en campo se realizó en dos etapas, la primera

involucra la actualización de las redes, equipos y estructuras en medio voltaje,

mientras que en la segunda etapa se levantó la información de las redes de bajo

voltaje (alumbrado público, tramos de BV y acometidas).

El levantamiento de medio voltaje se realizó con el formulario recibido por la

sección de Actualización GIS de la Gerencia de Distribución en el cual se tomó

datos de número de empresa, potencia, código estructura, marca, propietario, si

cuenta con alumbrado y observaciones del transformador en el caso que hubiere.

En el ANEXO V se indica el formulario y la información recopilada.

Para el levantamiento de información en bajo voltaje se utilizó un plano por cada

transformador, que incluye alumbrado público, red secundaria y clientes

asociados. Por ejemplo, la Fig. 3.14 se muestra un plano que contiene los clientes

y luminarias asociadas al transformador con número de empresa 15884-E.

39

Figura 3. 14 Plano del transformador 15844-E [Autoría propia]

3.6 VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Una vez terminada la inspección en campo se procede a validar la información en

la base SIG de la EEQ mediante la edición de transformadores, luminarias, puntos

de carga (clientes) y tramos de bajo voltaje no coincidentes.

En el proceso de revisión de la información se nota que la base SIG está

desactualizada, las redes y equipos eléctricos en medio y bajo voltaje, por lo que

es necesario actualizarla mediante el manejo del software ArcGIS-ArcFM y para

ello se solicita la autorización de la Sección de Actualización del SIG de la EEQ.

El procedimiento para realizar la actualización consiste en ingresar al ArcGIS-

ArcFM con una licencia de editor; crear una sesión, realizar los cambios

necesarios, guardar, conciliar y postear la información a la base corporativa.

40

Figura 3. 15 Pantalla de ingreso a la aplicación ArcGIS/ArcFM [8]

Figura 3. 16 Crear Sesión [8]

De los elementos, 79 transformadores pertenecientes al primario “D”, 17 de ellos

fueron actualizados, se modificaron campos como número de empresa, propiedad,

potencia, fase de conexión, alcance de la red secundaria, por lo tanto se corrigió el

22% de la información de transformadores. El detalle del levantamiento en campo

se puede observar en el ANEXO V.

En la Fig. 3.17 indica la manera como se edita un transformador en ArcGIS.

41

Figura 3. 17 Ingreso de un transformador [8]

Dentro de los 1641 puntos de carga registrados en la base SIG, cinco puntos de

carga no se encontraban registrados y 683 estaban mal asociados al

transformador, es decir se editaron 688 elementos que representan el 42% del

total. Las Fig. 3.18, 3.19 y 3.20 muestran el procedimiento utilizado para editar un

punto de carga.

Figura 3. 18 Selección del tipo de medidor [8]

42

Figura 3. 19 Creación de conexión consumidor [8]

Figura 3. 20 Ingreso de varios suministros en un punto de carga [8]

En lo que se refiere a las luminarias, fue necesario actualizar un 30% del total

existente en el primario. Principalmente se crearon luminarias y se actualizaron las

potencias.

Hay que indicar también que se encontraron redes secundarias malladas en la

base SIG por lo que fue necesario separar las mismas de acuerdo a la información

obtenida en campo.

Los cambios realizados durante la validación de la información fueron reportados

al personal de la sección de Actualización del SIG para que tengan en

consideración que la información del primario “D” Andalucía 17 esta validada hasta

el año 2015.

43

CAPÍTULO 4

DESARROLLO DE UN MÓDULO SIG PARA CALCULAR

EL NIVEL DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL

4.1 INTRODUCCIÓN

Este capítulo describe la metodología utilizada para desarrollar un módulo con dos

herramientas para calcular el nivel de carga de trasformadores de uso residencial

al medio día y en la noche, considerando cocinas de inducción instaladas y

proyectas; y, simulando la incorporación de una cocina de inducción por cada

usuario residencial.

Se muestra como calcular la demanda máxima coincidente de los usuarios

residenciales considerando las cocinas de inducción, demanda máxima comercial

e industrial. También se describen los factores utilizados para calcular la demanda

en el transformador, finalmente se describe el desarrollo de las herramientas que

conforman el módulo informático de SIG.

4.2 CÁLCULO DE DEMANDA EN ÁREAS CON CONSUMOS MIXTOS

Para calcular la demanda máxima coincidente de los usuarios residenciales se usa

el método de la REA, para calcular la demanda de cocinas de inducción se usa el

método descrito en las normas de sistemas de distribución de la EEQ, mientras

que para calcular la demanda máxima comercial e industrial se usa el factor de

carga.

44

4.2.1 DETERMINACIÓN DE DEMANDA COINCIDENTE DE USUARIOS

RESIDENCIALES

Para calcular la demanda coincidente de usuarios residenciales o pequeños

comercios se utiliza el método de la REA mediante dos factores: A y B. [11]

El factor A (factor del consumidor) considera la diversificación de la carga en

función del número de usuarios residenciales.

7&261$ A = 2DE − G. I2 + G. I(2K + IG)E/KM (4.1)

Dónde:

2: Número de clientes o consumidores

El factor B (factor kWh) depende del consumo mensual de energía por usuario.

7&261$ N = G. GGOPKO ∗ (@1"34/1 )*+//#3/2:.#"6#)G.QQO (4.2)

La demanda coincidente se calcula multiplicando el factor A y B.

5/&821."2 $# = 7&261$ A ∗ 7&261$ N [kW] (4.3)

Cuando el número de usuarios es menor a cinco. La demanda máxima coincidente

se calcula de la siguiente manera. [11]

Se calcula el factor A para cinco clientes.

7&261$ A = ODE − G. I ∗ O + G. I(5K + IG)E/KM = EE. EKIO

Se calcula el factor B con el consumo de los “n” clientes menores a cinco.

7&261$ N = G. GGOPKO ∗ (@1"34/1 )*+//#3/2:.#"6#)G.QQO

45

Entonces la demanda máxima coincidente para cinco usuarios es:

5/&821."2 O $#3.5#"2.&:#3 = 7&261$ A ∗ 7&261$ N [kW]

Es necesario conocer el factor de coincidencia para los cinco usuarios, la misma

que se obtiene de la curva (A) de la Fig.4.1., este factor es igual a 0.45.

Figura 4. 1 Curva del factor de coincidencia para usuarios residenciales14

En la tabla 4.1 se muestra los factores de coincidencia para el número de usuarios

menores a 5 usuarios.

Tabla 4. 1 Factor de coincidencia para usuarios < 5 [11]

Número de usuarios residenciales

B&261$21."2

1 1.00 2 0.65 3 0.55 4 0.50 5 0.45

14 General Electric. Distribution Data Book. USA 1967.

46

Con los valores obtenidos se calcula la demanda máxima individual de cinco

usuarios que es igual a:

5#/."5 =5/&821."2 O $#3.5#"2.&:#3

B&261$21."2 O 434&$.132 (4.4)

Dónde:

5#/."5: Demanda máxima individual.

5#/21."2 O 434&$.13: Demanda máxima coincidente de cinco usuarios.

B&261$21."2 O 434&$.13: Factor de coincidencia de cinco usuarios.

2: Número de clientes igual a cinco.

La demanda máxima coincidente para menos de cinco usuarios es igual a:

5/&821."2 $# = 2 ∗ 5#/."5 ∗ B&261$21."2 SO (4.5)

Dónde:

2: Número de clientes menores a cinco

B&261$21."2 SO : Factor de coincidencia menor a cinco usuarios

Dentro de los usuarios residenciales, se calcula la demanda máxima de cocinas

de inducción con la expresión 4.6.

5/&8212."&3 = TUV ∗ B&261$21."2 " 212."&3 ∗ 5#/&8."5 212."&3 (4.6)

Dónde:

5/&8212."&3: Demanda máxima de n cocinas

TUV: Número de cocinas

B&261$21."2 " 212."&3: Factor de coincidencia de n cocinas

5#/&8."5 212."&3: Demanda máxima individual de cocinas de inducción

47

La demanda máxima unitaria de cocina de inducción se obtiene de la

multiplicación del factor de demanda por la potencia de placa de una cocina de

inducción.

5#/&8."5 212."&3 = B5#/ ∗ WX (4.7)

5#/&8."5 212."&3 = G. Q ∗ I)* = Y. K )*

Dónde:

5#/&8."5 212."&3: Demanda máxima individual de cocina de inducción

B5#/: Factor de demanda de una cocina de inducción igual 0.8

@Z: Potencia de placa de un equipo de cocción igual a 4kW establecido por el

MEER.

El factor de coincidencia cuando se tiene más de 5 cocinas de inducción se

calcula con la expresión 4.8.

B&261$21."2 " 212."&3 = 0.485 ∗ TUV^_.`abccd + 0.3437 (4.8)

El factor de coincidencia cuando se tiene menos de 5 cocinas de inducción se

muestra en la Tabla 4.2.

Tabla 4. 2 Factor de coincidencia para < 5 cocinas de inducción [11]

Número de cocinas de inducción

B&261$21."2SO 212."&3

1 1.00 2 0.81 3 0.68 4 0.54 5 0.47

48

4.2.2 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS COMERCIALES

La demanda máxima de usuarios comerciales se calcula usando el factor de

carga. Producto de un estudio realizado por el departamento de PRPT se

obtuvieron factores de carga que variaron entre 0,4 y 0,45, estos valores fueron

obtenidos de mediciones aplicadas a un considerable grupo de usuarios

comerciales. Para el estudio se toma el valor de 0,4 ya que de este modo se

obtendrá la mayor demanda máxima de los usuarios comerciales. [14]

El periodo se obtiene relacionando los 365 días (8760 horas) del año dividido para

12 meses.

5/&8 = /#5/0#$.1517@

5/&8 21/ =!"#$%.& B&264$&5& [)*+//#3]

QijG[+]EK /#3#3

7@ (4.9)

Dónde:

/#5/0#$.151: Demanda media en un periodo

5/&821/: Demanda máxima comercial [kWh]

7@: Factor de carga

4.2.3 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS INDUSTRIALES

ARTESANALES

De la misma manera que para los usuarios comerciales la demanda máxima de

los usuarios industrial artesanal se calcula con un factor de carga de 0.4. [15]

49

klmn Vopq =rstuvwx yxz{|ux}x [~��/�t�]

����[�]�� �t�t�

�� (4.10)

Dónde:

���p/���V�p�: Demanda media en un periodo

klmn Vopq: Demanda máxima industrial [kWh]

��: Factor de carga [14]

4.2.4 DEMANDA DEL ALUMBRADO PÚBLICO

La demanda debido al alumbrado público se obtiene sumando la potencia

individual de cada luminaria.

5#/A/9 = ∑ 9.."36&:&5& (4.11)

4.2.5 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA TRANSFORMADORES

EN HORAS PICO DE LA NOCHE

La demanda máxima coincidente del transformador en la noche se obtiene

sumando las demandas coincidentes de los usuarios residenciales, alumbrado

público y un porcentaje de pérdidas dividido para el factor de potencia. [11]

5/&821."2 "12+# )�A = 5/&821."2 $# � G.j∗5#/&8212."&3 � 5#/5#/A/9�G.GYj∗5/&821."2 $#B016#"2.&

(4.12)

Las pérdidas técnicas resistivas son iguales al 3.6% de la demanda máxima

coincidente residencial. [11]

50

La demanda máxima de cocinas de inducción en la noche es igual al 60% de la

demanda calculada con la ecuación 4.6. [12]

4.2.6 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA TRANSFORMADORES

EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA

El valor de la demanda máxima residencial al medio día es igual al 50% de la

demanda máxima residencial calculada. [20]

5/&8U�VoU �� �p = G. O5/&821."2 $# (4.13)

Dónde:

5/&8U�VoU �� �p: Demanda coincidente residencial al medio día

Para obtener la demanda máxima coincidente del transformador al medio día se

debe tomar en cuenta el factor de coincidencia intersectorial, que se utiliza en

transformadores de distribución que tienen más de un tipo de usuario. Este factor

se aplica sobre el tipo de usuario que tenga menor consumo. [15]

Por ejemplo, dentro de un transformador de uso residencial, comercial e industrial,

cuando se tiene predominio residencial, el factor de coincidencia intersectorial se

aplica al consumo de los clientes comerciales e industriales y es igual a 0.9, como

se observa en la expresión 4.14. [15]

5/&821." 5.& = G. O ∗ 5/&821."2 $# + G, P(5/&8 21/#$2 + 5/&8 Z�) (4.14)

Si el predominio es comercial e industrial, el factor de coincidencia intersectorial se

aplica al consumo residencial.

5/&821." 5.& = G. P(G. O ∗ 5/&821."2 $#) + 5/&8 21/#$2 + 5/&8 Z� (4.15)

51

Por lo tanto, la demanda máxima al medio día en el transformador se calcula con

la expresión 4.16. [11]

5/&821."5.& )�A = 5/&821."5.&�5#/&8212."&3�G.GYj∗5/&821."5.&B016#"2.& (4.16)

4.2.7 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE CARGA DE LOS

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

Finalmente el nivel de carga se obtiene en base al factor de utilización que es la

relación entre la demanda máxima vista en el trasformador y la capacidad

instalada del transformador.

75? = 5#/21."2/6$&B1@A9."36&:&5&

(4.17)

4.3 DESARROLLO DE MÓDULOS SIG

El módulo SIG utiliza información del Sistema de Información Comercial de la

EEQ (SIEEQ) y del Programa de Cocción Eficiente (PEC). El módulo contiene dos

herramientas, la primera calcula el nivel de carga de transformadores de

distribución de uso residencial de un primario, en tanto que la segunda

herramienta realiza una redistribución de carga entre transformadores que sean

cercanos y con características técnicas similares.

4.3.1 HERRAMIENTA PARA EL CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL A NIVEL

DE PRIMARIO

Esta herramienta desarrollada en ModelBuilder calcula el nivel de carga de los

transformadores de distribución de uso residencial de un determinado primario de

52

forma sistemática. La herramienta se fundamenta en la conectividad eléctrica

registrada en la base SIG de la EEQ.

4.3.1.1 Descripción de la herramienta

La metodología utilizada de la herramienta informática se resume en la Fig. 4.2.

Figura 4. 2 Metodología de la herramienta [Autoría propia]

Selección de Puntos de Carga y

Luminarias

Escoge un primario con conectividad

SIG (ArcGIS)

Se agrega el tipo de estrato

Relación punto de carga – conexión

consumidor

Busca a todos los usuarios asociados

a los puntos de carga

Relación conexión consumidor –

atributo Consumidor y Registro

PEC

Se añade cocinas de inducción

De la tabla atributo consumidor se

añade el tipo de uso de energía y los

consumos mensuales de un año.

Obtención del Nivel de Carga de

transformadores de uso residencial.

Relación Usuarios -Transformador

Unión usuarios residenciales con

cocinas de inducción

Verificación de usuarios que realmente

están usando cocina de inducción

Depuración Base PEC

Se asocian los usuarios residenciales,

comerciales, industriales y alumbrado

público a cada transformador

Depuración de los usuarios de tipo

residencial

Promedio y desviación de usuarios

residenciales por estrato

53

Para la aplicación de esta herramienta es necesario tener la base del SIG

actualizada para garantizar una correcta conexión eléctrica. La herramienta está

elaborada en nueve etapas de ModelBuilder como se ve en la Fig. 4.3,

posteriormente se explica cada una de las etapas.

Figura 4. 3 Etapas de la herramienta [Autoría propia]

4.3.1.1.1 Selección de puntos de carga y luminarias

En esta etapa se aplica un filtro a las capas (layers) de puntos de carga y

luminarias, para seleccionar únicamente las que pertenecen a un determinado

primario. Los puntos de carga heredan el tipo de estrato de acuerdo al shape

“polígonos de estratos” fijados en la base SIG.

4.3.1.1.2 Relación de los puntos de carga con conexión consumidor

En ArcGIS un punto de carga puede representar a un tablero armario de

medidores o a un solo medidor, por esta razón, esta etapa se busca todos los

suministros asociados a los puntos de carga del primario seleccionado.

54

Como se ve en la Fig. 4.4 hay un punto de carga con 30 usuarios y se interpreta

que es un edificio.

Figura 4. 4 Puntos de Carga y Conexion Consumidor en un edificio [Autoria propia]

Mientras que la Fig. 4.5 muestra un punto de carga que solo tiene un usuario, se

asume que es una vivienda.

Figura 4. 5 Punto de Carga y Conexion Consumidor de una vivienda [Autoria propia]

4.3.1.1.3 Relaciones de puntos de carga con tablas atributos consumidor y PEC

En esta etapa se realiza uniones entre tablas para obtener el tipo de uso de

energía, el cual puede ser residencial, comercial o industrial. Además, se añade

consumos mensuales del periodo de un año, estos campos se puede observar en

la Fig. 4.6.

55

Figura 4. 6 Tabla “Suministro_Anual” [Autoría propia]

Adicionalmente se relaciona los suministros seleccionados con los registrados en

la base PEC del SIEEQ, de donde se extraen datos importantes como: instalación

del circuito expreso y equipamiento, fecha en la que recibió el incentivo y consumo

base (consumo promedio de los dos últimos años).

4.3.1.1.4 Depuración de registros de consumos del PEC

El MEER establece que para acceder al incentivo, un usuario debe tener una

cocina de inducción instalada y un incremento de 80 kWh en su consumo

mensual. Como resultado de un estudio realizado por el PRPT, este valor se

ajusta a 73 kWh.

Para determinar si el usuario está realmente usando su cocina de inducción se

realiza la diferencia entre el consumo mensual en el cual recibió el incentivo y el

consumo base (consumo promedio de los dos últimos años antes de usar cocina

de inducción), si la diferencia es mayor a 73 kWh se considera que el usuario usa

cocina de inducción. De esta manera se clasifica a los usuarios con cocinas de

inducción instaladas y proyectadas.

56

4.3.1.1.5 Cálculo de promedios y desviación estándar de consumos residenciales

En esta etapa se separa los suministros por el tipo de uso: residencial, comercial o

industrial.

Los usuarios residenciales se categorizan en estratos de consumo, los cuales

están determinados como A1, A, B, C, D y E, como se observa en la Tabla 4.3.

Tabla 4. 3 Tipo de consumidores de la EEQ [11]

Categoría de estratos de consumo de la EEQ

Estratos de consumo (kWh/mes/cliente)

E 0 a 100 D 101 a 150 C 151 a 250 B 251 a 350 A 351 a 500

A1 501 a 900

Finalmente en esta etapa se calcula el promedio y la desviación estándar por

estratos de consumo como se observa en la Fig. 4.7.

Figura 4. 7 Tabla “promedio y la desviación estándar por estrato” [Autoría propia]

57

4.3.1.1.6 Depuración de usuarios Residenciales

En esta etapa se depura los consumos de los usuarios residenciales, comparando

cada registro mensual con un rango establecido entre un límite superior e inferior.

El límite superior es igual al valor máximo del estrato (ver Tabla 4.3) más el

promedio calculado por la desviación estándar.

�./340#$.1$ = :./340!36 + 9$1/#5.1 ∗ 5#3> (4.18)

El límite inferior es igual a:

�./."B#$.1$ = 9$1/#5.1 ∗ (E − 5#3>) (4.19)

Ejemplo: para el estrato tipo E el límite superior es 100 kWh/mes/cliente, el

promedio y la desviación estándar son 52.24 y 30.41 kWh/mes/cliente, entonces

los límites serán:

�./340#$.1$ = EGG + OK. KI ∗ G. YGIE

�./340#$.1$ = EEO. QP [kWh/mes/cliente]

�./."B#$.1$ = OK. K(E − G. YG. IE)

�./."B#$.1$ = Yj. YO [kWh/mes/cliente]

Después, se vuelve a calcular los promedios únicamente con los consumos

mensuales que se encuentren dentro del rango.

Debido a que ciertos usuarios comerciales tienen un comportamiento residencial,

se los recategoriza con la ayuda de polígonos de estratos mencionados

inicialmente, para ello se aplica la siguiente condición: si el usuario es comercial y

su consumo es menor al límite superior de estrato del polígono se lo considera

como residencial caso contrario se mantendrá como comercial.

58

4.3.1.1.7 Relación suministro con cocinas de inducción

En esta etapa se obtiene a todos los usuarios residenciales con campos que

indiquen si el cliente está usando o ha solicitado el servicio de cocinas de

inducción como se puede ver en la Fig. 4.8.

Figura 4. 8 Tabla “Adquisición de cocina de inducción”

4.3.1.1.8 Relación de los Suministros con transformadores

En esta etapa se relaciona a todos los usuarios, tanto residenciales, comerciales,

industriales y alumbrado público con su respectivo transformador. La información

que se requiere de los transformadores son el número de empresa, potencia,

propiedad y el código estructura.

Como resumen se obtiene cada transformador con la información que se muestra

en la Fig. 4.9, cuyos campos principales son:

· Número de Clientes Residenciales.

59

· Suma de Consumo Residencial.

· Número de Cocinas Instaladas.

· Número de Cocinas Proyectadas.

· Número de Clientes Comerciales.

· Suma de Consumo Comercial.

· Número de Clientes Industriales.

· Suma de Consumo Industrial.

· Número de luminarias.

· Suma de Consumo de Alumbrado Público.

Figura 4. 9 Tabla “Resumen del transformador”

4.3.1.1.9 Cálculo del nivel de carga

En la etapa final se calcula:

· Demanda máxima de uso residencial, comercial, industrial y alumbrado

público en kW.

· Demanda con cocinas de inducción instaladas, proyectadas y simulando

una inclusión total en kW.

Posteriormente se calcula la demanda máxima para transformadores en horas

picos del medio día y en la noche considerando:

60

· Cocinas de inducción instaladas.

· Cocinas de inducción proyectadas.

· y, una simulación del ingreso total de cocinas de inducción.

Estos cálculos se muestran en la Fig. 4.10.

Figura 4. 10 Tabla “Demandas Calculadas”

Finalmente se calcula el nivel de carga de transformadores en porcentaje para las

demandas calculadas anteriormente las cuales se muestran en la Fig. 4.11.

Figura 4. 11 Tabla “Niveles de Carga” [Autoría propia]

Todos los cálculos en esta etapa se hacen en función a la metodología planteada.

61

4.3.2 HERRAMIENTA PARA LA REDISTRIBUCIÓN DE CARGA DE

TRANSFORMADORES DE USO RESIDENCIAL

Esta herramienta informática creada en ArcGIS permite calcular el nivel de carga

de transformadores de uso residencial considerando la conexión eléctrica

verificada en campo, adicionalmente la herramienta permite mejorar el nivel de

carga de los transformadores mediante la redistribución de cargas. La selección

del transformador, red secundaria, puntos de carga y luminarias se realiza

mediante la creación de un polígono, donde el usuario de la herramienta es libre

de considerar el alcance del polígono.

4.3.2.1 Descripción de la herramienta

La herramienta está elaborada en ocho etapas de ModelBuilder como se observa

en la Fig. 4.12.

Figura 4. 12 Etapas de la herramienta [Autoría propia]

62

La metodología utilizada en el desarrollo de esta herramienta se resume en el

diagrama de flujo de la Fig. 4.13.

Figura 4. 13 Metodología de la herramienta [Autoría propia]

Selección de Puntos de Carga y

Luminarias

Escoge mediante la creación de un

polígono en GIS (ArcGIS)

Se añade el tipo de Estrato

Relación punto de carga –

conexión consumidor

Busca a todos los usuarios asociados

a los puntos de carga

Relación conexión consumidor –

atributo Consumidor y Registro

PEC

Se añade cocinas de inducción

Se añade el tipo de uso de energía y

los consumos mensuales de un año

Obtención del Nivel de Carga de

transformadores de uso

residencial.

Relación Usuarios -Transformador

Unión usuarios residenciales con

Cocinas de inducción

Verificación de usuarios que realmente

están usando cocina de inducción

Depuración Base PEC

Se asocian los usuarios residenciales,

comerciales, industriales y alumbrado

público a cada transformador

Se utilizan todos los suministros

Promedio y desviación de usuarios

residenciales por estrato

63

Se utiliza la metodología de la primera herramienta con dos variantes las cuales se

detallan a continuación.

La etapa de selección del transformador, puntos de carga y luminarias se realiza

mediante un polígono previamente creado en ArcGIS. Se debe crear uno por cada

transformador.

Los polígonos se dibujan en base a la conexión geométrica de la red secundaria

con la alternativa de variar el alcance del polígono y realizar la redistribución de

carga como se muestra en la Fig. 4.14.

Figura 4. 14 Polígonos creados sobre ArcGIS [Autoría propia]

En la etapa de depuración de usuarios residenciales se realiza un cambio con

respecto a la primera herramienta, ya que los usuarios con consumo “Cero” se

llenan con la consumo base de acuerdo al estrato de consumo debido a que esta

herramienta debe considerar a todos los usuarios para sus cálculos. [17]

64

CAPÍTULO 5

VALIDACIÓN DEL MÓDULO MEDIANTE LA

COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS CON EL

SOFTWARE COMERCIAL CYMDIST DE LA EEQ

5.1 INTRODUCCIÓN

El módulo desarrollado será aplicado sobre la base SIG de la EEQ,

específicamente en el primario “D” de la subestación Andalucía 17 y los resultados

serán contrastados con los valores obtenidos del software comercial CYMDIST y

con mediciones de campo registradas por el Departamento de Pérdidas Técnicas,

finalmente se presenta la interpretación de resultados.

5.2 MÉTODOS USADOS PARA LA VALIDACIÓN

5.2.1 SOFTWARE CYMDIST

El software CYMDIST es actualmente utilizado para estudios del sistema de

distribución en la EEQ. La metodología para el cálculo del nivel de carga de

transformadores de distribución utilizando se resume en la Fig. 5.1.

La base de datos del CYMDIST es obtenida a través de la migración de la

información desde la base SIG, para ello debe existir una correcta relación entre

los clientes y el transformador.

65

Mediante el uso del CYMDIST se obtendrá la demanda diversificada a nivel de

alimentador primario y el método a escoger es la de carga distribuida, es decir se

utiliza los consumos de los clientes.

Figura 5. 1 Metodología para el cálculo del nivel de carga de transformadores15

Para obtener el reporte del CYMDIST se debe ingresar como datos iniciales del

primario:

15 Dávila, Ricardo. “Análisis técnico para la implementación del plan de cocción eficiente en redes primarias”. Sección

Índice Sectorizado de Perdidas EEQ. Septiembre 2014.

Obtención de la Relación Cliente-

Transformador

Primarios con conectividad GIS

(ArcGIS)

Primarios sin conectividad GIS

(generación de polígonos ACAD)

Obtención de la Demanda

Diversificada a nivel de

alimentador primario

Distribución de carga en CYMDIST

Determinación a través de la

demanda máxima a nivel de

cabecera del primario

Calculo de la Demanda Máxima

Individual (escalamiento de

demanda)

Incorporación de la Demanda por

Cocción

66

· Voltaje

· Potencias por fase.

· El factor de potencia

Esta información se obtiene del registro anual de demandas de la base del PRPT.

En el año 2015, el mes de noviembre es el que registra la mayor demanda, sus

valores se resumen en la Tabla 5.1.

Tabla 5. 1 Datos ingresados al CYMDIST

Primario Voltaje(KVLL) SA SB SC FP 17D 6,4044 802,483 884,639 815,367 97,96

La obtención de la demanda diversificada por transformador se determina a través

de la distribución de carga mediante formulación matemática.

���ℎ = ∑ ��ℎVo (5.1)

Dónde:

���ℎ: Total de la energía consumida por los clientes conectados al primario

��ℎV Consumo individual por hora por el cliente “i” conectado al primario

El consumo individual se obtiene del consumo registrado en el medidor

multiplicado por un factor de pérdidas en el alimentador y el transformador.

��V = �����pVp���1 −  ¡¢k£¤V� −  ¡¢k¥�£¦�§¨© ª « ¬­®w¯¬­®° (5.2)

Dónde:

��V: Potencia activa asignada al cliente “i”

����pVp��: Demanda activa registrada en el medidor de cabecera del alimentador

primario

 ¡¢k£¤V�: Pérdidas en p.u. para alimentadores primarios

 ¡¢k¥�£¦�§: Pérdidas en p.u. para transformadores de distribución

67

El consumo individual en kVAr se obtiene multiplicando el consumo en kilovatios

por la raíz del cuadrado del inverso del factor de potencia menos uno.

�±²¢V = ��Vª³� `¦�©a − 1 (5.3)

Dónde:

�±²¢V: Potencia reactiva asignada al cliente “i”

´µ: Factor de potencia registrado en el medidor de cabecera del primario.

La demanda diversificada obtenida es a nivel de primario por lo cual se debe hacer

un “escalamiento de la demanda” para obtener la demanda máxima a nivel de

transformador y de esta manera poder comparar los resultados con los obtenidos

del módulo SIG desarrollado.

Se presenta un ejemplo aplicando el escalamiento de la demanda como se

muestra en la Fig. 5.2 y se tiene como datos:

· Número de usuarios del primario= 4000

· Un transformador de 100 kVA con 100 usuarios y una demanda asignación

de 60 kVA.

68

Figura 5. 2 Demanda diversificada a nivel de primario y transformador [Autoría propia]

La metodología para realizar el escalonamiento está basada en los factores de

coincidencia utilizando la curva característica de demanda básica diversificada y

tomando la curva “Lighting and Miscellaneous Appliances”

Figura 5. 3 Curva de demanda diversificada

69

Para realizar el escalonamiento primero se debe obtener la demanda máxima

diversificada por usuario, para un usuario es 0.61 p.u y para 4000 usuarios es 0,17

p.u., estos valores se obtienen de la segunda curva de demanda diversificada de

la Fig. 5.3.

�U�Vo(��V�£�V�:c___ q§q£�V�§) = 0.170.61 = 0.2787

Para un transformador de distribución de 60 kVA con 100 usuarios residenciales el

factor de coincidencia será:

�U�Vo(¥�£o§¦:`__ q§q£�V�§) = 0.200.61 = 0.3297

El factor de escalamiento es la relación entre el factor de coincidencia a nivel de

primario y el factor a nivel de transformador. [17]

��§U£¤ = �U�Vo(¥�£o§¦:`__ q§q£�V�§)�U�Vo(��V�£�V�:c___ q§q£�V�§)

= 0.32970,2787 = 1.176

La demanda máxima por el método de escalamiento es igual a la multiplicación del

factor de escalamiento por la demanda diversificada asignada al transformador

obtenido del reporte del CYMDIST. [17]

�¹ºª¥�£o§ = ��§U£¤ ∗ �pV» = 1.176 ∗ 60 = 70.6�±²

Se debe tener en consideración que el escalonamiento no se ajusta para

transformadores con número de clientes bajo, para esos casos se utiliza el método

de la REA. [17]

70

5.2.1.1 Simulación utilizando el software CYMDIST

Se realiza una simulación del primario “D” obteniendo la demanda diversificada a

nivel del primario y luego mediante el factor de escalonamiento se obtiene la

demanda máxima por transformador. La Tabla 5.2 muestra los resultados

obtenidos del CYMDIST, los mismos que se analizan posteriormente.

Tabla 5. 2 Demanda diversificada a nivel del primario 17-D

Nro. De Transformador

Código estructura

Capacidad Nominal

(kVA)

Total kVA coincidentes

(kVA)

15833 3C45S 45 9,97

170810 2C25S 25 0,35

75877 2C37.5S 37,5 0,74

5375 3C45S 45 2,87

2556 3C30S 30 3,99

101345 2C15S 15 3,54

171008 3C45S 45 6,73

100104 3C50S 50 3,14

164071 3C30S 30 3,38

10702 3O75S 75 13,52

75500 2C37.5S 37,5 3,78

70130 2C25S 25 4,12

167804 3O30S 30 5,25

20726 2C37.5S 37,5 3,74

26881 2C37.5S 37,5 8,44

1484 3C60S 60 4,36

111449 2C50S 50 16,39

12460 3O125S 125 10,13

28323 2C50S 50 6,13

19344 3C100S 100 7,64

1512 3C50S 50 7,19

15856 3C45S 45 5,26

12514 2C25S 25 11,79

21972 3C45S 45 44,73

43808 3C50S 50 10,71

75826 3C50S 50 11,12

109010 3O112.5S 112,5 22,27

16067 3C45S 45 44,75

71

3524 3C37.5S 37,5 29,78

3858 3C30S 30 15,42

14230 3C60S 60 22,68

14228 3C45S 45 29,34

3933 3C45S 45 13,98

75809 3C45S 45 28,34

3016 3C75S 75 24,22

48428 3C75S 75 21,1

2010 3C60S 60 25,68

15844 3C50S 50 33,35

3280 3C60S 60 32,7

R5380_2 3C60S 60 21,25

16094 3O45S 45 22,7

3736 3C45S 45 29,24

15330 3C45S 45 41,69

3812 3C45S 45 35,88

16068 3C45S 45 42,36

3852 3C112.5S 112,5 41,58

3028 3C75S 75 44,17

111735 3O300S 300 45,68

3399 3C75S 75 42,6

465 3C60S 60 52,47

16095 3O112.5S 112,5 42,93

16106 3C45S 45 38,9

38852 3C75S 75 40,53

2863 3C45S 45 48,18

3849 3O112.5S 112,5 39,19

100778 3C100S 100 53,54

4021 3C75S 75 42,16

107767 3C100S 100 79,95

6924 3C75S 75 39,56

48714 3C100S 100 71,02

3614 3O150S 150 49,08

3954 3C75S 75 66,7

10703 3C75S 75 61,38

20305 3C150S 150 106,71

3189 3C75S 75 64,57

15859 3C112.5S 112,5 86,13

37254 3C125S 125 124,51

72

Como se puede observar existen valores anómalos como el de transformador

Particular-170810 tiene un consumo muy bajo, es debido a que se encuentra un

edificio en construcción y solo tiene un suministro destinado a la guardianía. El

trasformador EEQ-75077 es de alumbrado público, se presenta este error en otros

transformadores ya que el método aplicado en el CYMDIST no consideran el

alumbrado público.

5.2.2 VALIDACIÓN UTILIZANDO MEDICIONES EN CAMPO

Se obtuvo la información de la toma de carga de ciertos transformadores de las

subestaciones Andalucía 17, Iñaquito 28 y Carolina 24 cuyo detalle se muestra en

el ANEXO VI. El atributo a comparar es la demanda máxima actual del

trasformador medida en campo con la demanda máxima actual calculada

considerando cocinas de inducción instaladas. Se debe considerar que las

mediciones son de una semana, es decir la probabilidad de que en esa semana

tenga la demanda máxima de un año es de 1/52, pese a esta observación este

valor sirve de referencia para poder comparar los valores calculados.

5.2.2.1 Mediciones en campo

Las mediciones de campo que se utilizan son de los primarios descritos

anteriormente debido a que no existe registro del año 2015 de los transformadores

del primario “D” Andalucía.

Tabla 5. 3 Resultados de mediciones realizadas en campo

Primario Número de Transformador

Capacidad Nominal [kVA]

Dmax Medida [kVA]

17A 46051 50 45,53 17A 12535 50 22,92 17B 4975 150 32,85 17B 12488 150 27,20 17B 21555 112,5 102,04

73

17B 162955 30 12,57 17B 168553 50 21,78 24A 10727 400 55,38 24A 21785 75 15,19 24A 3550 150 30,49 24A 2127 75 42,71 24A 4077 100 63,29 24B 165770 25 16,11 24B 3970 75 17,67 24B 13542 30 6,72 24B 10350 225 26,07 24E 26401 200 35,26 28D 165737 100 35,14 28D 101420 125 24,68 28D 70412 125 40,06 17A 75813 25 41,90

5.3 RESULTADOS OBTENIDOS DEL MÓDULO SIG

5.3.1 PRIMERA HERRAMIENTA

Una vez validada la información en la base del SIG se aplica la herramienta sobre

los transformadores de uso residencial del primario “D”, dando como resultado la

información que se muestra en la Tabla 5.4.

Tabla 5. 4 Resumen de demandas máximas calculadas [Autoría propia]

Nro.

Transformador Propietario

Capacidad Nominal

(kVA)

Número de Clientes

residenciales Dmax

transformador

15833 EEQ 45 1 15,75

170810 PARTICULAR 25 1 2,24

75877 EEQ 37,5 2 6,40

5375 EEQ 45 3 6,29

2556 EEQ 30 4 6,39

101345 PARTICULAR 15 6 11,16

171008 PARTICULAR 45 6 8,68

74

100104 PARTICULAR 50 7 6,17

164071 PARTICULAR 30 8 8,88

10702 EEQ 75 9 18,23

75500 PARTICULAR 37,5 9 9,83

70130 PARTICULAR 25 10 8,62

167804 PARTICULAR 30 10 9,61

20726 PARTICULAR 37,5 12 8,43

26881 EEQ 37,5 12 11,48

1484 EEQ 60 13 10,72

111449 PARTICULAR 50 13 18,18

12460 PARTICULAR 125 14 14,97

28323 PARTICULAR 50 14 14,59

19344 PARTICULAR 100 15 13,38

1512 PARTICULAR 50 16 16,43

15856 PARTICULAR 45 17 12,64

12514 PARTICULAR 25 19 16,31

21972 EEQ 45 22 56,80

43808 EEQ 50 30 21,58

75826 EEQ 50 33 22,96

109010 PARTICULAR 112,5 39 27,50

16067 EEQ 45 41 51,57

3524 EEQ 37,5 44 36,38

3858 EEQ 30 45 34,69

14230 EEQ 60 47 40,24

14228 EEQ 45 48 33,22

3933 EEQ 45 50 31,35

75809 EEQ 45 53 39,70

3016 EEQ 75 54 44,01

48428 EEQ 75 56 41,02

2010 EEQ 60 57 43,48

15844 EEQ 50 61 46,99

3280 EEQ 60 63 45,35

R5380_2 EEQ 60 63 42,91

16094 EEQ 45 66 38,67

3736 EEQ 45 67 50,77

15330 EEQ 45 69 45,92

3812 EEQ 45 72 52,13

16068 EEQ 45 72 48,26

3852 EEQ 112,5 81 54,09

3028 EEQ 75 82 57,05

111735 PARTICULAR 300 86 56,05

75

3399 EEQ 75 92 67,36

465 EEQ 60 94 65,49

16095 EEQ 112,5 97 57,63

16106 EEQ 45 97 63,62

38852 EEQ 75 97 63,96

2863 EEQ 45 101 73,26

3849 EEQ 112,5 104 61,04

100778 EEQ 100 111 83,42

4021 EEQ 75 112 74,92

107767 EEQ 100 112 80,88

6924 EEQ 75 118 74,75

48714 EEQ 100 118 86,10

3614 EEQ 150 120 70,40

3954 EEQ 75 133 101,37

10703 EEQ 75 142 91,58

20305 EEQ 150 149 113,15

3189 EEQ 75 166 102,26

15859 EEQ 112,5 170 119,47

37254 EEQ 125 241 146,19

5.3.2 SEGUNDA HERRAMIENTA

Para entender el uso de la herramienta que realiza la redistribución de carga de un

transformador se presenta un ejemplo. En la Fig. 5.4 se observa dos polígonos

que encierran a dos transformadores, el número de empresa del primero es 3189-

E de características, trifásico, 75kV, 6.3kV/220V y el otro es el 1484-E de

características, trifásico, 60 kV, 6.3kV/220V donde el nivel de carga es 140. 7% y

17.8 % respectivamente, al ser transformadores cercanos, ambos trifásicos y

propiedad de la empresa se puede reconfigurar la red secundaria para una

distribución eficiente de la carga. La Fig. 5.5 indica la cantidad de cargas de cada

transformador en estado inicial.

76

Figura 5. 4 Transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]

Figura 5. 5 Cargas iniciales de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]

Para realizar una repartición de carga entre los transformadores se debe

reconfigurar el alcance de la red secundaria de los dos transformadores,

quedando el nuevo alcance como se muestra en la Fig. 5.6 y posteriormente se

procede a correr el módulo.

77

Figura 5. 6 Reconfiguración del alcance de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]

Después de reconfigurar el alcance de la red secundaria se observa que el nivel

de carga es 93.4% y 78.11 % respectivamente, y de esta manera se concluye que

solo con una adecuada reconfiguración de la red secundaria, los transformadores

operan en niveles correctos.

Figura 5. 7 Cargas de los transformadores 3189-E y 1484-E después de la reconfiguración de la red secundaria [Autoría propia]

78

5.4 VALIDACIÓN DE RESULTADOS

En la validación de resultados se comparan las demandas máximas obtenidas del

software CYMDIST y las mediciones realizadas en campo con las demandas

máximas obtenidas del módulo desarrollado.

5.4.1 COMPARACIÓN CON RESULTADOS DEL SOFTWARE CYMDIST

En la tabla 5.5 se muestra la demanda máxima de los transformadores calculados

con la herramienta SIG en comparación con el software CYMDIST. Se escogieron

los transformadores que tiene comportamiento residencial ya que el CYMDIST no

considera el alumbrado público y el método de escalamiento no es válido para un

número de usuarios pequeño.

Tabla 5. 5 Comparación entre demanda Escalonada y calculada 17-D [Autoría propia]

Nro. Transformador

Capacidad Nominal

[kVA]

Dmax Escalonada

Cymdist [kVA]

Dmax Calculada módulo [kVA]

Error Absoluto

[kVA]

465 60 63,58 65,49 1,91

1484 60 7,13 10,72 3,59

1512 50 11,55 16,43 4,88

2010 60 33,23 38,8 5,57

2556 30 9,86 6,39 3,47

3016 75 35,62 41,28 5,66

3028 75 53,78 57,05 3,27

3280 60 41,55 45,35 3,8

3812 45 44,70 46,96 2,26

3852 112,5 50,63 54,09 3,46

3858 30 26,12 28,18 2,06

5375 45 5,06 6,29 1,23

12460 125 16,86 14,97 1,89

12514 25 18,03 16,31 1,72

14230 60 30,68 40,24 9,56

15844 50 41,20 46,99 5,79

15856 45 8,35 12,64 4,29

79

16068 45 51,83 48,26 3,57

16094 45 28,71 38,67 9,96

16095 112,5 52,02 57,63 5,61

19344 100 12,49 13,38 0,89

20726 37,5 7,04 8,43 1,39

26881 37,5 14,40 11,48 2,92

28323 50 9,92 14,59 4,67

37254 125 135,50 146,19 10,69

43808 50 15,75 21,58 5,83

48714 100 83,14 86,10 2,96

70130 25 7,27 8,62 1,35

75500 37,5 7,12 9,83 2,71

75809 45 36,68 39,70 3,02

75826 50 16,03 22,96 6,93

100104 50 6,28 6,17 0,11

101345 15 7,70 11,16 3,46

109010 112,5 29,87 27,50 2,37

111735 300 55,62 56,05 0,43

164071 30 6,56 8,88 2,32

167804 30 9,26 9,61 0,35

En la comparación de resultados obtenidos del software CYMDIST y el módulo

SIG, se observa una diferencia que va desde 0.11 kVA hasta 10.69 kVA entre las

demandas máximas escalonadas y calculadas. La Fig. 5.8 muestra un diagrama

de barras para una mejor visualización de los resultados, en la cual se diferencia

la potencia instalada del transformador, demanda máxima escalonada y demanda

máxima del módulo.

80

Fig

ura

5.

8 D

em

anda

s m

áxi

mas

de C

YM

DIS

T v

s M

ódu

lo S

IG [A

uto

ría p

ropia

]

0

50

10

0

15

0

20

0

25

0

30

0

35

0

465

1484

1512

2010

2556

3016

3028

3280

3812

3852

3858

5375

12460

12514

14230

15844

15856

16068

16094

16095

19344

20726

26881

28323

37254

43808

48714

70130

75500

75809

75826

100104

101345

109010

111735

164071

167804

Potencia en kVA

N°

de

tra

nsf

orm

ad

or

Ca

p N

om

(kV

A)

Dm

axE

sc

Dm

axC

al

81

5.4.2 COMPARACIÓN DE RESULTADOS, MEDICIONES EN CAMPO

En la tabla 5.6 se muestra la comparación de la demanda máxima y del nivel de

transformadores entre las mediciones en campo y los resultados obtenidos por el

módulo.

Tabla 5. 6 Comparación con resultados de campo [Autoría propia]

Para un mejor visualización de los resultados se presenta la Fig. 5.9 y 5.10 que

muestra un diagrama de barras con la comparación de las demandas máximas y

nivel de carga. Donde se observa un rango de diferencia del nivel de carga del

0.07% al 16.39% entre lo medido y calculado.

Código Puesto

Capacidad Instalada

[kVA]

Dmax Medida [kVA]

Nivel de Carga Medida

[%]

Dmax Calculada

[KVA]

Nivel de Carga Calculad

a [%]

Error Absoluto Nivel de Carga

[%]

46051 50 45,53 91,05 40,89 81,78 9,27

12535 50 22,92 45,83 22,28 44,55 1,28

4975 150 32,85 21,90 37,90 25,27 3,37

12488 150 27,20 18,13 27,60 18,40 0,27

21555 112,5 102,04 90,70 109,26 97,12 6,42

162955 30 12,57 41,91 9,84 32,79 9,12

168553 50 21,78 43,57 26,14 52,29 8,72

10727 400 55,38 13,84 66,85 16,71 2,87

21785 75 15,19 20,26 18,77 25,03 4,77

3550 150 30,49 20,33 39,37 26,24 5,91

2127 75 42,71 56,94 44,73 59,64 2,7

4077 100 63,29 63,29 72,94 72,94 9,65

165770 25 16,11 64,44 12,60 50,41 14,03

3970 75 17,67 17,67 23,87 31,82 14,15

13542 30 6,72 22,40 8,91 29,69 7,29

10350 225 26,07 11,58 30,21 13,43 1,85

26401 200 35,26 17,63 31,59 15,79 1,84

165737 100 35,14 35,14 35,21 35,21 0,07

101420 125 24,68 19,75 22,48 17,98 1,77

70412 125 40,06 32,05 34,83 27,87 4,18

75813 25 41,90 167,59 45,99 183,98 16,39

82

Figura 5. 9 Demandas máximas de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría propia]

Figura 5. 10 Nivel de carga de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría propia]

0

50

100

150

200

250

300

350

400P

ote

nci

a

(kV

A)

Número de Transformador

Capacidad Instalada kVA

Dmax Medida kVA

DmaxCalculada KVA

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

Niv

el

de

Ca

rga

(%

)

Número de transformador

Nivel de Carga Medida

Nivel de Carga Calculada

83

5.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS

Según la normas de distribución de la EEQ, un transformador puede operar con

una sobrecarga máxima del 30% de su valor nominal por un corto periodo de

tiempo sin afectar su vida útil, si el nivel de carga es menor del 30% del valor

nominal se considera como un transformador subutilizado. [11]

El primario “D” Andalucía 17 cuenta con 79 transformadores de los cuales 67 son

de uso residencial sobre los cuales se aplicó el módulo en los escenarios de horas

pico del medio día y en la noche considerando cocinas de inducción instaladas,

proyectadas y simulando la incorporación de una cocina por cada usuario

residencial.

5.5.1 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA

Se realiza una distinción del nivel de carga de los transformadores residenciales

obtenidos, categorizándolos como subutilizados, operan normalmente y

sobrecargados.

En el estado actual existen 26 transformadores subutilizados y no existen

transformadores sobrecargados, si ingresan progresivamente cocinas de

inducción en base al registro PEC se observa un incremento a 6 transformadores

sobrecargados, y si se simula una inclusión total de cocinas de inducción el

número sube a 33 transformadores sobrecargados. Donde se nota un crecimiento

del 49.3% en transformadores sobrecargados. Las figuras 5.11 y 5.12 reflejan el

nivel de carga de los transformadores con cocinas de inducción expresadas en

cantidad y porcentaje.

84

Figura 5. 11 Nivel de carga al medio día [Autoría propia]

Figura 5. 12 Nivel de carga porcentual al medio día [Autoría propia]

5.5.2 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO EN LA NOCHE

En el estado actual existen 18 transformadores subutilizados y 4 transformadores

sobrecargados, si ingresan progresivamente cocinas de inducción en base al

registro PEC se observa un incremento a 11 transformadores sobrecargados y si

se simula una inclusión total de cocinas de inducción suben a 32 transformadores

26

20

6

41 41

28

6

33

Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas

Nivel de carga al medio día del primario 17D

expresado en número de transformadores

Subutilizado Normal Sobrecargado

38,8%

29,9%

9,0%

61,2% 61,2%

41,8%

0,0%

9,0%

49,3%

Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas

Nivel de carga al medio día del primario 17D

expresado en porcentaje (%)

Subutilizado Normal Sobrecargado

85

sobrecargados, que representa un crecimiento del 47.8% en transformadores

sobrecargados. Las figuras 5.13 y 5.14 representan los escenarios posibles del

nivel de carga de los transformadores con cocinas de inducción expresadas en

cantidad y porcentaje.

Figura 5. 13 Nivel de carga en la noche [Autoría propia]

Figura 5. 14 Nivel de carga porcentual en la noche [Autoría propia]

Se observa claramente que con la incorporación de cocinas de inducción la

demanda máxima pasaría de la noche al medio día.

1816

9

45

40

26

4

11

32

Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas

Nivel de carga en la noche del primario 17D

expresado en número de transformadores

Subutilizado Normal Sobrecargado

26,9% 23,9%

13,4%

67,2%59,7%

38,8%

6,0%

16,4%

47,8%

Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas

Nivel de carga en la noche del primario 17D

expresado en porcentaje (%)

Subutilizado Normal Sobrecargado

92

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

Ø Las empresas eléctricas de distribución del país utilizan el software ArcGIS

(homologación del MEER) para el manejo de información espacial en el

sector eléctrico. La funcionalidad de ArcGIS puede ser ampliada mediante

el uso de ModelBuilder que permite crear y ejecutar herramientas para darle

un manejo óptimo a la información.

Ø El levantamiento en campo realizado a lo largo del primario “D” de la

subestación Andalucía (17), dio como resultado que la información de la

base SIG estuvo correcta en un 91% con respecto a los transformadores y

58% en puntos de carga.

Ø La herramienta que calcula el nivel de carga a nivel de primario da como

resultado que en el estado actual existen 18 transformadores subutilizados

con un nivel de carga menor al 30% y cuatro transformadores

sobrecargados que están por encima del 130% de la capacidad nominal.

Ø La segunda herramienta se utilizó para redistribuir las cargas de los

transformadores trifásicos con número de empresa 3189-E y 1484-E cuyo

nivel de carga es de 140.7% y 17.8% respectivamente, es decir el primero

sobrecargado y el otro subutilizado. Posterior a la redistribución de la carga,

con ayuda de la herramienta, se puede bajar el nivel de carga de 140.7% a

93.4% y subir del 17.8% al 78.11%.

93

Ø En la comparación de resultados obtenidos con el software CYMDIST, se

observa que existe una diferencia de 0.11 kVA a 10.69 kVA entre las

demandas máximas en hora pico. Por lo tanto, se puede decir que se

obtuvo valores similares y con ello dando validez al módulo. Estas

variaciones se deben a la metodología de escalonamiento aplicada en los

resultados del CYMDIST.

Ø Dentro de los transformadores analizados existe un rango de diferencia del

nivel de carga entre el 0.07% y 16.39% de las demandas máximas

obtenidas de mediciones en campo y la herramienta informática, es decir se

han obtenido valores similares dando validez al módulo. La diferencia se

debe a que las lecturas en campo se las realiza en una semana y el módulo

utiliza consumos promediados en un año, la probabilidad de que en esa

semana se obtenga la demanda máxima es de 1.92%.

6.2 RECOMENDACIONES

Ø Para obtener resultados reales se debe tener actualizado correctamente la

información en la base SIG.

Ø La redistribución de la carga se debe realizar entre dos transformadores

que tengan las mismas características eléctricas por ejemplo que sean

monofásicos o trifásicos, y que físicamente se pueda redistribuir la carga.

94

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Poveda, Mentor, “Planificación de Sistemas de Distribución”, Ecuador,

Julio1987.

[2] CONELEC, “Plan Maestro de Electrificación del Ecuador 2013- 2022”,

Expansión de la Distribución, 2012.

[3] Base de datos del Sistema de Información Geográfico (SIG) de la EEQ.

Ecuador, Enero 2016.

[4] Ajila, Agustín. TESIS DE POSTGRADO. Universidad San Francisco de Quito.

“Los Sistemas de Información Geográfico como Herramienta para la Proyección

de la Demanda de Energía Eléctrica en CNEL (Corporación Nacional de

Electricidad) Regional El Oro”, Quito Mayo 2012.

[5] <<http://www.eeq.com.ec>>

[En línea]. Avaible:

http://www.eeq.com.ec

[Ultimo acceso: 8 DICIEMBRE 2015]

[6] <<http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html>>

[En línea]. Avaible:

http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html

[Ultimo acceso: 8 DICIEMBRE 2015]

[7] << http://www.todosig.es/8-geodatabases.html >>

[En línea]. Avaible:

http://www.todosig.es/8-geodatabases.html

[Ultimo acceso: 10 DICIEMBRE 2015]

95

[8] Manual de Actualización GIS. Departamento del Sistema de Información

Geográfica (DSIG) EEQ. Quito, 2015

[9] Ance, Gabriel. Análisis Geoespacial de la Red de Distribución Eléctrica. CIDEL,

PAPER-126-16032010.DOC. Argentina 2010.

[10]<<http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w0000000

1000000/>>

[En línea]. Avaible:

http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w000000010000

00/

[Último acceso: 25 FEBRERO 2016]

[11] Normas para Sistemas de Distribución Parte A, Guía para Diseño de Redes

para Distribución. Ecuador, Quito. 2015.

[12] Poveda M., <<Efectos de la Cocción Eléctrica en las Redes de Distribución>>,

2014.

[13] Haro, Diana. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de

Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Mejora del factor de utilización de

trasformadores de distribución de la EEQ”. Ecuador, Quito. 2015.

[14] Gavilema, Paul. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de

Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Metodología para estimación de demanda de

grandes centros comerciales”. Ecuador, Quito. 2011.

[15] Poveda, Mentor. Consultor en el área de Sistemas de Distribución de Energía

Eléctrica de la EEQ. Ecuador, Quito. 2015.

96

[16] Vest, Stanley. “AIEE Paper: Estimating kW Demand for future load on Rural

Distribution System”, U.S.A., Agosto, 1957.

[17] Dávila, Ricardo. “Análisis técnico para la implementación del plan de cocción

eficiente en redes primarias”. Sección Índice Sectorizado de Perdidas EEQ.

Septiembre 2014.

[18] Programa de Reducción de Pérdidas Técnicas (PRPT) de la EEQ. Base de

Datos del Sistema de Información de Distribución (SDI). Diciembre 2015.

[19] Programa de Cocción Eficiente de la Empresa Eléctrica Quito. Enero 2016.

[20] Llasha, Elena. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de

Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Curva de carga de usuarios residenciales con

cocción y calentamiento de agua eléctricos”. Ecuador, Quito. Octubre 2015.

97

ANEXOS

98

ANEXO I

“FEATURE DATASETS” DE LA EEQ

99

100

ANEXO II

SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LA PLATAFORMA ARCGIS

DE LA EEQ

La simbología utilizada dentro del ArcGIS se maneja la simbología determinada

por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), esta simbología se

muestra a continuación.

Simbología puesto de transformación

Simbología de luminaria

101

Simbología de seccionador fusible

.

Simbología de seccionador cuchilla

Simbología de punto de carga

Simbología de protección BV

Simbologia de pararrayo

102

Simbología de poste

Simbología de tensor

103

ANEXO III

NOMENCLATURA EEQ-MEER

A continuación se muestra unos ejemplos de la codificación utilizada dentro del

ArcGIS de la EEQ y homologada por el MEER.

De forma general:

· ALIMENTADOR = 1400170S0A

Significa:

1400= Numero que corresponde a la EEQ

17= Número de subestación Andalucía

0S= Nivel de tensión a 6.3 kV.

0A= Primario A

· Tipo de fases de conexión

Tabla Codificación de fases de conexión en ArcGIS [3]

Fase Conexión 4 A 2 B 1 C 5 AC 6 AB 3 BC 7 ABC

104

ANEXO IV

HERRAMIENTAS PRINCIPALES DE MODELBUILDER

A continuación se realizará una descripción de las principales herramientas

utilizadas en el desarrollo del módulo para calcular del nivel de carga de

transformadores de distribución.

Table to Table (Conversión)

Convierte una tabla de entrada a una tabla de “dBASE” o “geodatabase”. Esta

herramienta es compatible y puede convertir tablas de entrada a “dBASE” (.dbf), o

“geodatabase corporativa”, textos separados por tabulados (.txt), hojas de cálculo

de Microsoft Excel (.xls o .xlsx). Esta herramienta se puede utilizar para exportar

una tabla de ArcGIS a una tabla de “dBASE” (.dbf) que se puede leer y editar en

Microsoft Excel.

Todos los campos en la tabla de resultados y el contenido de esos campos se

pueden fiscalizar con el “mapa de campo” ya que controla cómo se escriben los

campos de entrada de las “entidades de entrada” en las “entidades de salida”.

Para eliminar campos durante el procesamiento, se debe eliminar los campos de

salida del “mapa de campo”. Esto no afectará a la entrada. El tipo de datos de un

campo de salida toma el mismo valor predeterminado que el tipo de datos del

primer campo de entrada (de ese nombre) que encuentre. El tipo de datos se

puede cambiar manualmente en cualquier momento a cualquier tipo de datos

válido. Puede especificar las posiciones inicial y final de los campos de texto

usando la opción de formato.

105

Ventana de parámetros de la herramienta “Table to Table”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Tablet o Table”

Parámetro Explicación Tipo de datos

Input Rows La tabla de entrada que será convertida en

una nueva tabla.

Table View;

Layer

Output location El destino donde se escribirá la tabla de

salida.

Workspace

Output Table El nombre de la tabla de salida. Si la

ubicación de salida es una carpeta,

convertirá las filas de entrada a una tabla

de dBASE especificando un nombre con la

extensión dbf.

String

Expression

(Optional)

Una expresión SQL utilizada para

seleccionar un subconjunto de registros.

SQL

Expression

Field Map

(Optional)

Los campos y los contenidos de los campos

seleccionados de la tabla de entrada. Es

posible agregar, renombrar o eliminar

campos de salida.

Field

Mappings

106

Add Join (Administración de datos)

Une una capa a otra capa o tabla (donde 'capa' es una capa de características,

vista de tabla) basado en un campo común. Los registros de la tabla de unión se

hacen coincidir con los registros en el nombre de la capa de entrada. Se realiza

una concordancia cuando los valores del campo de unión de entrada y del campo

de unión de salida son iguales. la unión realizada es temporal.

Funcionamiento de la herramienta “Add Join”

La entrada debe ser una capa de entidades, una vista de tabla que tiene una tabla

de atributos; no puede ser una clase de entidad o tabla. Los registros de la tabla a

unir se pueden hacer concordar con más de un registro en la capa o vista de tabla

de entrada.

Cuando une tablas, la opción predeterminada es mantener todos los registros. Si

un registro de la tabla objetivo no coincide con otro en la tabla de unión, se

establecen valores nulos determinados en ese registro para todos los campos que

se anexan a la tabla de destino desde la tabla de unión como se muestra en la

figura.

107

“Join” de dos tablas con valores coincidentes y nulos

Con la opción de conservar únicamente los registros coincidentes, si un registro de

la tabla de destino no tiene una coincidencia en la tabla de unión, ese registro se

quita de la tabla de destino resultante.

“Join” de dos tablas con valores coincidentes [10]

Si los valores de unión de campo de salida no son únicos, sólo se utilizará la

primera aparición de cada valor. La unión perdura sólo por la duración de la

sesión. Para mantener la unión y usarla en otra sesión, hay que guardar la capa

en un archivo de capa. Esto sólo se aplica a las capas.

La tabla de unión puede ser cualquiera de los siguientes tipos de tablas: una tabla

de geodatabase (archivo o personal) un archivo dBASE,

108

Ventana de parámetros de la herramienta “Add Join”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add Join

Parámetro Explicación Tipo de datos

Layer Name or

Table View

Capa o vista de tabla a la que se unirá la

tabla a unir.

Layer; Table

View

Input Join Field Campo en la capa o vista de tabla de entrada

sobre el que se basará la unión.

Field

Join Table Tabla o vista de tabla que se unirá a la capa o

vista de tabla de entrada.

Layer; Table

View

Output Join Field El campo en la tabla a unir que contiene los

valores sobre los cuales se basará la unión.

Field

Keep All

(optional)

Especifica qué se realizará con los registros

en la entrada que coincide con un registro en

la tabla a unir.

KEEP_ALL —Todos los registros en la capa o

vista de tabla de entrada se incluirán en la

salida.

KEEP_COMMON —Sólo los registros en la

Booleana

109

entrada que concuerden con una fila de la

tabla a unir estarán presentes en el resultado

Remove Join (Administración de datos)

Esta herramienta quita una unión de una capa de entidades o de una vista de

tabla. El nombre de “Unión” es el nombre de la tabla que se unió a la capa de

entrada o vista de tabla. Si la tabla de unión es un archivo dBASE

llamado MyTable.dbf, el nombre de la unión será "MyTable"; por lo que para

eliminarla, deberá especificar "MyTable".

Cuando una capa se une con dos tablas y se quita la primera unión, se quitarán

ambas uniones. Por ejemplo, Layer1 se une a TableA. Después, Layer1 se une

a TableB. Si se quita la unión con TableA, también se quitará la unión conTableB.

Ventana de parámetros de la herramienta “Remove Join”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Remove Join”

Parámetro Explicación Tipo de datos

Layer Name or Table Capa o vista de tabla de la Raster Catalog Layer;

110

View que se quitará la unión. Raster Layer; Table View

Join Unión que se quitará. String

Calculate Field (Administración de datos)

Calcula los valores de un campo para una clase de entidad, una capa de

entidades. Cuando se utiliza con un conjunto seleccionado de entidades, como las

creadas a partir de una consulta en Crear capa de entidades o Seleccionar capa

por atributo, esta herramienta solamente actualiza los registros seleccionados. El

cálculo que realiza el “Calculate Field” solamente se puede aplicar a un campo por

operación.

Esta herramienta respeta la configuración de entorno Extensión de salida. Solo se

calcularán los valores de campo de las entidades que estén dentro de la

extensión.

Los valores de campo existentes se sobrescriben. Para conservar los valores

originales, se debe hacer una copia de la tabla de entrada.

Ventana de parámetros de la herramienta “Calculate Field”

111

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Calculate Field”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input Table Tabla que contiene el campo que se actualizará

con el cálculo nuevo.

Table View

Field Name Campo que se actualizará con el cálculo nuevo. Field

Expression Expresión de cálculo simple que se utiliza para

crear un valor que completará las filas

seleccionadas.

SQL

Expression

Expression Type

(Opcional)

Este parámetro está obsoleto y no se utiliza. Si

introduce algún valor, se pasará por alto.

VB —La expresión se escribe en formato VB

estándar. Esta es la opción predeterminada.

String

Code Block

(Opcional)

Bloque de código de Python para expresiones

complejas.

String

Add Field (Administración de datos)

Agrega un nuevo campo a una tabla o a la tabla. Las entradas válidas para

trabajar con este comando son tablas independientes, archivos de capa,

shapefiles y tablas dBase. En los shapefiles y las tablas dBase, si el tipo de campo

define un carácter, se insertan espacios en blanco para cada registro. Si el tipo de

campo define un elemento numérico, se insertan ceros para cada registro. El

campo agregado siempre se mostrará al final de la tabla.

Para las geodatabases, si el tipo de campo define un carácter o un número, se

inserta <nulo> en cada registro si se activa el parámetro predeterminado “Permitir

campos nulos”. La precisión y la escala de un campo describen la precisión y el

tamaño máximos de los datos que se pueden almacenar en el campo. La precisión

describe la cantidad de dígitos que se pueden almacenar en el campo y la escala

describe la cantidad de espacios decimales para campos flotantes y dobles.

112

Ventana de parámetros de la herramienta “Add Field”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add Field”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input Table La tabla de entrada a la que se agregará el campo

especificado. El campo se agregará a la tabla de

entrada existente y no creará una tabla de salida

nueva.

Layer; Table

View

Field Name El nombre del campo que se agregará a la tabla de

entrada.

String

Field Type Tipo del nuevo campo que puede ser, texto,

números fraccionarios, números enteros, fechas o

secuencia larga de números binarios.

String

Field

Precision

(Opcional)

Número de dígitos que se pueden almacenar en el

campo. Se cuentan todos los dígitos,

independientemente del lado de la coma en que se

encuentren.

Long

Field Scale Número de posiciones decimales almacenadas en Long

113

(Opcional) un campo. Este parámetro solo se utiliza en los

campos de datos de tipo flotante y doble.

Field Length

(Opcional)

La longitud del campo que se está agregando. Esto

establece el número máximo de caracteres

permitidos para cada registro del campo.

Long

Field Alias

(Opcional)

El nombre alternativo dado al nombre de campo.

Este nombre se utiliza para dar nombres más

descriptivos a los nombres de campos crípticos.

String

Field

IsNullable

(Opcional)

Especifica si el campo puede contener valores nulos.

Los valores nulos son diferentes de los campos

vacíos o cero y solo son compatibles con los campos

de una geodatabase.

Boolean

Field

IsRequired

(Opcional)

Especifica si el campo creado es un campo

obligatorio para la tabla.

Boolean

Field

Domain

(Opcional)

Se utiliza para limitar los valores permitidos en

cualquier atributo específico de una tabla, clase de

entidad o subtipo en una geodatabase.

String

Summary Statistics (Administración de datos)

Calcula el resumen de estadísticas para los atributos en una tabla. La Tabla de

salida constará de campos que contienen el resultado de la operación estadística.

Con esta herramienta están disponibles las siguientes operaciones estadísticas:

suma, valor medio, máximo, mínimo, rango, desviación estándar, recuento,

primero y último.

Si se especifica un Campo de caso, las estadísticas se calcularán por separado

para cada valor de atributo único. La Tabla de salida contendrá solo un registro si

114

no se especifica ningún Campo de caso. Si se especifica alguno, habrá un registro

para cada valor de Campo de caso.

Cuando se utilizan capas, solo se utilizan las entidades seleccionadas para

calcular las estadísticas.

Ventana de parámetros de la herramienta “Summary Statistics”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Summary Statistics”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input Table La tabla de entrada que contiene los campos que

se utilizarán para calcular las estadísticas. Que

puede ser una tabla dBASE o una clase de

entidad.

Table View;

Layer

Output Table La tabla de geodatabase o dBASE de salida que

almacenará las estadísticas que se calcularon.

Table

Statistics Fields El campo numérico que contiene los valores de

atributos que se utilizaron para calcular la

estadística especificada. Se pueden especificar

varias estadísticas y combinaciones de campos.

Value Table

115

Case Field

(Optional)

Los campos en la Tabla de entrada se utilizan

para calcular las estadísticas para cada valor de

atributo único por separado

Field

Merge (Administración de datos)

Combina varios conjuntos de datos de entrada del mismo tipo de datos en un

nuevo conjunto de datos de salida. Esta herramienta puede combinar punto, una

línea o clases de elementos de polígono o tablas. Se usa la herramienta “Merge”

para combinar conjuntos de datos de entrada con un conjunto de datos existente.

Funcionamiento de la herramienta “Merge”

Ésta herramienta se usa para combinar conjuntos de datos de varias fuentes en

un nuevo conjunto de datos de salida único. Todos los conjuntos de datos de

entrada deben ser del mismo tipo.

Todos los campos del conjunto de datos de salida y el contenido de esos campos

se pueden controlar utilizando el Mapa de campo.

Si se fusionan las clases de entidades (feature classes), el conjunto de datos de

salida estará en el sistema de coordenadas de la primera clase de entidad en la

116

lista “Conjuntos de datos de entrada”, a menos que se establezca el entorno de

geoprocesamiento del sistema de coordenadas de salida.

Ventana de parámetros de la herramienta “Merge”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Merge”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Inputs

Datasets

Conjuntos de datos de entrada que se fusionarán en

un conjunto de datos de salida nuevo. Los conjuntos

de datos de entrada pueden ser tablas o clases de

entidades. Todos los conjuntos de datos de entrada

deben ser del mismo tipo.

Table View

Output

Dataset

Conjunto de datos de salida que contendrá todos los

conjuntos de datos de entrada combinados.

Feature

Class;Table

Field Map

(Opcional)

Controla cómo se asignan y transfieren los campos de

atributo de los conjuntos de datos de entrada al

conjunto de datos de salida.

117

Select Layer By Location (Administración de Datos)

Selecciona entidades en una capa basada en una relación espacial con las

entidades de otra capa. Cada entidad de la Capa de entidades de entrada se

evalúa con respecto a las entidades de la capa o la clase de

entidad Seleccionando entidades. Si se cumple la Relación especificada, se

selecciona la entidad de entrada.

La entrada debe ser un layer de entidades y no una clase de entidad. Esta

herramienta evalúa una relación espacial en el sistema de coordenadas del origen

de datos del layer de entidades de entrada. Establezca el entorno del sistema de

coordenadas de salida en el Mapa actual para que en el procesamiento se utilice

el mismo sistema de coordenadas que en la visualización.

La herramienta se puede utilizar para encontrar el número de entidades

seleccionadas por la herramienta Seleccionar layer por ubicación.

118

Ventana de parámetros de la herramienta “Select Layer By Location” [10]

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Select Layer By Location”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input Feature Layer Capa que contiene las entidades que se

evaluarán con respecto a los elementos

seleccionados. Se aplicará la selección a esta

capa.

Feature

Layer

Relationship

(Opcional)

Relación espacial que se evaluará.

INTERSECT —Las entidades en la capa de

entrada se seleccionarán si intersecan con

una entidad seleccionada. Esta es la opción

predeterminada.

String

Selecting Features

(Opcional)

Las entidades de la capa de entrada se

seleccionarán según su relación con las

entidades de esta capa.

Feature

Layer

Selection type

(Opcional)

Determina cómo se aplicará la selección a la

entrada y cómo combinarla con una selección

existente. NEW_SELECTION —La selección

resultante reemplaza toda selección existente.

String

Select Layer By Attribute (Administración de Datos)

Agrega, actualiza o quita una selección en una capa o vista de tabla basada en

una consulta por atributos. La entrada debe ser una capa de entidades (feature

class) o una vista de tabla. La entrada no puede ser una tabla o clase de entidad.

Si se realiza una consulta de definición en la capa de entrada, solo se incluirán en

la selección las entidades o filas que coincidan con la consulta de definición.

119

Ventana de parámetros de la herramienta “Select Layer By Attribute”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Select Layer By Attribute”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Layer Name

or Table View

Capa de entidades o vista de tabla a la que se

aplicará la selección.

Table View;

Selection

Type

(Opcional)

Determina cómo se aplicará la selección y qué hacer

si ya existe una selección. ADD_TO_SELECTION —

La selección resultante se agrega a la selección

actual.

String

Expression

(Opcional)

Una expresión SQL utilizada para seleccionar un

subconjunto de registros.

SQL

Expression

Feature Class To Feature Class (Conversión)

120

Convierte un archivo “shape”, una clase de entidad de cobertura o una clase de

entidad de geodatabase en un shapefile o clase de entidad de geodatabase.

Ventana de parámetros de la herramienta “Feature Class To Feature Class”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Feature Class To Feature

Class”

Parámetro Explicación Tipo de datos

Input Features La clase de entidad o capa de entidades que

se convierte.

Feature Layer

Output

Location

La ubicación en la que se crea la clase de

entidad de salida. Puede ser una

geodatabase o una carpeta

Workspace;Feature

Dataset

Output

Feature class

El nombre de la clase de entidad de salida. String

Expression

(Opcional)

Una expresión SQL utilizada para seleccionar

un subconjunto de entidades.

SQL Expression

Field Map

(Opcional)

Los campos y los contenidos de campos que

se eligieron desde la clase de entidad de

entrada. Puede agregar, cambiar el nombre o

Field Mappings

121

eliminar los campos de salida.

Add XY Coordinates (Administración de datos)

Agrega los campos “POINT_X” y “POINT_Y” a las entidades de entrada de punto y

calcula sus valores. Esta herramienta modifica los datos de entrada. Si existen los

campos POINT_X y POINT_Y se vuelven a calcular sus valores.

Funcionamiento de la herramienta “Add XY Coordinates”

Los valores de los campos POINT_X y POINT_Y de salida se basan en el sistema

de coordenadas del conjunto de datos.

Ventana de parámetros de la herramienta “Add XY Coordinates”

122

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add XY Coordinates”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input

Features

Las entidades de punto cuyas coordenadas x, y se

incorporarán como los campos POINT_X y POINT_Y.

Feature

Layer

Spatial Join (Análisis)

Une los atributos de una entidad con otra basada en la relación espacial. Las

entidades de destino y los atributos unidos de las entidades de unión se escriben

en la clase de entidad de salida. Una unión espacial implica la concordancia de las

filas de las entidades de unión con las Entidades de destino según sus

ubicaciones espaciales relativas. Por defecto, todos los atributos de las entidades

de unión se incorporan a los atributos de las entidades de destino y se copian a la

clase de entidad de salida

123

Ventana de parámetros de la herramienta “Spatial join” [10]

Todas las entidades de destino de entrada se escriben en la clase de entidad de

salida sólo si la operación de unión está establecida en “unir uno a uno” y se

mantienen activada todas las entidades de destino (KEEP_ALL).

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Spatial join”

Parámetr

o

Explicación Tipo de

datos

Target

Features

Los atributos de las entidades de destino y los atributos de

las entidades unidas se transfieren a la clase de entidad

de salida.

Feature

Layer

Join

Features

Los atributos de las entidades de unión se unen a los

atributos de las entidades de destino.

Feature

Layer

Output

Feature

Class

Una nueva clase de entidad que contiene los atributos de

las entidades de unión y de destino. Por defecto, todos los

atributos de las entidades de destino y los atributos de las

entidades unidas se escriben en la salida.

Feature

Class

Join

Operation

(Opcional)

Determina cómo se manejarán las uniones entre las

entidades de destino y las entidades de unión en la clase

de entidad de salida.

JOIN_ONE_TO_ONE —Si se encuentran varias entidades

de unión que tengan la misma relación espacial con una

sola entidad de destino, se agregarán los atributos de las

múltiples entidades de unión mediante una regla de fusión

de asignación de campos. Esta es la opción

predeterminada.

String

Keep All

Target

Determina si todas las entidades de destino se

mantendrán en la clase de entidad de salida (conocida

Boolean

124

Features

(Opcional)

como "unión externa") o solo se mantendrán aquellas que

tengan la relación espacial especificada con las entidades

de unión ("unión interna").

Field Map

of Join

Features

(Opcional)

Controla qué campos de atributos estarán en la clase de

entidad de salida. La lista inicial contiene todos los campos

tanto de las entidades objetivo como de las entidades de

unión. Los campos se pueden agregar, eliminar, se les

puede cambiar el nombre o las propiedades.

Field

Mapping

s

Match

Option

(Opcional)

Define los criterios que se utilizan para hacer que

concuerden las filas. Las opciones de correspondencia

son:

INTERSECT —Las entidades de las entidades de unión se

harán coincidir si se intersecan con una entidad objetivo.

Esta es la opción predeterminada.

String

Make XY Event Layer (Administración de datos)

Crea una capa de entidad de puntos nueva basada en las coordenadas X y Y

definidas en una tabla de origen. La capa creada por esta herramienta es

temporal. La capa de entidad de puntos de salida que se creó con esta

herramienta es temporal y no permanecerá después de que termine la sesión.

125

Ventana de parámetros de la herramienta “Make XY Event Layer”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Make XY Event Layer”

Parámetro Explicación Tipo de datos

XY Table La tabla que contiene las coordenadas X y Y que

definen las ubicaciones de las entidades de punto

que crear.

Table View

X Field Campo de la tabla de entrada que contiene las

coordenadas X.

Field

Y Field Campo de la tabla de entrada que contiene las

coordenadas Y.

Field

Layer Name or

Table View

Nombre de la capa de eventos de punto de

salida.

Feature Layer

Iterate Feature Selection

Itera las entidades de una clase de entidad, la herramienta está pensada para

utilizarse solo en ModelBuilder. Esta herramienta utiliza “Create feature Class”

para hacer una nueva selección y crea dos salidas: entidades seleccionadas y

valor. Las entidades seleccionadas de la salida son una capa de entidades y se

126

puede utilizar en otras herramientas de geoprocesamiento que acepten una capa

de entidades en ModelBuilder.

La herramienta tiene dos salidas: las entidades seleccionadas y valor de grupo del

campo para las entidades seleccionadas, que se puede utilizar como variable en

línea “Value” en otras herramientas.

Ventana de parámetros de la herramienta “Iterate Feature Selection”

Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Iterate Feature Selection”

Parámetro Explicación Tipo de

datos

Input

Features

Clase de entidad de entrada o capa que contiene

entidades que se van a iterar.

Feature

Layer

Group By

Fields

(Opcional)

El campo o campos de entrada utilizados para agrupar

las entidades para la selección. Se puede definir

cualquier número de campos de entrada, y su resultado

será una selección basada en una combinación única

de los campos.

Value Table

127

Skip Nulls

(Opcional)

Determina si se omiten los valores nulos en el campo o

campos de agrupamiento durante la selección.

Activado: omitir todos los valores nulos en los campos

de agrupamiento durante la selección.

128

ANEXO V

FORMULARIO DE LEVANTAMIENTO DE CAMPO -

SECCIÓN ACTUALIZACIÓN GIS

PRIMARIO ANDALUCÍA 17 D

12

9

FO

RM

UL

AR

IO D

E L

EV

AN

TA

MIE

NT

O D

E C

AM

PO

- S

EC

CIÓ

N A

CT

UA

LIZ

AC

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GIS

TR

AN

SF

OR

MA

DO

RE

S

N

OM

BR

E

AC

TU

AL

IZA

DO

R:

Will

ian

Día

z, J

osé

Luis

Qui

shpe

N

OM

BR

E

OP

ER

AD

OR

: D

anie

l Ram

írez

F

EC

HA

A

CT

UA

LIZ

AC

IÓN

: 4

de ju

nio d

el 2

015

SE

CT

OR

: G

onza

lo G

allo

y A

v.

La P

rens

a

H

OR

A

AC

TU

AL

IZA

CIÓ

N:

8:00

-15:

00

HO

RA

RIO

: 8:

00-1

5:00

P

RIM

AR

IO:

17 D

No

. #

EM

PR

ES

A

PO

TE

NC

IA

FA

SE

S

PR

OP

IET

AR

IO

T

IPO

DE

S

ER

VIC

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MA

RC

A

OB

SE

RV

AC

ION

ES

Fe

ch

a

CL

IEN

TE

E

EQ

A

P

EX

P

RE

D

1 28

323

50

AB

X

X

BR

OW

N-B

OV

ER

Y

Se

cam

bió d

el p

rimar

io 1

7C.

240/

120

04

/06/

2015

2 20

305

150

AB

C

X

X

X

X

T

.P.L

. S

e ca

mbi

ó d

el p

rimar

io 1

7C y

210

/121

04

/06/

2015

3 32

103

75

AB

C

X

X

IN

AT

RA

21

0/12

1.

04/0

6/20

15

4 20

726

37,5

A

B

X

X

E

CU

AT

RA

N

240/

120.

04

/06/

2015

5 21

972

45

AB

C

X

X

X

T.P

.L.

No

es le

gible

. 210

/121

04

/06/

2015

6 15

833

45

AB

C

X

X

X

UN

ELE

C

Se

cam

bió d

el p

rimar

io 1

7C.

210/

121

04

/06/

2015

7 75

500

37,5

A

B

X

X

E

CU

AT

RA

N

240/

120

04/0

6/20

15

8 35

24

37,5

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

04/0

6/20

15

9 53

75

45

AB

C

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

Se

cam

bió d

el p

rimar

io 1

7C r

evis

ar la

ac

omet

ida

expr

esa.

210

/121

04

/06/

2015

10

7587

7 37

,5

AB

X

X

EC

UA

TR

AN

S

e ca

mbi

ó d

el p

rimar

io 1

7C.

210/

121

04

/06/

2015

11

1993

10

A

B

X

X

LI

NE

MA

TE

RIA

L 24

0/12

0

04/0

6/20

15

12

1117

35

300

AB

C

X

X

IN

AT

RA

21

0/12

1

04/0

6/20

15

13

1114

49

50

AC

X

X

EC

UA

TR

AN

24

0/12

0

04/0

6/20

15

14

2073

1 45

A

BC

X

X

INA

TR

A

210/

121

04/0

6/20

15

15

1070

2 75

A

BC

X

X

UN

IAO

21

0/12

1

04/0

6/20

15

16

2688

1 37

,5

AB

X

X

X

T

.P.L

. 24

0/12

0

04/0

6/20

15

17

1934

4 10

0 A

BC

X

X

INA

TR

A

210/

121

04/0

6/20

15

18

1246

0 12

5 A

BC

X

X

CO

NV

ER

SIO

N

No

se p

udo

ingr

esar

a la

cám

ara.

210

/121

04

/06/

2015

19

1090

10

112,

5

AB

C

X

X

IN

AT

RA

N

o se

pud

o in

gres

ar a

la c

ámar

a. 2

10/1

21

04/0

6/20

15

13

0

20

1001

04

50

AB

C

X

X

IN

AT

RA

21

0/12

1

04/0

6/20

15

21

7580

5 10

A

B

X

X

A

ICH

I 24

0/12

0

04/0

6/20

15

22

1077

67

100

AB

C

X

X

X

MIT

SU

BIS

HI

210/

121

04/0

6/20

15

23

1678

04

30

AB

C

X

X

E

CU

AT

RA

N

210/

121

04/0

6/20

15

24

1640

71

30

AB

C

X

X

X

INA

TR

A

210/

121

04/0

6/20

15

25

3736

45

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

04/0

6/20

15

26

1584

4 50

A

BC

X

X

X

U

NIA

O

220/

127

04/0

6/20

15

27

3280

60

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

04/0

6/20

15

28

7582

6 50

A

BC

X

X

X

U

NIA

O

210/

121

04/0

6/20

15

29

2556

30

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

04/0

6/20

15

30

1585

9 11

2,5

AB

C

X

X

X

SH

ILIN

21

0/12

1

04/0

6/20

15

31

5348

30

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

04/0

6/20

15

32

3858

30

A

BC

X

X

X

M

ITS

UB

ISH

I 21

0/12

1

04/0

6/20

15

33

3725

4 12

5 A

BC

X

X

X

S

IEM

EN

S

210/

121

04/0

6/20

15

34

7013

0 25

A

B

X

X

E

CU

AT

RA

N

240/

120

04/0

6/20

15

35

1585

6 45

A

BC

X

X

TR

AN

SU

NE

L 21

0/12

1

04/0

6/20

15

36

1013

45

15

AB

X

X

RY

ME

L

240/

120

04/0

6/20

15

37

4380

8 50

A

BC

X

X

X

R

YM

EL

210/

121

04/0

6/20

15

38

1533

0 45

A

BC

X

X

X

T

RA

NS

UN

EL

210/

121

04/0

6/20

15

39

3954

75

A

BC

X

X

X

M

ITS

UB

ISH

I 21

0/12

1

04/0

6/20

15

40

3016

75

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

41

1808

75

A

BC

X

X

X

LI

NE

MA

TE

RIA

L 21

0/12

1

05/0

6/20

15

42

3962

75

A

BC

X

X

X

M

ITS

UB

ISH

I 21

0/12

1

05/0

6/20

15

43

1807

75

A

BC

X

X

LIN

E M

AT

ER

IAL

Hay

que

ingr

esar

el s

umin

istr

o. 2

10/1

21

05/0

6/20

15

44

3399

75

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

05/0

6/20

15

45

1007

78

100

AB

C

X

X

X

INA

TR

A

210/

121

05/0

6/20

15

46

3028

75

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

47

2010

60

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

05/0

6/20

15

48

3812

45

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

05/0

6/20

15

49

2863

45

A

BC

X

X

X

B

RO

WN

-BO

VE

RY

21

0/12

1

05/0

6/20

15

50

1512

50

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 22

0/12

7

05/0

6/20

15

13

1

51

1251

4 25

A

B

X

X

E

CU

AT

RA

N

240/

120

05/0

6/20

15

52

3852

11

2.5

AB

C

X

X

X

A.E

.G.

210/

121

05/0

6/20

15

53

1584

7 11

2.5

AB

C

X

X

Hay

que

ingr

esar

el s

umin

istr

o 05

/06/

2015

54

1682

44

150

AB

C

X

X

IN

AT

RA

H

ay q

ue in

gres

ar e

l sum

inis

tro.

400

/231

05

/06/

2015

55

1949

9 63

0 A

BC

X

X

T.P

.L.

210/

/121

05

/06/

2015

56

1697

33

400

AB

C

X

X

E

CU

AT

RA

N

Hay

que

ingr

esar

el s

umin

istr

o 05

/06/

2015

57

465

60

AB

C

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

05/0

6/20

15

58

1610

6 45

A

BC

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

Se

ingr

esó

esto

s tr

ansf

orm

ador

es. 2

10/1

21

05/0

6/20

15

59

1660

39

125

AB

C

X

X

E

CU

AT

RA

N

Se

ingr

esó

esto

s tr

ansf

orm

ador

es. 2

10/1

21

05/0

6/20

15

60

1660

38

50

AB

C

X

X

E

CU

AT

RA

N

380/

220

05/0

6/20

15

61

1154

25

125

AB

C

X

X

X

INA

TR

A

210/

121

05/0

6/20

15

62

1606

7 45

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

63

1606

8 45

A

BC

X

X

X

IN

DU

SE

LET

21

0/12

1

05/0

6/20

15

64

1298

6 30

A

BC

X

X

X

S

AV

OI S

IEN

E

210/

121

05/0

6/20

15

65

1609

4 45

A

BC

X

X

X

C

ON

VE

RS

ION

21

0/12

1

05/0

6/20

15

66

1484

60

A

BC

X

X

X

A

.E.G

. 21

0/12

1

05/0

6/20

15

67

3189

75

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

68

4021

75

A

BC

X

X

X

M

ITS

UB

ISH

I 21

0/12

1

05/0

6/20

15

69

5380

60

A

BC

X

X

X

B

RO

WN

-BO

VE

RY

21

0/12

1

05/0

6/20

15

70

1423

0 60

A

BC

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

71

4842

8 75

A

BC

X

X

X

IN

AT

RA

22

0/12

7

05/0

6/20

15

72

3933

45

A

BC

X

X

X

M

ITS

UB

ISH

I 21

0/12

1

05/0

6/20

15

73

6924

75

A

BC

X

X

X

T

RA

NS

UN

EL

210/

121

05/0

6/20

15

74

1422

8 45

A

BC

X

X

X

IN

DU

SE

LET

21

0/12

1

05/0

6/20

15

75

7580

9 45

A

BC

X

X

X

B

RO

WN

-BO

VE

RY

21

0/12

1

05/0

6/20

15

76

3849

11

2,5

AB

C

X

X

X

A.E

.G.

210/

121

05/0

6/20

15

77

3614

15

0 A

BC

X

X

X

W

ES

TIN

GH

OU

SE

24

0/12

0

05/0

6/20

15

78

1609

5 11

2,5

AB

C

X

X

X

LE'T

RA

NS

FO

RM

AT

EU

R

210/

121

05/0

6/20

15

79

1070

3 75

A

BC

X

X

X

U

NIA

O

210/

121

05/0

6/20

15

132

ANEXO VI

MEDICIONES DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN

CAMPO

133

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 21

REFERENCIA: RECLAMO 5839817

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: AZUAY Y AMAZONAS

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779681,74 9979586 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 165737 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20132

Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 165737 de 100 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 8,08 % POTENCIA DISPONIBLE 64,86 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 16,81 % FACTOR DE CARGA 47,94 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 35,1 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

2784,68 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN CONELEC

004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 16,58 34,58 7,76

DEMANDA kVA 16,86 35,14 8,08

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,96 1,00 -1,00

EL 0,89% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,46 1,00 -1,00

EL 26,79% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 -0,43 0,98 -0,98

EL 72,52% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 119,44 121,78 116,58 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 120,67 122,95 117,74 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

134

VOLTAJE FASE 3 119,58 121,63 117,06 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,60 1,28 0,00 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,59 1,45 0,14 SI

EL 0,60% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,57 1,88 0,00 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 1,71 2,31 0,95 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 1,74 2,30 1,13 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 1,84 2,30 1,24 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 49,07 118,20 17,60

CORRIENTE FASE 2 49,27 108,00 21,00

CORRIENTE FASE 3 45,67 90,90 25,10

CORRIENTE NEUTRO 23,75 54,40 12,60

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 48,40% 38,29% 71,71%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 52,92% 40,36% 68,69%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 76,19% 50,54% 57,87%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

10

20

30

40

13:…

19:…

0:3…

6:0…

11:…

17:…

22:…

4:0…

9:3…

15:…

20:…

2:0…

7:3…

13:…

18:…

0:0…

5:3…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA

135

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 22

REFERENCIA: RECLAMO 5839817

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: GUAYAS Y AMAZONAS

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779679,6 9979668 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 101420 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 125 Número de Serie 20919

Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 101420 de 125 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS

VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,55 % POTENCIA DISPONIBLE

100,32 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 8,74 % FACTOR DE CARGA

43,23 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 19,7 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

1742,2

5 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULAC

IÓN CONELEC

004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 10,37 23,99 5,23

DEMANDA kVA 11,07 24,68 5,68

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 -0,36 1,00 -1,00

EL 68,45% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,99 0,86

EL 61,61% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,94 1,00 0,87

EL 19,54% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 122,22 124,55 119,39 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 123,40 125,69 120,61 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN

136

FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 122,23 124,34 119,61 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,58 1,26 0,00 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,58 1,47 0,00 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,57 1,94 0,16 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 1,75 2,27 1,12 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 1,87 2,33 1,25 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 1,79 2,26 1,12 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 27,14 77,30 11,30

CORRIENTE FASE 2 34,50 68,80 20,10

CORRIENTE FASE 3 28,77 73,40 11,90

CORRIENTE NEUTRO 15,99 33,60 9,60

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 92,86% 26,39% 100,78%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 53,75% 27,62% 64,68%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 74,82% 27,90% 96,30%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

5

10

15

20

25

30

13:…

18:…

0:0…

5:3…

11:…

16:…

22:…

kW

137

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 23

REFERENCIA: RECLAMO 5839817

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: AZUAY Y AMAZONAS

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779662,87 9979606 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 70412 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 125 Número de Serie 20898

Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 70412 de 125 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 3,94 % POTENCIA DISPONIBLE

84,94 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 11,37 % FACTOR DE CARGA

37,01 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 32,1 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

2219,40 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN CUMPLE

REGULACIÓN CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 13,21 35,70 4,35

DEMANDA kVA 14,19 40,06 4,92

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,92 1,00

0,75

EL 51,49% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,96

0,81

EL 63,49% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 0,95

0,74

EL 82,64% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 125,47 127,66 122,64 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 125,55 128,03 122,46 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

138

VOLTAJE FASE 3 126,67 129,18 123,49 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,64 1,97

0,00 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,66 1,29

0,00 SI

EL 0,60% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,64 1,50

0,00 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,10 2,54

1,50 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,00 2,46

1,32 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,21 2,70

1,57 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 38,05 109,60 8,40

CORRIENTE FASE 2 38,88 111,10 17,10

CORRIENTE FASE 3 44,22 127,80 11,60

CORRIENTE NEUTRO 15,64 38,02 7,28

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 47,77% 31,25%

107,50%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 56,37% 31,37%

49,08%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 34,65% 25,23%

72,82%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

10

20

30

40

13:…

18:…

0:1…

5:4…

11:…

16:…

22:…

3:4…

9:1…

14:…

20:…

1:4…

7:1…

12:…

18:…

23:…

5:1…

10:…

16:…

21:…

3:1…

8:4…

14:…

19:…

1:1…

6:4…

12:…

17:…

23:…

4:4…

10:…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

139

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 26

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: BOUSSINGALT Y 6 DE DICIEMBRE

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO

PUNTO GIS: 780405,006 9978818 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 3550 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 150 Número de Serie 20919

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 3550 de 150 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 7,41 % POTENCIA DISPONIBLE

119,51 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 12,45 % FACTOR DE CARGA 59,60 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 20,3 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

2961,82 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 17,63 29,58 10,59

DEMANDA kVA 18,66 30,49 11,12

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,88 0,98 0,77

EL 78,87% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,75 1,00 -1,00

EL 12,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,96 1,00 0,87

EL 5,26% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 122,53 125,35 119,74 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

140

VOLTAJE FASE 2 122,44 125,00 119,67 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 123,40 126,08 120,27 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,42 1,01 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,41 1,03 0,00 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,40 0,95 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,43 3,17 1,55 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,69 3,65 1,81 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,67 3,60 1,75 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 61,33 111,10 32,80

CORRIENTE FASE 2 49,25 105,90 26,90

CORRIENTE FASE 3 45,89 101,40 25,40

CORRIENTE NEUTRO 23,65 50,56 9,76

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 27,93% 45,51%

39,91%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 33,13% 61,06%

45,93%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 35,92% 95,04%

44,98%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

10

20

30

40

11:…

16:…

22:…

3:4…

9:1…

14:…

20:…

1:4…

7:1…

12:…

18:…

23:…

5:1…

10:…

16:…

21:…

3:1…

8:4…

14:…

19:…

1:1…

6:4…

12:…

17:…

23:…

4:4…

10:…

15:…

21:…

2:4…

8:1…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

141

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 27

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: TOBAR Y FLOR

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO

PUNTO GIS: 780001,7 9978860 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 2127 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 75 Número de Serie 20662

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 2127 de 75 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS

VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 16,91 % POTENCIA DISPONIBLE 32,29 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 34,79 % FACTOR DE CARGA 57,25 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 56,9 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

3976,46 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 23,67 41,34 11,17

DEMANDA kVA 26,13 42,71 12,68

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,90 1,00 -1,00

EL 4,46% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 1,00 0,77

EL 54,27% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,91 1,00 -1,00

EL 55,65% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 126,17 129,00 123,29 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

142

VOLTAJE FASE 2 124,98 127,69 121,49 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 125,53 128,43 122,88 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,39 0,95 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,42 1,03 0,13 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,41 1,01 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,67 3,60 1,62 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,62 3,36 1,75 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,46 3,47 1,56 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 74,15 134,60 31,90

CORRIENTE FASE 2 69,47 143,30 30,30

CORRIENTE FASE 3 59,13 119,80 25,00

CORRIENTE NEUTRO 26,22 59,24 11,37

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 34,64% 29,55%

55,14%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 38,66% 18,66%

51,00%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 55,38% 23,27%

54,32%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

10

20

30

40

50

12:…

18:…

23:…

5:2…

10:…

16:…

21:…

3:2…

8:5…

14:…

19:…

1:2…

6:5…

12:…

17:…

23:…

4:5…

10:…

15:…

21:…

2:5…

8:2…

13:…

19:…

0:5…

6:2…

11:…

17:…

22:…

4:2…

9:5…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

143

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 28

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 11/09/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 18/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: ANDRADE MARIN Y ELOY ALFARO

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO

PUNTO GIS: 780026,64 9978974 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 4077 Suministro -

Montaje MNT4 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20662

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 11/09/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 18/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 4077 de 100 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 13,64 % POTENCIA DISPONIBLE 36,71 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 34,64 % FACTOR DE CARGA 54,55 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 63,3 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

5548,57 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 33,08 60,63 12,47

DEMANDA kVA 34,67 63,29 13,64

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,94 0,98 0,89

EL 12,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,95 1,00 -0,99

EL 5,85% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,95 0,99 0,77

EL 12,60%DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 124,85 127,22 121,64 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 125,13 127,65 121,82 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

144

VOLTAJE FASE 3 126,34 128,98 122,88 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,44 1,34 0,16 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,44 2,53 0,00 SI

EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,46 2,29 0,00 SI

EL 1,19% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,76 3,42 1,93 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,63 3,32 1,62 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,55 3,45 1,62 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 95,55 182,50 43,80

CORRIENTE FASE 2 98,55 177,90 34,20

CORRIENTE FASE 3 84,34 161,90 24,40

CORRIENTE NEUTRO 24,35 61,87 9,61

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 16,17% 21,77% 23,79%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 15,21% 20,97% 34,61%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 18,49% 23,09% 48,65%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

20

40

60

80

10:…

15:…

21:…

2:3…

8:0…

13:…

19:…

0:3…

6:0…

11:…

17:…

22:…

4:0…

9:3…

15:…

20:…

2:0…

7:3…

15:…

21:…

2:4…

8:1…

13:…

19:…

0:4…

6:1…

11:…

17:…

22:…

4:1…

9:4…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

145

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 29

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: VANCOUVER Y POLONIA

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779336,8 9978789 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 165770 Suministro -

Montaje MNT3 Fases 2

Fases 1 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 25 Número de Serie 21473

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016

Voltaje en baja tensión (V) 240/120 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24

Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA

S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 165770 de 25 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,64 % POTENCIA DISPONIBLE 8,89 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 23,39 % FACTOR DE CARGA 33,40 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 64,4 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

746,33 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 5,28 15,82 0,85

DEMANDA kVA 5,84 16,11 1,16

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,87 0,98 -0,98

EL 57,74%

DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,82 1,00 -0,99

EL 48,71%

DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 - - - - - -

VOLTAJE FASE 1 122,31 124,70 119,87 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN

146

FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 122,48 124,62 120,02 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 - - - - - - -

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,20 1,15 0,00 SI

EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,19 1,15 0,00 SI

EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 - - - - - - -

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,01 3,86 1,86 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 3,05 3,91 1,87 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): - - - - - - -

CORRIENTE FASE 1 27,83 64,90 6,50

CORRIENTE FASE 2 20,97 77,70 0,00

CORRIENTE FASE 3 - - -

CORRIENTE NEUTRO 4,25 27,39 0,00

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 15,45% 29,21% 5,53%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 21,51% 25,74% 9,40%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) - - -

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Germán Betancourt

Tlgo. Jorge Fuentes

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

0

5

10

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20

10:…

16:…

21:…

3:2…

8:5…

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1:2…

6:5…

12:…

17:…

23:…

4:5…

10:…

15:…

21:…

2:5…

8:2…

13:…

19:…

0:5…

6:2…

11:…

17:…

22:…

4:2…

9:5…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

147

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 29

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: BARRETO Y GONZALEZ SUAREZ

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO

PUNTO GIS: 780749,315 9978705 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 14361 Suministro -

Montaje MNT4 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20662

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 14361 de 100 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 9,04 % POTENCIA DISPONIBLE 67,28 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 15,70 % FACTOR DE CARGA 47,02 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 32,7 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

2517,82 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACI

ÓN CONELEC

004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 14,99 31,87 8,35

DEMANDA kVA 15,69 32,72 9,04

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,89 1,00 -1,00

EL 55,36% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,92 1,00 -1,00

EL 3,08% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 1,00 -1,00

EL 53,08% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 125,75 128,80 122,93 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 126,30 129,13 123,18 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 125,52 128,28 111,13 SI EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA

148

DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,39 1,58 0,00 SI

EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,37 0,94 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,37 1,03 0,00 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,49 3,31 1,58 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,70 3,53 1,83 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,68 4,56 1,75 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 39,25 90,70 13,20

CORRIENTE FASE 2 58,55 124,30 34,10

CORRIENTE FASE 3 30,39 96,00 13,20

CORRIENTE NEUTRO 9,83 30,66 3,30

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 25,51% 23,29% 34,65%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 21,35% 13,83% 15,94%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 53,04% 15,50% 31,37%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

5

10

15

20

25

30

35

10:3

…16

:0…

21:3

…3:

00:…

8:30

:…14

:0…

19:3

…1:

00:…

6:30

:…12

:0…

17:3

…23

:0…

4:30

:…10

:0…

15:3

…21

:0…

2:30

:…8:

00:…

13:3

…19

:0…

0:30

:…6:

00:…

11:3

…17

:0…

22:3

…4:

00:…

9:30

:…15

:0…

20:3

…2:

00:…

7:30

:…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

149

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 30

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: ELOY ALFARO Y 9 DE OCTUBRE

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779056,761 9978505 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 3970 Suministro -

Montaje MNT4 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 100 Número de Serie 21472

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24

Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA

S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 3970 de 100 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 2,84 % POTENCIA DISPONIBLE 82,33 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 7,23 % FACTOR DE CARGA 40,81 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 17,7 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

948,00 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 6,79 16,64 2,53

DEMANDA kVA 7,26 17,67 2,84

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,94 1,00 -1,00

EL 4,56% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,90 0,99 0,73

EL 51,98% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,85 1,00 -1,00

EL 47,62% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 123,48 125,72 120,82 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 123,24 125,62 119,99 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

150

VOLTAJE FASE 3 124,34 126,54 121,60 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,25 1,34 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,28 1,20 0,00 SI

EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,26 1,03 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,80 3,59 1,60 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,99 3,74 1,87 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,99 3,86 1,88 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 21,04 61,80 8,10

CORRIENTE FASE 2 25,14 82,10 9,20

CORRIENTE FASE 3 15,41 34,50 0,00

CORRIENTE NEUTRO 12,54 46,47 4,32

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 55,17% 41,76% 79,05%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 40,80% 34,47% 56,27%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 57,12% 70,35% 158,10%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Germán Betancourt

Tlgo. Jorge Fuentes

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

5

10

15

20

11:3

…

17:0

…

22:3

…

4:00

…

9:30

…

15:0

…

20:3

…

2:00

…

7:30

…

13:0

…

18:3

…

0:00

…

5:30

…

11:0

…

16:3

…

22:0

…

3:30

…

9:00

…

14:3

…

20:0

…

1:30

…

7:00

…

12:3

…

18:0

…

23:3

…

5:00

…

10:3

…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

151

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 30

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: JIMENEZ ESPADA

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, CORUÑA

PUNTO GIS: 780639,82 9978764 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 21785 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 75 Numero de Serie 20924

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 21785 de 75 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 0,68 % POTENCIA DISPONIBLE 59,81 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 5,39 % FACTOR DE CARGA 25,21 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 20,3 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

598,08 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 3,56 14,11 0,47

DEMANDA kVA 4,08 15,19 0,51

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,75 1,00 -1,00

EL 63,79% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,73 1,00 -1,00

EL 78,67% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 1,00 -0,97

EL 64,38% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 126,04 129,10 123,06 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 125,69 128,34 122,88 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

152

VOLTAJE FASE 3 126,72 129,53 123,64 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,38 1,01 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,37 1,04 0,00 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,37 0,95 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,45 3,18 1,49 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,73 3,68 1,77 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,58 3,46 1,67 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 12,44 56,50 0,00

CORRIENTE FASE 2 10,68 49,90 0,00

CORRIENTE FASE 3 11,54 65,10 1,60

CORRIENTE NEUTRO 1,69 5,50 0,43

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 25,52% 6,12%

20,45%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 14,14% 3,23%

0,00%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 25,52% 3,38%

31,03%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel Garcia

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

2

4

6

8

10

12

14

16

13:3

…

19:0

…

0:30

:…

6:00

:…

11:3

…

17:0

…

22:3

…

4:00

:…

9:30

:…

15:0

…

20:3

…

2:00

:…

7:30

:…

13:0

…

18:3

…

0:00

:…

5:30

:…

11:0

…

16:3

…

22:0

…

3:30

:…

9:00

:…

14:3

…

20:0

…

1:30

:…

7:00

:…

12:3

…

18:0

…

23:3

…

5:00

:…

10:3

…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

153

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 31

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: INGLATERRA Y VANCOUVER

SECTOR Y ZONA:

URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779199,

724 997892

8 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 13542 Suministro -

Montaje MNT4 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 30 Numero de Serie 20381

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR

"B" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros

1008

Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 13542 de 30 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 0,00 % POTENCIA DISPONIBLE 23,28 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 4,62 % FACTOR DE CARGA 18,02 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 22,4 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

162,05 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN CUMPLE

REGULACIÓN CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 1,14 6,35 0,00

DEMANDA kVA 1,42 6,72 0,00

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,89 1,00 -0,98

EL 37,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 1,00 1,00 1,00

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,73 1,00 -1,00

EL 47,52% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 121,25 123,52 118,32 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

154

VOLTAJE FASE 2 120,75 122,88 118,32 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN -FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 120,19 122,28 117,93 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,25 0,96 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,18 1,34 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,27 1,07 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,00 3,79 1,87 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,82 3,60 1,71 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 3,01 3,79 1,84 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 5,66 24,60 0,00

CORRIENTE FASE 2 0,00 0,00 0,00

CORRIENTE FASE 3 6,85 34,80 0,00

CORRIENTE NEUTRO 7,54 19,71 1,82

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 83,29% 88,78%

0,00%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 0,00% 0,00%

0,00%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%)

105,50% 56,80%

1516,67%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

TRAFO 3F

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Germán Betancourt

Tlgo. Jorge Fuentes

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

1

2

3

4

5

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12:5

0…

18:2

0…

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16:2

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0…

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0…

19:5

0…

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0…

23:2

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10:2

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0…

21:2

0…

2:50

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8:20

:00

13:5

0…

19:2

0…

0:50

:00

6:20

:00

11:5

0…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

155

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 31

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: REPUBLICA Y ELOY ALFARO

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO

PUNTO GIS: 779873,021 9978858 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 10727 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 400 Número de Serie 20924

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 10727 de 400 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,13 % POTENCIA DISPONIBLE

344,62 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 7,78 % FACTOR DE CARGA 55,75 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 13,8 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

4979,17 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN CONELEC

004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 29,64 53,16 14,94

DEMANDA kVA 31,13 55,38 16,52

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,93 0,97 0,81

EL 32,24% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,99 0,82

EL 60,12% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,94 0,99 -1,00

EL 20,44% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 119,83 122,41 117,26 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 119,43 121,76 116,92 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

156

VOLTAJE FASE 3 120,57 122,92 117,97 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,41 1,03 0,13 SI

EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,40 1,05 0,13 SI

EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,39 0,96 0,14 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,35 3,16 1,43 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,62 3,49 1,73 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,51 3,38 1,59 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 81,27 169,20 37,20

CORRIENTE FASE 2 90,46 165,60 46,50

CORRIENTE FASE 3 102,17 189,90 43,40

CORRIENTE NEUTRO 40,15 83,20 16,90

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 97,96% 23,29% 53,28%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 48,89% 28,37% 42,28%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 48,76% 23,69% 45,44%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

10

20

30

40

50

60

11:5

0…

17:2

0…

22:5

0…

4:20

:00

9:50

:00

15:2

0…

20:5

0…

2:20

:00

7:50

:00

13:2

0…

18:5

0…

0:20

:00

5:50

:00

11:2

0…

16:5

0…

22:2

0…

3:50

:00

9:20

:00

14:5

0…

20:2

0…

1:50

:00

7:20

:00

12:5

0…

18:2

0…

23:5

0…

5:20

:00

10:5

0…

16:2

0…

21:5

0…

3:20

:00

8:50

:00

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

157

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 32

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: INGLATERRA Y VANCOUVER

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 779149,197 9978459 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 10350 Suministro -

Montaje SNT1 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 225 Numero de Serie 20662

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24

Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros

1008

Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 10350 de 225 kVA

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 2,81 % POTENCIA DISPONIBLE

198,93 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 4,85 % FACTOR DE CARGA 43,78 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 11,6 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

1449,66 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN CONELEC

004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 10,45 23,88 5,94

DEMANDA kVA 10,90 26,07 6,31

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,71 1,00 -1,00 EL 23,21% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,92 0,97 0,82 EL 46,13% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,34 0,99 -0,98 EL 28,17% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 124,51 126,62 121,83 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

158

VOLTAJE FASE 2 123,49 125,70 121,09 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 3 123,68 125,91 121,17 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,22 0,97 0,00 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,25 1,07 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,29 1,35 0,13 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,00 3,81 1,87 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 3,03 3,75 1,89 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,82 3,66 1,67 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 21,99 64,80 11,30

CORRIENTE FASE 2 30,65 76,90 17,60

CORRIENTE FASE 3 39,51 101,10 19,40

CORRIENTE NEUTRO 21,63 61,28 11,83

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 127,15% 72,95% 102,36%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 78,11% 57,73% 66,61%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 50,16% 50,62% 62,95%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Germán Betancourt

Tlgo. Jorge Fuentes

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

5

10

15

20

25

30

12:2

…

17:5

…

23:2

…

4:50

:…

10:2

…

15:5

…

21:2

…

2:50

:…

8:20

:…

13:5

…

19:2

…

0:50

:…

6:20

:…

11:5

…

17:2

…

22:5

…

4:20

:…

9:50

:…

15:2

…

20:5

…

2:20

:…

7:50

:…

13:2

…

18:5

…

0:20

:…

5:50

:…

11:2

…

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio

159

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.

DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

SECCIÓN MEDICIÓN

CALIDAD DE PRODUCTO CP-2016-FEB- 53

REFERENCIA: -

Código: DI-CP-P001-F003

1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS

PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL

FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 15/02/2016

FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 22/02/2016

2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC

DIRECCIÓN: AV. 6 DE DICIEMBRE Y BELLO HORIZONTE

SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA

PUNTO GIS: 780130,49 9978119 2822

3.- DETALLES

Transformador Nº. 26401 Suministro -

Montaje MNT4 Fases 3

Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744

Potencia (kVA) 200 Número de Serie 20381

Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 15/02/2016

Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 22/02/2016

Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7

Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min

Primario

DQTA-24E ((24E) ALIMENTADOR "E" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008

Sitio de la Instalación: TABLERO_TDP 2_CENTRO DE DATOS_MINISTERIO DE FINANZAS

4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO

R UNIDAD

FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 1,49 % POTENCIA DISPONIBLE

164,74 kVA

FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 6,34 % FACTOR DE CARGA 32,60 %

FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 17,6 %

ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN

1840,69 kWh

5.-

DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

PROM MAX MIN

CUMPLE REGULACIÓN

CONELEC 004/01

OBSERVACIONES

DEMANDA KW: 10,97 33,64 2,59

DEMANDA kVA 12,72 35,26 2,98

FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,87 1,00 -1,00

EL 62,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,61 1,00 -1,00

EL 69,84% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,83 1,00 -0,99

EL 63,29% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 1 127,51 130,07 124,41 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

VOLTAJE FASE 2 127,82 130,34 124,79 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

160

VOLTAJE FASE 3 128,60 131,39 125,49 SI EL 1,59% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,43 1,31 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,46 1,48 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,45 1,06 0,00 SI

EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,97 3,94 2,04 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,81 3,58 1,82 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,91 3,91 1,98 SI

EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS

CORRIENTE FASE 1 42,41 134,80 7,80

CORRIENTE FASE 2 29,46 99,00 0,00

CORRIENTE FASE 3 29,66 85,50 1,70

CORRIENTE NEUTRO 18,93 45,28 6,73

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 32,95% 25,82% 84,09%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 48,92% 50,89% 88,10%

DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 39,53% 42,14% 280,30%

6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:

LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01

7.- EJECUTADO POR

TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:

Tlgo. Santiago Almachi

Tlgo. Gabriel García

Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel

0

5

10

15

20

25

30

35

40

10:5

0…

16:2

0…

21:5

0…

3:20

:00

8:50

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14:2

0…

19:5

0…

1:20

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6:50

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12:2

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17:5

0…

23:2

0…

4:50

:00

10:2

0…

15:5

0…

21:2

0…

2:50

:00

8:20

:00

13:5

0…

19:2

0…

0:50

:00

6:20

:00

11:5

0…

17:2

0…

22:5

0…

4:20

:00

9:50

:00

15:2

0…

20:5

0…

2:20

:00

7:50

:00

kW

TIEMPO

CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2

P medio L3 P Total medio