Post on 19-Jun-2020
transcript
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DE LA FUNCIONALIDAD DELOS SERVICIOS AUXILIARES EN SUBESTACIONES DEL
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
FERNANDO MANUEL LLIVE TINGO
DIRECTOR: ING. ANTONIO BAYAS
Quito, Mayo 2001
DECLARACIÓN
Yo Fernando Manuel Llive Tingo, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
FERMANQO^MANOEL LLIVE TINGO
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Fernando Manuel Llive
Tingo, bajo mi supervisión.
ING. ANTONIO BAYAS
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
> Al Ingeniero Antonio Bayas por su acertada dirección y permanente
colaboración brindada durante el desarrollo de este Proyecto de Titulación.
> A las personas que conforman el área de Explotación de
TRANSELECTRIC S.A., en especial al Ingeniero Christian Ortega por su
ayuda incondicional y sincera.
> A todas las personas que de una u otra manera contribuyeron en la
realización de este trabajo.
Este trabajo dedico
A la persona más importante que ha sido parte
de mi formación y vida, a mi madre María ya que
con su ejemplo ha sabido inculcarme la
responsabilidad al trabajo y el amor a Dios. Y
aunque ahora no estés aquí, siempre te
recordaré y llevaré en mi corazón.
Al resto de mi familia, mi Padre, hermanos y
sobrinos por su apoyo, cariño y consejos.
Gradas por todo.
FERNANDO
RESUMENCAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. Introducción 1
1.2. Objetivos .- 3
1.3. Alcance 4
CAPITULO II
CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN LAS
SUBESTACIONES
2.1. Importancia de los Servicios Auxiliares en una subestación 6
2.2. Clasificación de los servicios auxiliares 7
2.2.1. Servicios Auxiliares de corriente alterna 7
2.2.1.1. Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por
Corriente Alterna 8
2.2.2. Servicios Auxiliares de corriente continua 8
2.2.2.1. Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por
Corriente Continua 9
2.3. Formas de alimentación de los Servicios Auxiliares (SS,AA.) 10
2.3.1. Introducción 10
2.3.2. Alimentación a SS.AA. utilizando las barras principales de
la subestación 11
2.3.2.1. Generalidades 11
2.3.2.2. Conexión 12
2.3.3. Alimentación a SS.AA. utilizando los terciarios de
transformadores principales de la subestación 14
2.3.3.1. Generalidades 14
2.3.3.2. Conexión 16
2.3.4. Alimentación a SS.AA. utilizando líneas de distribución 17
2.3.4.1. Generalidades 17
2.3.4.2. Conexión 18
2.3.5. Alimentación a SS.AA. utilizando grupo de emergencia -
diesel 19
2.3.5.1. Generalidades 19
2.3.6. Utilización de baterías o acumuladores 21
2.3.6.1. Generalidades 21
2.3.6.2. Comparación de baterías 23
2.3.7. Utilización de rectificadores 24
2.3.7.1. Generalidades 24
2.3.7.2. Clases de Rectificadores 25
CAPITULO III
CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. Y
METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO
3.1. Descripción del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) 26
3.2. Clasificación de las subestaciones para su estudio 33
3.3. Metodología a aplicar para el estudio 38
CAPITULO IV
DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES EN ESTUDIO
4.1. Subestación "VICENTINA" 44
4.1.1. Información 44
4.1.2. Descripción Servicios Auxiliares 46
4.1.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 46
4.1.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de
trabajo 47
4.1.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia
de las principales cargas 49
4.2. Subestación "SANTA ROSA" 53
4.2.1. Información 53
4.2.2. Descripción Servicios Auxiliares 56
4.2.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 56
4.2.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de
trabajo 57
4.2.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia
de las principales cargas 59
4.3. Subestación "PUCARÁ" 64
4.3.1. Información 64
4.3.2. Descripción Servicios Auxiliares 65
4.3.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 65
4.3.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo aE ciclo de
trabajo 66
4.3.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia
de las principales cargas 67
4.4. Subestación "SANTO DOMINGO" 70
4.4.1. Información 70
4.4.2. Descripción Servicios Auxiliares 72
4.4.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 72
4.4.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de
trabajo 74
4.4.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia
de las principales cargas 75
4.5. Subestación "QUEVEDO" 80
4.5.1. Información 80
4.5.2. Descripción Servicios Auxiliares 82
4.5.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 82
4.5.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de
trabajo 84
4.5.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia
de las principales cargas 85
4.6. Subestación 'PASCUALES" 91
4.6.1. Información 91
4.6.2. Descripción Servicios Auxiliares 93
4.6.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 93
4.6.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de
trabajo 95
4.6.2.3. Curva de carga de ia Subestación e influencia
de las principales cargas 97
CAPITULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS Y PROPUESTAS DE MEJORAS
5.1. Resumen de la situación actual 103
5.2. Alternativas de optimización de servicios auxiliares en
subestaciones 110
5.2.1. Automatización de los Servicios Auxiliares 111
5.2.2. Optimización del consumo de Servicios Auxiliares 119
5.2.2.1. Iluminación de subestación 122
5.2.2.2. Aire Acondicionado 135
5.2.2.3. Enfriamientos de autotransformadores 143
5.2.2.4. Otras opciones 146
5.2.3. Optimización de los recursos disponibles 148
5.2.4. Mejora del factor de potencia en las subestaciones 149
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones 158
6.2. Recomendaciones 160
BIBLIOGRAFÍA 162
ANEXOS
ANEXO 1 : DIAGRAMAS UNIFILARES
1 -1 Subestación "Vicentina"
1-2 Subestación "Santa Rosa"
1-3 Subestación "Pucará"
1-4 Subestación "Santo Domingo"
1-5 Subestación "Quevedo"
1-6 Subestación "Pascuales"
ANEXO 2 : PLANOS DE EDIFICIOS Y PATIOS
2-1 Subestación "Vicentina"
2-2 Subestación "Santa Rosa"
2-3 Subestación "Pucará"
2-4 Subestación "Santo Domingo"
2-5 Subestación "Quevedo"
2-6 Subestación "Pascuales"
ANEXO 3 : PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES
3-1 Subestación "Vicentina"
3-2 Subestación "Santa Rosa'1
3-3 Subestación "Pucará"
3-4 Subestación "Santo Domingo"
3-5 Subestación "Quevedo"
3-6 Subestación "Pascuales"
ANEXO 4 : TABLAS DE CONSUMO DE ENERGÍA HORARIA
4-1 Subestación "Vicentina"
4-2 Subestación "Santa Rosa"
4-3 Subestación "Santo Domingo"
4-4 Subestación "Quevedo"
4-5 Subestación "Pascuales"
ANEXO 5 : TABLAS DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES
5-1 Subestación "Vicentina"
5-2 Subestación "Santa Rosa"
5-3 Subestación "Pucará"
5-4 Subestación "Santo Domingo"
5-5 Subestación "Quevedo"
5-6 Subestación "Pascuales''
RESUMEN
Los Servicios Auxiliares en una subestación representan elementos necesarios
que permiten el funcionamiento norma! del resto de equipos que componen la
subestación, como son: equipo primario, medición, control y protección; de allí
aparece la necesidad de realizar un estudio sobre su operación y costos de
funcionamiento.
Las subestaciones sobre las cuales se aplica el estudio son las del Sistema
Nacional de Transmisión (S.N.T.), las cuales pertenecen a TRANSELECTRIC
S.A., se realizó una clasificación previa abarcando todos los casos posibles con el
objetivo de generalizar los resultados. En las subestaciones elegidas para el
análisis se realizó lo siguiente: actualización de la información, visita técnica,
medición de cargas de servicios auxiliares, levantamiento de planos.
Con estos datos se obtuvieron gráficos y tablas que muestran la influencia de las
principales cargas de auxiliares en la curva total de demanda de la subestación.
Finalmente se presentaron propuestas para optimizar los Servicios Auxiliares: en
diferentes áreas como por ejemplo: operación, consumo, bienes y costos.
Sobretodo se describe procedimientos a seguir para obtener ahorros económicos,
gracias a la utilización raciona! de la energía.
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN
En los últimos años, los Servicios Eléctricos han venido experimentando cambios
importantes en su estructura. Sin embargo, la naturaleza de esta reestructuración
no es tan clara debido a que en un futuro próximo se presentan múltiples
alternativas posibles que pueden hacer más eficientes y competitivos los
mercados. Un servicio auxiliar es imprescindible para mantener la integridad,
calidad y seguridad operacional del servicio eléctrico. Éstos servicios atañen tanto
a generadores, transmisores y distribuidores; es decir a todos los agentes del
Mercado Eléctrico.
Las subestaciones constituyen elementos importantes en la formación de un
Sistema Eléctrico de Potencia, más aún cuando éstas forman parte de la
transmisión (niveles altos de voltaje) de electricidad a través del país, además
obviamente se incluyen las líneas de transmisión. De allí se puede deducir que la
confiabilidad de las subestaciones deberá mantener altos índices.
Las subestaciones se hallan principalmente formadas en la parte eléctrica por:
Equipo primario, aquí tenemos disyuntores, seccionadores, pararrayos,
transformadores de corriente, divisores capacitivos de potencial. Además se tiene:
transformadores o autotransformadores de potencia (230/138KV), reactores,
capacitores. Adicionalmente se tiene la parte de protección, medición, control y
comunicaciones. Finalmente tenemos servicios complementarios como:
iluminación de la subestación, de la sala de control, aire acondicionado,
suministro de energía para: taller, bodega, oficinas, equipo tratamiento de agua,
etc.
Todo lo anteriormente señalado requiere del suministro de voltaje, sea este
alterno ó continuo dependiendo del tipo de carga, es decir ía alimentación de
voltaje lo suministra los Servicios Auxiliares. Para entender mejor a continuación
se presenta un ejemplo: Un disyuntor de 230KV que tiene un comando tipo
neumático, lo que nos indica que para recargarlo y tenerlo listo para la siguiente
operación, requiere de un compresor que deberá operar las veces que sean
necesarias para mantener al gas SFe a la presión adecuada, el cual a su vez
necesita un motor, además se tiene calefacción e iluminación para el gabinete
donde se hallan los controles del disyuntor; entonces se necesita abastecerlo de
voltaje continuo DC adecuado.
Entonces los Servicios Auxiliares, se podría decir que están constituidos por:
voltajes (alternos y continuos), equipos, accesorios complementarios, que
permiten operar ai resto de equipo de la subestación en condiciones normales y
también en casos de emergencia.
Como se verá más adelante los Servicios Auxiliares se hallan constituidos por
diferentes elementos que independientemente parecerían no tener ninguna
importancia, lo que no sucede cuando se los ve en conjunto. Podríamos concluir
que los Servicios Auxiliares constituyen guardianes necesarios para el buen
funcionamiento de la Subestación y así coadyuvan a mantener al Sistema
Eléctrico Total en normal operación.
Este trabajo corresponde a una investigación sobre los Servicios Auxiliares, los
cuales resultan imprescindibles para la operación de un Sistema Eléctrico de
Potencia, pues permiten garantizar la calidad y continuidad de suministro,
complementando así los servicios primarios. Algunos de los puntos que abordará
el presente trabajo se describen a continuación en forma resumida.
Para desarrollar el tema lo hemos dividido de la siguiente forma, en el Capítulo 2
se hace una introducción teórica sobre los servicios auxiliares, diferentes formas
de alimentarlos y como se los puede clasificar en una subestación. En el Capítulo
3, se describe el Sistema Nacional de Transmisión, para tener una idea clara de
su operación y conformación, lo cual nos permitirá obtener una clasificación de las
subestaciones para realizar el estudio, adicionalmente se incluye la metodología a
aplicar para obtener los resultados deseados. Para el Capítulo 4. se tiene ya los
datos obtenidos en las diferentes visitas técnicas a las subestaciones escogidas,
en consecuencia en este capítulo se describe las subestaciones y conformación
de los Servicios Auxiliares, se presentan las curvas de demanda de carga horaria
de cada subestación, así como, mediciones, gráficos y tablas donde se demuestra
la influencia de las principales cargas sobre el consumo total de la subestación,
esto nos ayudará a plantear soluciones posteriores. El Capítulo 5. constituye la
tabulación de los análisis y resultados, es decir el objetivo central de la tesis de
grado, realizar un análisis técnico-económico del funcionamiento de los servicios
auxiliares, siempre con el objetivo de optimizar: su operación, consumo, recursos
disponibles, costos entre los más importantes. Para lo cual se hace un análisis de
los costos actuales por consumo de servicios auxiliares; luego se plantean las
soluciones y sugerencias, para disminuir este costo en diferentes campos.
Finalmente en el Capítulo 6. se presenta las conclusiones del trabajo realizado y
recomendaciones a tener presente por parte de TRANSELECTRIC S.A.
1.2 OBJETIVOS
Los objetivos constituyen metas que se las deben ir cumpliendo paso a paso, para
lograr un producto final, que es justificar el tema planteado, en esta tesis se
presentan los siguientes objetivos:
& Conocimiento de la operación y división del Sistema Nacional de
Transmisión (S.N.T.), especialmente en lo que refiere a subestaciones.
* Clasificación de las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión
*> Recopilación de información y levantamiento de los servicios auxiliares de
las subestaciones elegidas.
<* Medición de consumo de los servicios auxiliares en las subestaciones y
adicionalmente de todas sus cargas independientemente.
<* Tabulación de resultados, que nos permitan justificar soluciones.
*> Plantear soluciones para optimizar los servicios auxiliares, en los diferentes
campos, como por ejemplo: operación, consumo, recursos disponibles,
costos.
•:* Proponer conclusiones y recomendaciones a tener presente por parte de
TRANSELECTR1C S.A.
1.3 ALCANCE
El alcance constituye la metodología, las acciones a tomar para poder cumplir los
objetivos que previamente se han planteados, en consecuencia se tiene el
siguiente alcance:
*> Análisis de la información, principalmente en planos sobre subestaciones
que tenga TRANSELECTRIC S.A.
*> Sobre la base de la información disponible y factibilidad de maniobras se
procede a la clasificación más adecuada, donde se cubre todas las
posibilidades de funcionalidad de las subestaciones del S.N T.
*> Luego se presenta una metodología a aplicar, que es un procedimiento que
se seguirá para recabar la información necesaria.
<* Visita técnica a las diferentes subestaciones para comprobar, actualizar y
obtener información adicional, que nos permitan justificar las soluciones.
*> Medición de las diferentes variables eléctricas: voltaje, corriente, potencia y
energía, tiempo de funcionamiento; estas mediciones se las realizará a
nivel de toda la subestación e individualmente carga por carga.
* Con la información obtenida anteriormente nos permitirá presentar gráficos,
donde se observe el consumo horario de los servicios auxiliares en fa
subestación; adicionalmente tabulando los datos medidos se puede
obtener la influencia de los principales grupos de cargas en la curva
general de la subestación.
*> A continuación, se realiza un análisis de los costos actuales que se
deberán pagar por consumo de auxiliares, este nos servirá como referencia
importante para proponer soluciones que nos permitan disminuir el pago
por servicios auxiliares.
* Luego se proponen alternativas de optimización de los Servicios Auxiliares
que tienen que ver con los siguientes campos: Automatización,
Optimización del Consumo donde se incluye principalmente la iluminación
de los patios y aire acondicionado, Optimización de los recursos, Mejora
del factor de potencia.
Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas a
través del transcurso de la tesis.
CAPITULO II
CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN
LAS SUBESTACIONES
2.1 IMPORTANCIA DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN UNASUBESTACIÓN
Si partimos de la idea que una subestación es tan importante y necesaria en un
sistema eléctrico, así también de importantes y necesarios son los Servicios
Auxiliares que se requieren en las subestaciones para mantenerlas funcionando
normalmente, y en consecuencia a todo el sistema.
Por ejemplo en una subestación junto a una central generadora, debe preverse un
buen servicio de los circuitos auxiliares para evitar en caso de fallas, daños muy
graves en equipos generadores, transformadores de la central; en fin evitar daños
que conlleven gastos muy altos, además de innecesarios y que se los puede
evitar con un adecuado cuidado, mantenimiento y modernización de los servicios
de auxiliares.
Igualmente, en subestaciones junto a los centros de consumo, son muy
importantes los Servicios Auxiliares, ya que de ellos depende en gran parte la
confiabilidad y continuidad del suministro eléctrico a los usuarios, que en la
actualidad bajo el nuevo funcionamiento en el Mercado Eléctrico, podría acarrear
penalizaciones en este caso a las distribuidoras.
Puede inferirse entonces que de acuerdo a la importancia de la subestación en el
sistema se puede determinar la magnitud, cantidad de fuentes de alimentación,
protecciones y esquemas redundantes en los Servicios Auxiliares.
Como se verá más adelante los Servicios Auxiliares se hallan constituidos por
diferentes elementos que independientemente parecerían no tener ninguna
importancia, lo que no sucede cuando se los ve en conjunto. Podríamos concluir
que los Servicios Auxiliares constituyen guardianes necesarios para el buen
funcionamiento de la Subestación y así coadyuvan a mantener al Sistema
Eléctrico Total en normal operación.
2.2 CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES
Se puede tener una idea preliminar de clasificar a los Servicios Auxiliares
dependiendo de la importancia de la subestación o incluso del diagrama unifilar
de ésta; ya que eso determinado el número de seccionadores, disyuntores,
divisores de potencial, incluso tipo de barra, etc. Pero analizando un poco más se
concluye que todo estos equipos primarios, se los puede básicamente dividir de
acuerdo a que tipo de corriente funciona, por esto es preciso hablar de Servicios
Auxiliares de corriente alterna y corriente continua.
2.2.1 SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA
Los Servicios Auxiliares alimentados con corriente alterna, son bastante
importantes y por tanto necesarios ya que existen cargas auxiliares que requieren
de un permanente y normal suministro de energía, para accionar elementos que
son básicos para el trabajo en condiciones normales de funcionamiento de una
subestación.
Citaremos algunos ejemplos, los circuitos de refrigeración de transformadores y
reactores, los de compresores y tratamiento de aceite y también algunos circuitos
de iluminación. En la actualidad con la automatización de grandes subestaciones,
donde hay la posibilidad de controlar casi en su totalidad y en forma automática,
la operación de cada una de ellas por medio de un computador central, por lo
tanto el suministro permanente de energía alterna es vital.
En resumen, la importancia y necesidad de los servicios auxiliares de alterna
están en relación directa con la complejidad del diagrama de conexiones de fa
8
subestación. A continuación veremos las cargas auxiliares más comunes en una
subestación.
2.2.1,1 Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por Corriente Alterna
Las principales cargas servidas por el sistema de auxiliares en corriente alterna,
pueden las que a continuación se detallan:
> Cargador de baterías o rectificador
> Equipos de refrigeración de transformadores, bombas de aceite y
ventiladores
> Equipos de refrigeración de reactores
> Alimentación a estación de aire comprimido
> Equipo para el tratamiento de aceite
> Iluminación de la casa de comando y del patio de la subestación
(iluminación interna y externa)
> Motor del cambiador de taps del transformador de potencia.
> Equipo anti-incendio del banco de transformadores
> Equipo de aire acondicionado
> Tomacorriente mono y trifásico distribuidos en el patio y safa de control
> Circuitos de alimentación del taller mecánico
> Circuitos de calefacción de gabinetes y equipos de control
> Circuito de alimentación de la casa del guardián
> Calentador de agua
2.2.2 SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE CONTINUA
El mismo grado de importancia poseen los servicios auxiliares de continua ya que
se los utiliza especialmente para la supervisión y control de la subestación. En
consecuencia de la buena operación y alimentación de los circuitos auxiliares de
corriente continua depende el control de operaciones vitales.
Así por ejemplo, se puede vigilar por intermedio de ellos, la conexión o
desconexión automática de interruptores en alta y baja tensión, así como Ea
operación de transferencia a través de los seccionadores dispuesto para ello.
Además se incluyen los circuitos de señalización y alarma, los de protección
carrier y diferencial, los de alumbrado de emergencia y comunicaciones.
Para alimentar las cargas de corriente continua obliga en la mayoría de los casos
a tener en las subestaciones un banco de baterías cuya carga puede ser
proporcionada a través de un cargador con rectificador de características técnicas
y económicas de acuerdo a las necesidades propias de ia instalación. Los detalles
generales sobre baterías, rectificadores o cargadores se darán más adelante.
2.2.2.1 Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por Corriente Continua
Las principales cargas servidas por el sistema de auxiliares en corriente alterna,
pueden las que a continuación se detallan:
> Control de disyuntores de líneas, transformadores y auto-transformadores
en alta y baja tensión.
> Control de seccionadores de líneas, transformadores y auto-
transformadores en alta y baja tensión.
> Alimentación de motores auxiliares para el mecanismo de cierre de
interruptores en baja tensión.
> Control de interruptores y seccionadores de transferencia o acoplamiento.
> Alimentación para protección diferencial de barras, transformadores y auto-
transformadores.
> Alimentación a instrumentos y lámparas indicadoras del tablero de control.
> Alimentación a circuitos de alarma local
> Alumbrado de emergencia de edificio de comando y sala de control.
> Alimentación a equipo carrier y comunicaciones
10
2.3 FORMAS DE ALIMENTACIÓN DE LOS SERVICIOS
AUXILIARES (SS.AA.)
2.3.1 INTRODUCCIÓN
En todo proyecto siempre se debe tratar de minimizar la inversión, optimizando
los gastos, pero sin descuidar las normas y seguridades básicas para
implementación de ese proyecto. En el caso que nos compete se deben satisfacer
ciertas condiciones que son necesarias en todo sistema eléctrico:
a. Mayor simplicidad
b. Mayor seguridad, y
c. Menor costo del equipo y del sistema de alimentación
A continuación citaremos algunos ejemplos; Los motores de rotor jaula de ardilla
se utilizan en todo cuanto sea posible por su segundad y menor costo, y los de
inducción se emplean para el accionamiento de ventiladores, bombas, etc.; con
corriente continua funcionan principalmente los motores necesarios para el
accionamiento de los resortes de interruptores de líneas y transformadores.
Las principales fuentes de energía que se emplean en la alimentación de los
servicios auxiliares de subestaciones son:
En Corriente Alterna:
a. Alimentación a SS.AA. utilizando las barras principales de la subestación
b. Alimentación a SS.AA. utilizando los terciarios de transformadores
principales de la subestación.
c. Alimentación a SS.AA. utilizando líneas de distribución
d. Alimentación a SS.AA. utilizando grupo de emergencia - Diesel
11
En Corriente Continua:
a. Utilización de Baterías o acumuladores
b. Utilización de Rectificadores
2.3.2 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LAS BARRAS PRINCIPALES
DE LA SUBESTACIÓN
2.3.2.1 Generalidades
Generalmente en las subestaciones que tienen una central generadora cerca se
utiliza las barras principales para ia provisión de energía a los circuitos de servicio
auxiliares en una gran mayoría. Comúnmente se utiliza el juego de barras de baja
tensión, pudiendo en casos especiales emplearse también el juego de alta tensión
dependiendo lógicamente de las condiciones de servicio que se requieren para
alimentar la carga.
La continuidad de servicio de la subestación que es uno de los factores que
intervienen en la selección de un esquema para su construcción, influirá en la
seguridad que tendrán los servicios auxiliares por estar estos últimos supliéndose
desde las barras principales. Por ejemplo, un esquema de lo más simple con un
único juego de barras sin seccionamiento tiene varias desventajas:
> La falta de flexibilidad
> La interrupción total de servicio en caso de fallas o de mantenimiento, y
> Reparación de la barra, afectará directamente ei servicio de ios circuitos
auxiliares.
Si se utiliza un esquema más complejo, como uno de doble juego de barras, las
ventajas son:
12
> La alta continuidad, y
> El mantenimiento o reparación sin interrupción de servicio, ayudarán en un
buen funcionamiento de los servicios auxiliares.
2.3.2.2 Conexión
A continuación vamos a analizar ciertas conexiones del transformador de
auxiliares, las cuales van a depender de las características del esquema de
barras seleccionado para la zona desde la cual se ha previsto alimentar a dicho
transformador. Ver Figura 1.
CASO I: Si la subestación dispone de una sola barra principal, como el diagrama
que se muestra, esta configuración es de menor costo, de protección sencilla,
pero de pobre continuidad puesto que en el caso de mantenimiento o de falla en
la barra de alimentación desaparece el servicio en el transformador.
CASO II : Para la siguiente disposición donde se tiene doble barra, como se
muestra en la figura, el costo aumenta, las protecciones se complican un poco,
pero prácticamente el diagrama sigue siendo simple y tienen la ventaja de mayor
continuidad debido a que una falla o mantenimiento de una barra cualquiera, no
implica la salida del transformador pues se repone inmediatamente desde la otra
barra.
CASO III y IV : En estos caso se dispone de dos transformadores de servicios
auxiliares de los cuales uno hace las funciones de principal y el otro es la reserva
o emergencia, lógicamente estos circuitos son de mayor confiabilidad que los
anteriores, sobretodo el cuarto. La selección de la fuente de alimentación se la
realiza mediante una llave de conmutación.
13
Barra 1
H>c
Barra de SS.AA.
l „^ c c
r *£L^TRF.DE
r SS.AA. V-A-rv^
f CBT
r » R irr i rln ^ AA
, ka V| Á /¿ X-
Barra 2
^LA^TRF.DEpv^ SS.AA.oi
RTD 1
i /¿ /*o
CASO ICASO II
Barra Principal (AT)
/T.P.
AT
T.R.
Barra de SS.AA. BT
fi Á A^ \* \o
Barra 1Barra 2
T.P. T.R.
\
/(
Xt
Barra de SS.AA.
fSf /O j\
BT
Q r,
l llCASO III
FIGURA 1. Conexionado del Transformador de Servicios Auxiliares
14
Debe tenerse presente que cuando funciona ei transformador principal T.P., debe
estar bloqueado el transformador de reserva T.R. para evitar el funcionamiento en
paralelo de las dos unidades y viceversa. Y cuando se alimenta con dos
transformadores funcionando al mismo tiempo, entonces para evitar el
paralelismo, un interbioqueo en las barras principales, hará de los SS.AA. dos
circuitos independientes.
2.3.3 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LOS TERCIARIOS DE
TRANSFORMADORES PRINCIPALES DE LA SUBESTACIÓN
2.3.3.1 Generalidades
En la utilización de ios terciarios de transformadores principales de subestaciones
se debe tener presente una serie de factores que determinan el uso o no de esta
fuente de energía para servicios auxiliares de corriente alterna:
a. La configuración del sistema.
b. La conexión del terciario del transformador.
c. El valor de la corriente de corto-círcuito en el terciario del transformador
d. La utilización de reactores para limitar la corriente de corto-circuito.
e. El uso de protección rápida
Aunque todavía se halla en discusión, su aprovechamiento es bien práctico pues,
con un buen cuidado y vigilancia se obtiene ganancia económica no solo en lo
que se refiere al transformador sino también a los arreglos de barraje, espacio,
operación y mantenimiento.
Pero es necesario tener presente que puede suceder que fa potencia requerida
por los servicios auxiliares es tan pequeña que no justifica el empleo del terciario
como fuente de estos servicios, o que no se desee utilizarlo para evitar
comprometer la seguridad del transformador principal debido a que pueden
producirse altas corrientes de cortocircuito.
15
En las subestaciones generalmente se utilizan auto-transformadores (y en
algunos transformadores), por lo general ellos se instalan en configuración Y-Y, e!
primario y secundario, en estos caso es normal aumentar en cada unidad trifásica
un devanado terciario conectado en delta. El objetivo del terciario es para cumplir
las siguientes funciones:
a. Eliminar las terceras armónicas de voltaje y corriente.
b. Alimentar una carga externa, a un tercer voltaje generalmente normalizado.
c. Estabilizar e! neutro cuando se alimentan cargas monofásicas línea-neutro
que puedan ser desbalanceadas,
d. Impedir la interferencia telefónica debido a las corrientes de terceras
armónicas en las líneas y tierra.
Las terceras armónicas de los voltajes referidos al neutro de un banco Y-Y de
transformadores monofásicos (o una unidad trifásica del tipo acorazado) pueden
reducirse grandemente si cada transformador contiene un tercer bobinado
conectado en delta. Las terceras armónicas de la corriente de excitación
necesarias para mantener las variaciones sinusoidales del flujo en el núcleo,
pueden circular en el terciario en delta sin necesitar circular en las líneas donde
causarían interferencias inductiva en los circuitos telefónicos. En la Figura 2. se
muestra una conexión típica de los transformadores de potencia.
Primario Terciario Secundario
FIGURA 2. Conexión típica de los bobinados en un Transformador de
potencia
16
Por otro lado en un banco de transformadores monofásicos, si las características
de excitación entre elfos no son idénticas, el terciario en delta también provee un
circuito en el cual puede circular una corriente de excitación monofásica o de
secuencia cero, que sirve para compensar los desequilibrios de las características
de excitación y prevenir el desbalance de los voltajes referidos al neutro, que de
otro modo ocurrirían en un banco Y-Y- con neutros aislados.
Muchas veces el terciario en delta de un transformador alimenta una carga
externa; por ejemplo: los circuitos auxiliares de una subestación (cargas
monofásicas y trifásicas), condensadores y reactores para el control del factor de
potencia y del voltaje cuando se requiere mejorar las condiciones de operación
del sistema. Bajo estas condiciones, el terciario debe poder soportar los efectos
de posibles corto-circuitos en sus terminales.
2.3.3.2 Conexión
Las normas actuales requieren que un transformador sea capaz de resistir las
fuerzas térmicas y mecánicas debidas al flujo de corriente de corto-circuiío,
cuidando que su magnitud y duración no sean excesivas. La máxima magnitud de
corriente permitida por estas normas es de 25 veces la corriente de carga
designada para los devanados, durante 2 segundos. Con esto, el terciario
normalmente se construye con un 35% del tamaño equivalente de un de los otros
dos devanados porque una falla línea-neutro en el secundario, sometería a una
bobina del terciario a 1/3 de los KVA de la corriente que circularía por una bobina
del secundario. De lo último se desprende que la capacidad del terciario va a ser
aproximadamente un tercio de la capacidad del secundario o primario.
Puesto que el voltaje que tenemos en los terminales del terciario conectado en
delta, generalmente corresponde a valores nominales de distribución
(generalmente 13.8KV en delta), entonces conectar el transformador de SS.AA.
no requiere mucha dificultad.
17
230KV
y ATT
Y138KV Disyuntor
ReactorBarra de SS.AA.
DESS.AA.(13.8KV/480V)
BT
FIGURA 3. Utilización del Terciario, del autotransformador (ATT),
Subestación Quevedo, para alimentar los Servicios Auxiliares
En el Figura 3. se puede apreciar un diagrama simplificado de la conexión del
transformador ATT(2307138/13.8KV), de la Subestación Quevedo, la mayor
facilidad se obtiene con una barra que salga del terciario, de donde se toma la
energía para alimentar indistintamente los servicios auxiliares de la subestación,
el banco de condensadores para la generación de reactivos en el sistema y/o el
banco de reactores para evitar que se produzca el efecto ferranti en el mismo
sistema.
2.3.4 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LINEAS DE DISTRIBUCIÓN
2.3.4.1 Generalidades
La red primaria de distribución es la porción comprendida entre la subestación de
distribución y los transformadores de distribución. Esta red primaria parte de las
barras de baja tensión de la subestación y se reparte por toda el área de carga,
las líneas de distribución principales son predominantemente trifásicas de 3 o 4
hilos (3 fases y neutro), las ramificaciones generalmente son bifásica o
monofásicas.
18
Esta constituye la forma más fácil de suministrar energía al transformador de
auxiliares, además de la más barata y se la realiza a través de un transformador a
cuyos terminales primarios llega la tensión de distribución del sistema (13.8kV
normalmente), esto sucede cuando la subestación se encuentra cerca de una
línea primaria de distribución.
En subestaciones de gran importancia sucede que los servicios auxiliares tienen
ya su alimentación principal a partir de cualquiera de las posibilidades anteriores,
y la línea de distribución se tome en cuenta pero como fuente de emergencia para
el caso en que falle la alimentación principal.
2.3.4.2 Conexión
La conexión es idéntica a las anteriores, se utiliza un transformador de
distribución, a través de fusibles y otros dispositivos que brinden la protección
deseada a la instalación; es necesario tener presente las cargas que se van a
alimentar sean monofásicas y trifásicas. Un diagrama simplificado se muestra en
la Figura 4.
De la RedPública13.8KV
Barra de SS.AA.
DESS.AA.(13.8KV/480V)
BT
c~l íuFIGURA 4. Utilización de una Línea deLRettPública, para alimentar los
Servicios
19
2.3.5 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO GRUPO DE EMERGENCIA -
DIESEL
2.3.5.1 Generalidades
Los grupos de emergencia están constituidos por los generadores diesel y son
utilizados en centrales eléctricas de potencia consideradas importantes. Para
grupos de emergencia, la velocidad común es de 1800 r.p.m. y pueden ser de dos
o cuatro tiempos. Una visión general de la disposición de los componentes se
muestra en la Figura 5.
COMBUSTIBLE
AIRE
ESCAPE
MOTOR
GENERADOR
FIGURA 5. Componentes básicos y diagrama en bloques de un Grupo de
Emergencia - Diesel
20
1. Motor diesel
2. Alternador
3. Bomba de circulación de agua de refrigeración
4. Motor del ventilador
5. Compresor para aire de arranque
6. Filtro de aceite de entrada
7. Tanque exterior de combustible
8. Bomba de impulsión de combustible
9. Silenciador
10. Escape
11. Enfriador de aceite de lubricación
12. Bomba de circulación de agua de enfriamiento de aceite
13. Bomba de circulación de aceite.
Mecanismos del grupo de emergencia-diesel:
> Sistema de enfriamiento
> Sistema de lubricación
> Sistema de inyección de combustible
> Sistema de escape de los gases de combustible
> Regulador de velocidad
> Sistema de control de arranque y paro del motor.
Las ventajas de la utilización de grupo diesel para la alimentación de los SS.AA.
en las instalaciones de potencia son:
a. Bajo consumo de combustible; basta con unos 200 gr. De combustible por
HP efectivo - hora
b. Durante las paradas, el consumo de combustible de un motor diesel es
nulo.
c. Tiempo de arranque corto, pudiendo recibir toda la carga en unos cuantos
segundos.
d. Conjunto de la instalación es de gran limpieza.
21
2.3.6 UTILIZACIÓN DE BATERÍAS O ACUMULADORES
2.3.6.1 Generalidades
Los circuitos de mando y control de la subestación, necesitan de una fuente de
energía independiente y de confianza capaz de asegurar el servicio en todo
momento y sobre todo en circunstancias de emergencia por falta del servicio
general de ia red.
En caso de fallas en la subestación pueden seguir suministrando el servicio a los
circuitos indispensables durante el tiempo permitido por sus características
(tiempo de descarga). Además los circuitos de mando y control, se sirven también
por medio de baterías, los circuitos de comunicaciones y los de alumbrado de
emergencia, cada uno de los cuales tiene una justificación importante y por ello
deben operar bajo cualquier circunstancia.
Para la carga de los acumuladores debe disponerse de una fuente de energía
eléctrica cuya tensión deberá ser mayor a la tensión en circuito abierto de la
batería, la fuente de alimentación ha de ser de corriente continua o en su defecto
de corriente alterna con rectificador. A veces la fuente de continua puede estar
suministrando simultáneamente corriente continua a la batería y a un circuito de
carga, en éste caso la batería puede funcionar como floating 6 tampón.
Una batería puede emplearse en diferentes clases de servicio, de las cuales las
principales son:
a. Servicio exclusivamente de batería; cuando se conecta al circuito de
utilización durante la descarga y al de alimentación durante la carga.
b. Servicio de compensación, cuando se conecta tanto al circuito de
utilización como también a la fuente de carga para cubrir las puntas de
corriente y mantener constante la tensión funcionando en tamoón o
evaluación.
22
c. Servicio en paralelo, en disposición de actuar, cuando funciona en fíoatina
alimenta la carga mientras es necesario sin que se produzca ninguna
interrupción de! servicio,
d. Servicio con conmutación, en disposición de actuar, cuando estando en
reposo y convenientemente cargada se le obliga a conectar la batería al
consumidor, se denomina también servicio de socorro
Hay que tener presente ciertos conceptos y términos que se usan en las
características técnicas de las baterías, como los que se detallan a continuación:
^ CAPACIDAD: La capacidad de un acumulador es la cantidad de
electricidad que puede almacenar entre sus elementos; se mide en
amperios-hora. Para un banco de baterías, su capacidad es igual a la
intensidad de corriente de descarga en amperios multiplicada por el tiempo
en horas que se demora dicha descarga
> INTENSIDAD DE CARGA Y DESCARGA: Esta propiedad esta
íntimamente relacionada con su capacidad y duración de la descarga de la
batería, típicamente 8 horas; Para el caso de la carga son intensidades
parecidas a las de las descargas; sin embargo se puede adoptar una
intensidad de carga menor con el consiguiente aumento del tiempo de
carga.
> TENSIONES DE CARGA Y DESCARGA: La tensión en bornes de un
acumulador es variable durante la descarga, para esta propiedad las
celdas tienen señalizadores de tensión máxima y mínima del electrolito;
que generalmente para el caso de bancos de baterías de 125VCC; son
como máximo: 2.73V y mínima de descarga: 1.75V.
> ENERGÍA UTILI2ABLE: Es aquella que puede suministrar estando
completamente cargado durante el tiempo empleado hasta su descarga
total; se mide en W-H (watios-hora) y se obtiene del producto de su
capacidad (A-H) por la tensión (V) media entregada.
> RENDIMIENTO: Existen dos clases de rendimientos: Rendimiento en
cantidad: relación entre las cantidades de electricidad de descarga y de
carga, teóricamente debería ser el 100%, pero como se consumo energía
23
para descomponer el electrolito hace que el banco de baterías tenga un
rendimiento del 90% aprox. Rendimiento en energía: es la relación entre
la energía utilizable y la que ha sido suministrada para la carga completa,
con referencia al 90% de utilidad.
En base a las características anteriores se debe optar por la mejor opción del
banco de baterías.
2.3.6.2 Comparación de baterías
Existen generalmente dos tipos de baterías de tipo ácido y alcalino, se diferencian
fundamentalmente por las características de su constitución pues si bien es cierto
que están formadas cada una de ellas por los mismos elementos) sin embargo los
detalles de fabricación o construcción de cada uno de ellos es distinto.
A continuación se muestra una tabla que indica las características de cada una:
TABLA 1. Comparación de las propiedades de los dos tipos de baterías
BATERÍAS
PROPIEDADES ACIDA ALCALINA
RECIPIENTE Es un envase que puede ser
de poliestireno transparente
o vidrio, para una
observación visual por fuera.
Son de plástico opaco y
tienen el inconveniente de no
permitir la inspección ocular
al interior
PLACAS Las placas positivas están
formadas por dióxido de
plomo (PbCte), de dos tipos:
plana empastada y
multitubular. Las placas
negativas son de plomo puro.
La placa positiva está
formada por una hilera de
tubos de malla de acero de
hidróxido de níquel. La placa
negativa igual a la anterior,
pero llena de óxido dei
cadmio.
24
SEPARADORES Son láminas ranuradas, de
hule microporoso, que
permiten el paso del
electrolito.
Se usan barras de hule o de
polietileno.
ELECTROLITO Está formado por ácido
sulfúrico diluido en agua, la
densidad del electrolito es de
1.21
Una solución de hidróxido de
potasio, con densidad entre
1.6 y 1.9a25°C.
OPERACIÓN Cuando una celda está
completamente cargada, en
la placa positiva hay dióxido
de plomo y en la negativa
plomo. Ambas placas están
bañadas por el electrolito.
Reacción:
Pb02 + Pb + 2H2SO4 o
2PbS04 + 2H20
En esta el electrolito no
interviene en la reacción,
sino únicamente como
conductor de iones, lo cual
muestra que el estado del
electrolito no indica el estado
de la batería, sino su vejez.
Reacción:
2Ni(OH)3 + Cd <=> 2Ni(OH)2 +
2Cd(OH)2
2.3.7 UTILIZACIÓN DE RECTIFICADORES
2.3.7.1 Generalidades
Son dispositivos que permiten obtener corriente continua, de la alterna, cuyo
principio de funcionamiento se basa en la utilización de la característica de
conducción unidireccional que ellos tienen. Estos pueden estar constituidos por
tubos de vacío (ya en desuso), rectificadores de estado sólido o semiconductores
(diodos, y SCR generalmente). Estos últimos son más empleados debido a su
menor costo, buen rendimiento, larga duración y mínimo mantenimiento.
Estos rectificadores a más de suministrar el voltaje continuo necesario para el
funcionamiento de cargas continuas, funcionan también como cargadores de
25
baterías, para el caso en que estas entren a funcionar. El cargador se conecta en
paralelo con la batería.
La capacidad de los cargadores va a depender de la eficiencia de ia batería, o
sea, del tipo de batería que se adquiera. Para una misma demanda impuesta a la
batería, se requiere un cargador de mayor capacidad, si es alcalina, por tener ésta
una eficiencia menor, de acuerdo con lo visto anteriormente.
2.3.7.2 Clases de Rectificadores
Como ya se dijo anteriormente los semiconductores son los elementos más
empleos para formar los rectificadores, es así que tenemos generalmente dos
tipos de rectificadores:
a. Circuitos rectificadores monofásicos
b. Circuitos rectificadores trifásicos
Cabe anotar que para cualquiera de estos tipos se puede utilizar indistintamente
diodos o SCR. En el caso de subestaciones y generadores los únicos tipos de
rectificadores que se utilizan son los Trifásicos.
Adicionalmente se puede utilizar combinaciones de diodos y SCR, a continuación
se presenta un diagrama típico de un cargador de baterías de 125VCC, utilizado
en la Subestación Pucará. Ver Figura 6.
Matos: YUASAModelo: RFOOQO«SVTCC/ISAnom. ,THW- SH1R
C4-
3W92W
1 — I ^ — t) u—1 —FIGURA 6. Rectificador- Cargador de 125VCC instalado en S/E Pucará
26
CAPITULO III
CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T.Y METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO
3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DETRANSMISIÓN (S.N.T.)
El Sistema Eléctrico en el país se halla dividido en 3 grandes actores del Mercado
Eléctrico Mayorista, a saber: Generadores, Distribuidores y Transmisor. Este
último se encarga de la transmisión de la Electricidad a lo largo y ancho del
territorio ecuatoriano, en consecuencia sus instalaciones las cuales se hallan
constituidas principalmente por: Subestaciones y Líneas de Transmisión
(230kV/138kV/69kV); deben presentar un alto grado de Confiabilidad y
Continuidad en e! servicio, más aún cuando, de acuerdo a la Ley del Sector
Eléctrico, en un párrafo dice:"... Precautelarla seguridad e intereses nacionales y
asumir, a través de terceros, las actividades de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica cuando los obligados a ejecutar tales actividades
y servicios rehusen hacerlo, hubieren suspendido el servicio de forma no
justificada o lo presten en condiciones que contravengan las normas de calidad
establecidas por el CONELEC... "1.
Adicionalmente a las penalizaciones que el CENACE aplicará cuando por causa
de un agente del MEM, se obligue a sobrecostos en la generación, en el caso de
TRANSELECTRIC S.A. por salida de una subestación y/o línea de transmisión.
De allí radica la importancia de mantener en buen estado las Subestaciones y
Líneas de Transmisión del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) por parte de
TRANSELECTRIC S.A., con un adecuado mantenimiento y monitoreo
constante de sus instalaciones.
Tomado del literal m), del Artículo 13, LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO
27
Adicionalmente al control en el mantenimiento que se debe dar a las
subestaciones del S.N.T., se debe tener presente que cada subestación presenta
un consumo de energía por parte de los servicios auxiliares, que en la actualidad
no se esta facturando; porque no existe la información suficiente, pero que parte o
temprano el CENACE lo va hacer. Y por lo tanto a TRANSELECTRIC S.A., le
conviene reducir su consumo de auxiliares, optimizando el uso de la energía.
Para tener una idea más clara del Sistema Nacional de Transmisión lo
describimos a continuación:
Como se dijo anteriormente TRANSELECTRIC S.A., maneja la transmisión de la
electricidad en el país, por lo tanto posee Líneas de transmisión de 230KV y
138KV; y Subestaciones, las cuales se manejan a voltajes de 230KV, 138KV y
69KV. Ahora bien el S.N.T., posee un anillo de 230KV, el cual se halla formado
por 10 líneas en las cuales se incluyen las que tienen doble circuito; además en el
anillo interviene 8 subestaciones (230KV/138KV/69KV).2
En lo que refiere a las líneas de 138KV, su disposición es radial a través de todo
el país, se incluyen a esta disposición radial el resto de subestaciones a nivel de
138KV/69KV 2 Para más detalles de lo expresado ver el Mapa del Sistema
Nacional de Transmisión a Marzo del 2000, en la Figura 7
Entonces por la extensión del territorio, a las Subestaciones que posee el S.N.T.
se las ha divido de acuerdo a ia ubicación geográfica en el país, con el objetivo de
atender su mantenimiento y operación, así existen cuatro zonas:
> Transmisión Norte
> Transmisión Noroccidental
> Transmisión Sur
> Transmisión Occidental
2 Datos tomados de TRANSELECTRIC S.A., a marzo del 2000
IPIALES
; ESMERALDAS
Pana mercanay15.49KnA
28
COLOMBIAESMERALDA?
132.5 MW.CAN
U54.8Km
BQ.2K
74,48Km%
f® IBARRA'Ibaira
GUANGOPOLO.31.2MW
Sto. Domingo iQUITO
78.34Krr 'St¿.
104Km
HA ROSA51.3MW
74Km
@ NUEVA LOJA
• Shushufmdi-O- E.E. SUCUMBIOS
15.3 HW
>Coca
>ChoneDAULE-PERIPA
213 MW
Manta 'portoviejo 91.2KtnA j? Qy?y
¿t *^<$2K?
110.C
LATACUNGA TENA3 Pucará ©„
PORTOVIEJO
145.25KTT1
Pascuales-
Babartoyo
AMBATO ©Totoraá
GUARANDA /T33Km AÍ0¿n© //42.88Km
„- . ,J®RIOBAMBARiobarf ""
I 'CARA /Tena74Km 76 MW /
ibato ^7 66.1 KmKm r
AGOYAN /156 MW < Puyo
©PUYO
M7.3Km
BABAHOYO20Q.18Km
59.8
Sta Etena
1157.3Km
-2«¿39.33Km
135.74Km
AZOGUES, Molñio
60.6Km
©MACASPAUTE
FASE AB: 500 MWFASE C: 575 MW
> Méndez
i Liman
SIMBOLOGÍA
^©MÁCHALA
M34.2Km
© CAPITAL DE PROVINCIA• CANTÓNO PARROQUIA* SUBESTACIÓN
& CENTRAL TÉRMICA
E=] CENTRAL HIDRÁULICA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 230KV
LINEA DE TRANSMISIÓN A 138KV
LINEA DE 13BKV QUE OPERA A69KV
54.1Km^^^ > Cumbaratza
LOJA© - ^ .Nambjj
ZAMORA
PERÚ
TESIS DE GRADO
SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
A MARZO DEL 2000
TRANSELECTRIC S A FECHA: 30/MARA11 DIBUJADO: FERNANDO LLIVE
FIGURA 7
29
En cada una de estas zonas existe un Supervisor de Transmisión, el cual se
encarga del buen funcionamiento de las subestaciones y líneas bajo su cargo; y
de reporta cualquier novedad al Gerente de Explotación.
Por ser de nuestro interés las subestaciones, a continuación presentamos las
subestaciones que pertenecen a cada zona:
SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN NORTE:
Tulcán
Ibarra
Vicentina
Sta. Rosa
Muíalo
Ambato
Totoras
Riobamba
Pucará
SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN NOROCCIDENTAL:
Esmeraldas
Sto. Domingo
Quevedo
Portoviejo
SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN SUR:
Paute(Molino)
Cuenca
Loja
30
SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN OCCIDENTAL:
Pascuales
Milagro
Babahoyo
Pol ¡centro
Salitral
Trinitaria
Posorja
Sta. Elena
Máchala
En conclusión, existen 25 subestaciones a cargo del Transmisor dispersas por
diferentes partes del Ecuador, para tener una idea más clara del área de
influencia de cada zona de transmisión, ver el Mapa de División del Sistema
Nacional de Transmisión para atender su mantenimiento a Marzo del 2000, en la
Figura 8.
B^v3510" TENAjfepFucaiá ©^
JX- Í.'CARA /y,-•"ír^Km 76 MW /S nhatn / fifi
.X-íSi ESMERALDASikíai?»^
(PIALES
® NUEVA LOJA
• Shushufmdi. E.E. SUCUMBfOS
15.3 MW
«Coca
"TA nbáto ^/ee.AMBATO ® WKm T*
T^^r>V3is5YMw <p^GUARANDA /T33Km Á^n ©© //428BKm PUYO
l o ^fef®1"08*"8*©BABAHOYO \\ 20018Km j \m
©MACAS
PAUTEFASE AB: 500 MWFASE C 575 MW• Méndez
SIMBOLOGICAPITAL DE PROVINCIACANTÓNPARROQUIA
SUBESTACIÓN
CENTRAL TÉRMICA
CENTRAL HIDRÁULICA
TRANSMISIÓN NORTE: 570Km -1107MVA
TRANSMISIÓN NOROCCÍDENTAL:
TRANSMISIÓN SUR: 538 6Km - 166.7MVA
TRANSMISIÓN OCCIDENTAL:728.7Km-1576.7MVA
PERÚ
TESIS DE GRADO
DIVISIÓN DEL S.N.T. PARA ATENDER
SU MANTENIMIENTO (MARZO 2000)
TRANSELECTRIC SA FECHA: 30ÍMAR/D1 DIBUJADO: FERNANDO LLIVE
FIGURA 8
32
Las características más importantes de las Subestaciones de! S.N.T. se indican a
con*inu^9yftfoormadores y Autotransformadores del Sistema Nacional Interconectado
Instalaciones de las Unidades de Transmisión.
Unidad deTransmisión
Norte
Noroccidental
Occidental
Sur
Subesta-ciones
Sta.Rosa«
Vicentina
Totoras
AmbatoMuíaloRiobamba1 barra
TulcánSto. Domingo
Quevedo
Portoviejo
^ascuales
PolicentroSalitralTrinitaria
Santa ElenaPosorjaMilagro
MáchalaBaba hoyoCuenca.oja
Transformadores
#4111431131113341111443
434114331A
1
Capacidad
(MVA)
(75/100/125)(45/60/75)
(33/43)(38/48)
(20/26.7/33.3)(20/267/333)
(33/43)(40/53,34/66.707)
(20/26.7/33.3)(20/266/333)
(30/40)(20/26/07/33)
(33.3/444/555)(20/26.7/33.3)
(33.3/44.4/55.5)(20/26.7/33.3)(20/26.7/33.3)(44.8/59.7/75)(44.8/59.7/75)(75/100/125)(30/40/50)(30/40/50)(30/40/50)
(75/100/125)(30/40/50)
(40/53.3/66.7)(20/26.6/33 3)
(333/44.4/55.5)(20/267/33.3)(20/26.7/33.3)
(33/53/75)(20/26.7/33.3)(40/53.3/66.7)
N°. Serie
5BA225402
31959
63985-1
63985-2
308303-1
308302-1
63986-1
31858
62490
5BA225501
5BA256001
5BA225504
IN8009
108301
108302
5BA225406
SLM50721
31973
574710
574725
5BK000801
574692
574690
R2256005
574711
TipoTrafo
(w)1+3*
3*3T-H
1*3*3t
1*3*3*3lr14»
1*1+
3*3*3*3<t»14.
1*1*If14.
1*3<|>
3tlf
<t
1*3f
1+
1*
Marca
Osaka¡EL
Pedral PioneerPedral Pioneer
¡taltrafoItaltrafo
Pedral Pioneer
MitsubishiCENEMESA
IELMitsubishi
OsakaOsakaOsakaItaltrafoOsakaItaltrafoABB
OsakaWestinghouse
GIED Legnano
CENEMESAMitsubishiMitsubishiMitsubishi
OsakaMitsubishiMitsubishi
CENEMESAOsaka
Mitsubishi
Voltajes
(KV)230/1 38/13.B138/46/13.6
136/46138/46/13.B
230/1 38/13.B138/69/13.8136/69/13.6136/69/13.8230/69/13.8136/69/13. 8
138/34.5/13.8138/69/13.8
230/136/13.8138/69/13.8
230/1 3B/13.8136/69/13.813B/69/13.8136/69/13.8138/69/13.8
230/138/13.8138/69/13.8138/69/13.8138/69/13.8
230/133/138133/69/13.8133/69/13.8138/69/13.8230/69/138138/69/138138/69/13.8138/69/13.6138/69/13.8138/69/1 3. B
Designación
ATU
TRN
T1
T2
ATT
ATO
AT1
ATQ
TRK
ATQ
T1
ATQ
ATÜ
ATR
ATT
TRR
ATQ
AA1
AA2
ATU
ATR
ATQ
ATQ
ATT
ATQ
ATQ
ATQ
ATK
ATQ
ATQ
ATQ
ATQ
ATQ
Refrigeración
OA/FA/FOA
OA/FA/FA
ONAN/ONAF
ONAN/ONAF
OA/FA/FA
OA/FA/FA
ONAN/ONAF
ONAN/ONAF/OFAF
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA
OA/FA/FA
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA/FA
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
OA/FA/FA
OA/FA/FA
OA/FA
ONAN/ONAF/OFAF
ONAN/ONAF/OFAF
OA/FA/FOA
OA/FA/FA
OA/FA/FOA
OA/FA/FA
OA/FA/FA
ONAN/ONAF/OFAF
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
Subestación MÓVIL 1[ -303f> Mitsubishi 136/69/46 1 FOA |
Instalaciones de las Centrales de Generación.
Central deGeneración
Hidráulicas
Térmicas
Subesta-ciones
PucaráAgoyánPaute
GuangopoíoSanta RosaG. Zevallos
Esmeraldas
HidronaciónDaule-Perípa
Transformadores
#22
53352312113
Capacidad
(MVA)10
-85
(114/1277)(75/100/125)(75/100/125)
-134
_ (15/20)-28
(20.4/27.2/34)(52/70/86)
(90/120/160)(445/59.7/75)
-85
N°. Serie
63984
406006
6BA22411
5BA225409
60594-001
E503TR0268
106301
TipoTrafo
(tn)H3*3+H1+3+3+3+
3*3lr
3*3-r
3*
Marca
Federal PioneerMitsubishi
Trafo-UnionOsakaOsakaNuova
MeindenVolta-Werke
N/DN7D
ItattrafbItaftrafo
Voltajes
(KV)
13.8^138
138/138138/138
230/138/13.8230/138/13.8
13.8/2306.6/138
138/13813.8/68.8
13.2/6913.8/143.8
138/69/13813.85/138
Designación
U1/U2
MT U1/MT U2
U1/U5
AT1
AT2U6/U10
T1/T2
T1/T2/T3
TG-l
TV2/TV3
MTU1
AA1
G1/G2/G3
Refrigeración
OFiWF
FOA
OF/WF
OA/FA/FOA
OA/FAffOA
OF/WF
OA/FA
OMÁN
OA/FA/FOA
OA/FA/FOA
ONAN/ONAF/OFAF
ONAN/ONAF/OFAF
33
Como características importantes de acuerdo a la tabla anterior se tiene:
> Casi la totalidad de Transformadores y Autotransformador de las
subestaciones posee un tercer devanado en Delta de 13.8 kV, que se lo
utiliza para alimentación de Servicios Auxiliares. (Excepto T2 en
Subestación Vicentina)
> En algunas subestaciones por la importancia de estas, en especial aquellas
que poseen transformadores monofásicos se tiene un cuarto
transformador, de reserva.
> Los tipos de enfriamientos son variados, y tienen diferentes
denominaciones, pero podemos concluir que los principales son: Por
aceite, Por aire forzado y Una mezcla de los dos.
> Para el caso de subestaciones que se encuentran en instalaciones de
Centrales de Generación la alimentación a los Servicios Auxiliares, se da a
través de la generación de las unidades en la mayoría de casos, cuando fa
Subestación fue construida contemporáneamente con la Generadora
adjunta; caso contrario no.
3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES PARA SU
ESTUDIO
Una vez conocidas en forma preliminar las subestaciones, ahora corresponde una
clasificación adecuada que permita tener una referencia válida, para poder
generalizar los resultados que se van a obtener.
Como se pudo apreciar en el Capítulo Dos, los servicios auxiliares se hallan
íntimamente relacionados, con el diagrama unifilar de la Subestación, ya que la
complejidad o no de los Servicios Auxiliares, igualmente depende de las
complejidades o no de las subestaciones, por un lado; adicionalmente tenemos
que para alimentar a los Servicios Auxiliares se los puede realizar de diferentes
formas, como igual se vio en el capítulo anterior, esto también constituye un buen
punto de vista para poder elegir la clasificación más adecuada.
34
En conclusión, se ha optado por clasificar a las subestaciones de acuerdo a 3
criterios que son:
1. Región en la cual se ubica la Subestación: Este criterio se justifica ya
que no existen las mismas condiciones climáticas y necesidades en la
región Costa y Sierra, de allí que existirán servicios extras o diferentes en
las subestaciones dependiendo de la región.
2. Tipo de Funcionamiento de la Subestación: Es decir de acuerdo al
funcionamiento de la Subestación, sean los siguientes casos:
> S/E de enlace (generalmente 138KV),
> S/E con generación cercana, y
> S/E del anillo de 230KV
Este criterio es principalmente porque una subestación de doble tensión
(230/138KV) tendrá más equipo primario, que una simple (138KV). Y en
consecuencia más servicios auxiliares.
3. Tipo de alimentación de los Servicios Auxiliares: Como se vio en el
capítulo 2 existen diferentes tipos de alimentación, como por ejemplo: Por
el terciario de los transformadores principales, utilizando una línea de
distribución, utilizando grupos generadores de emergencia, etc. Cabe
destacar que puede existir combinaciones de ios diferentes tipos de
alimentación alterna; esta redundancia en la alimentación principalmente
depende de cuan importante es la subestación.
Como se puede ver, aquí se trata de abarcar todas las posibilidades que se
puedan dar, para tener una buena elección de las subestaciones.
Entonces en base a los criterios ya expuestos tenemos la siguiente clasificación
preliminar:
35
SIERRA:
TIPO DE SUBESTACIÓN
1.- De enlace
2.- Con Generacióncercana
3.- Del anillo de230KV
r Tulcán
Ibarra
Vicentina
Muíalo
Ambato
Cuenca
Loja
Guangopolo
Pucará
Agoyán
Sta. Rosa
Totoras
Paute (con generación)
Riobamba (*)
(*) Esta subestación es sólo de 230KV
COSTA:
TIPO DE SUBESTACIÓN
1.- De enlace Portoviejo
Posorja
Policentro
Babahoyo
Máchala
Trinitaria
36
2.- Con Generación r Esmeraldas
cercana ' Sta. Elena
Salitral
Sto. Domingo(*)
Daule Peripa
3.- Del anillo de Quevedo
230KV ' Pascuales
Milagro
(*) La generadora cercana es ECUAPOWER, adicionalmente esta
subestación pertenece ai anillo de 230KV, a la fecha Diciembre/2000.
Ahora bien, ai ya tener 6 grupos de Subestaciones con una clasificación
preliminar, se procede al escogitamiento de una subestación por grupo, para lo
cual se aplica, principalmente los siguientes criterios:
> Cateqorización de las subestaciones en cada grupo, en base a su
importancia en el Sistema y complejidad de la subestación. Esto quiere
decir que una vez que las subestaciones que conforman un grupo
determinado tienen similar función, ahora corresponde escoger entre ellas
la más representativa e influyente.
> Análisis de la información necesario que debe poseer la subestación.
tanto en: planos, manuales, estadísticas. Este punto es importante debido
a que con el nuevo modelo eléctrico, especialmente con las generadoras
se deben definir ios límites de funcionalidad de las instalaciones; y por lo
tanto la información de subestaciones todavía se halla dispersa en
subestaciones cerca de generadoras.
> Sugerencias de los ingenieros que trabajan TRANSELECTRIC S.A.. va
que siendo ellos personas que trabajan por mucho más tiempo, tienen
mayor familiaridad con el Sistema Nacional de Transmisión. Además de la
37
necesidad que requiera la empresa, que se realice un estudio en alguna
subestación determinada.
> Factíbilidad de traslado a las subestaciones, este punto es importante
debido que las subestaciones, no se encuentran cerca de las ciudades,
sino que por seguridad en la periferia; entonces los traslados a las
subestaciones se complican un poco. Entonces éste constituye un punto a
tomar muy presente para el escogitamiento de las subestaciones, materia
del estudio.
De acuerdo a todas las justificaciones antes anotadas, se concluye con las
siguientes subestaciones:
> Subestación VICENTINA
> Subestación SANTA ROSA
> Subestación PUCARÁ
> Subestación PASCUALES (*)
> Subestación STO. DOMINGO
> Subestación QUEVEDO
(*) La subestación originalmente elegida fue Portoviejo, ya que esta es una
subestación de enlace, pero por necesidad de TRANSELECTRIC S.A. de
realizar el estudio del consumo de energía que reporta la subestación
Pascuales se eligió a ésta.
Entonces corresponde ahora, realizar el estudio respectivo de estas 6
subestaciones. Pero antes se van a delinear los procedimientos que se van a
aplicar para el estudio.
38
3.3 METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO
La metodología para realizar diagnósticos en general y especialmente energéticos
se muestra en forma esquemática en la Figura 9. la cual se va a aplicar en
nuestro estudio. Esta metodología está resumida en tres etapas:
> La primera, en obtener información preliminar de las subestaciones en la
Sala de Planos de TRANSELECTRIC S.A., así como de la bibliografía
disponible por la empresa, sobre el tema en cuestión;
> La segunda, investigación de campo, consiste en la visita a las diferentes
subestaciones para comprobar, actualizar y obtener información adicional,
que nos permitan justificar las soluciones y conclusiones posteriores. En
esta etapa se incluye el proceso de mediciones de las magnitudes
eléctricas necesarias, para demostrar las soluciones, en especial
mediciones de energía consumida por las cargas.
> La tercera etapa, el procesamiento de datos y la evaluación de
oportunidades de ahorro de energía y demás soluciones a los problemas
planteados.
39
OBTENERINFORMACIÓN
DETECCIÓN DEPOT ENCIMES
1> EFECTUAR MEDICIONES
ESTIMACIÓN DEBENEFICIOS
ANÁLISIS DEFACTIBILIDAD
FIGURA 9. Metodología a aplicar para el estudio
En base a la figura anterior, vamos a describir los pasos más detalladamente a
seguir y además indicar en que capítulos se los irá realizando:
> Obtener información.- Ese paso se lo ha estado realizando, al enterarse
del tipo de subestaciones que tiene el S.N.T., al realizar la clasificación
respectiva, obtener información preliminar de planos, etc.; es decir lo que
corresponde al capítulo 3.
> Analizar información y realizar mediciones.- Este se lo realizará en el
capítulo 4, donde se muestra una descripción detallada de cada
subestación, aquí se validará o mejorará la información obtenida en el paso
anterior, además se incluirán las mediciones realizadas y curvas de carga
de las subestaciones.
> Detección de potenciales.- Esto se refiere a que en base a las
mediciones y observaciones realizadas en las subestaciones, existen ya,
potenciales soluciones que se podrían aplicar, esto se desarrolla en el
capítulo 5. Donde ya se tabulan los datos y se dan soluciones.
40
> Estimación de beneficios y análisis de factibilidad.- Se refiere cuando
dinero se puede ahorrar y la practicidad de las soluciones, lo cual
corresponde al capítulo 5 y 6, en este último se incluirán las conclusiones y
recomendaciones.
Lo anteriormente descrito corresponde a un breve resumen de las actividades que
se van ir realizando.
A continuación se da a conocer las actividades típicas que se realizarán en las
visitas a tas subestaciones:
1. Verificación de los planos obtenidos en la primera etapa; para actualizarlos,
debido a la diversidad de las instalaciones, así como a la falta de
información actualizada por las últimas ampliaciones realizadas en las
subestaciones; ya que los planos que posee TRANSELECTRIC SA,
pertenecen a planos de construcción generalmente, donde no se incluyen
las actualizaciones posteriores, por lo tanto es muy importante la visita
personal a las diferentes subestaciones.
2. Mediciones de variables eléctricas durante dos períodos definidos
previamente: el primero para las horas de la mañana o tarde, donde se
puede observar el consumo de las cargas que permanecen funcionando
durante todo el día (cuando la subestación opera en condiciones
normales); y el segundo período por la noche, donde se incluyen
principalmente fas cargas de iluminación de patios y calles de la
subestación; con estos dos períodos se conoce el comportamiento diario
de la subestación. Las magnitudes a medir serán: voltaje, corriente por
fase, potencia consumida por fase y por carga; adicionalmente se
recogerán las lecturas de los medidores de auxiliares y datos de placa de
las principales cargas de auxiliares. Para más información ver la
descripción de cada subestación.
41
3. Recorrido por todas las áreas de la subestación para analizar y evaluar el
estado actual de los servicios de auxiliares; en especia! de los sistemas de
aire acondicionado, iluminación y calefacción de cada subestación.
4. Se procedió a la indagación del tiempo y modo de funcionamiento de las
principales cargas de auxiliares que posee la subestación a los operadores
de turno, que proporcionaron una información valiosa para determinar
opciones de ahorro de energía y demás beneficios.
42
DESCRIPCIÓN
Una vez seleccionadas las subestaciones para nuestro estudio, mediante todas
ias justificaciones antes anotadas, y además propuesta la metodología a aplicar
para la recolección de la información, se procedió a la visita de cada una de las
subestaciones.
Primeramente hablaremos algo breve sobre los diagramas unifilares típicos de las
subestaciones.
La elección del diagrama unifilar de una subestación depende de las
características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza
dicha subestación en el sistema. Por otra parte, en la realización de un mismo
diagrama de conexiones, se pueden adoptar diferentes disposiciones
constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función del
tipo de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de ta
instalación, del aspecto de la instalación, etc.
Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y
económico de una instalación son los siguientes:
a. Continuidad de servicio
b. Versatilidad de operación
c. Facilidad de mantenimiento de los equipos
d. Cantidad y costo de! equipo eléctrico
Existen muchos tipos de diagramas, pero nos centraremos básicamente en dos
que son los más utilizados en las subestaciones del S.N.T., y son:
43
> Diagrama con un juego de barra principal y uno de barra de
transferencia. Esta es una alternativa donde la posición de transferencia
se utilizan para sustituir, a través del interruptor de transferencia, cualquier
interruptor que necesite mantenimiento. Este modelo generalmente se
utiliza para las subestaciones de 138KV y 69KV del S.N.T.
Entre las principales características tenemos:
• En condiciones normales de operación, todas las líneas y bancos de
transformadores se conectan a la Barra Principal. Con este
diagrama se obtiene buena continuidad de servicio.
• Los arreglos con interruptor de transferencia logran mayor
flexibilidad de operación, aunque aumentan las maniobras en el
equipo.
• Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento a cualquier
interruptor, conectando el interruptor de transferencia, cabe destacar
que en condiciones normales, éste interruptor pasa abierto o
desconectado.
> Diagrama con doble juego de barras o barra 1 y 2. El diagrama tiene
como característica principal que la mitad de las líneas y transformadores
se conectan a un juego de barras y la otra mitad a otro juego. Este modelo
es muy utilizado en las subestaciones de 230KV.
Entre las principales características tenemos:
• Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno
debido a que por cada interruptor que necesite revisión se tiene que
desconectar el transformador o línea correspondiente.
• La subestación, en condiciones normales, se opera con el interruptor
de acoplamiento y sus dos seccionadores en posición cerrado, de tal
manera que, en caso de una falla en uno de los juegos de barras, el
otro sigue operando, trabajando la subestación a media capacidad,
mientras se efectúan las maniobras necesarias para librar Jas
cuchillas de todos los circuitos de las barras dañadas dejando la
44
subestación conectada al juego de barras en buen estado, mientras
se reparan las barras afectadas.
• Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar
el circuito correspondiente, lo cual representa una desventaja para
este diagrama.
• Este arreglo es un 30% más caro que el tratado en el caso de un
juego de barras.
4.1 SUBESTACIÓN "VICENTINA"
4.1.1 INFORMACIÓN
La subestación Vicentina pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del S.N.T.,
su función principalmente es de enlace con la parte norte del país (Imbabura y
Carchi); por lo tanto es una subestación de 138KV, tiene como líneas de entrada
a la subestación las siguientes: Santa Rosa, Muíalo (vienen del sur del país) y
Guangopolo (del valle); y las líneas que salen de la subestación son: Ibarra 1 e
Ibarra 2 (van al norte del país). El voltaje en el secundario es 46 kV que va a la
subestación adjunta de la E.E.Q. para la distribución en la ciudad de Quito.
La importancia de esta subestación radica en que, cuando exista una
contingencia grave, y la subestación se vea imposibilitada de operar, la
transmisión a la parte norte del país se afecta, y por lo tanto sin suministro de
energía eléctrica a esa zona del Ecuador.
A continuación presentamos datos técnicos de las líneas.
45
NOMBREDÉLALÍNEA
-Sta.Rosa-Vi cantinaMuíalo -VicentinaGuangopolo- VicentinaVicentina -Ibarra
CAPACiD.DETRANSItfL
MVAÍD112
112
112
112
TOPOLOGÍA
R
R
R
R
VOLTAJE
KV{2}138
138
138
138
LOMG
Kra18.5
74
7
80
# DECIRC.
1
1
1
2
TIPOCOHDUCTORASCR^
477
477
477
477
FECHA iINÉCIOOPERAC,
1978
1977
1977
1980
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
La subestación tiene un sistema de Barra principal y Barra de transferencia; cada
línea tiene sus seccionadores y disyuntor, además tenemos la posición de
transferencia. Para más detalles ver el diagrama unifilar de la subestación.
ANEXO 1-1.
Posee dos transformadores llamados T1 y T2, cuyos datos técnicos presentamos
a continuación:
DESIGNAC.
T1
T2
TfPQ«D ,
*
T
T
«ARCA
f
FEDERAL
PIONER
FEDERAL
PIONER
P
OA
33
33
OTEN(MW
FA,
44
48
CJA :« -X
FOA
44
48
TIPO
ENF8IAMIENTOONAN/
ONAF
ONAN/
ONAF
Plti
,OA
11
11
ore=RCM(«MFA,
14
14
JC1A«?IO
V 'FOA
14
14
VOLTAJE
KV
138/46
/13.8
138/46
/13.8
UPOCONEXIÓN
•• '
YYD
YYD
NOTAS: (1) T = Transformador y A = Autotransformador
Una vez conocida técnicamente la subestación, ahora describiremos físicamente,
esta subestación se halla ubicada en la parte NORTE-OCCIDENTAL de la ciudad
de Quito, en el barrio la Vicentina, posee un edificio de una planta en donde se
ubican toda la operación de la subestación; es decir: sala de control, paneles,
cargadores; y tiene dos patios: de los transformadores y el patio de 138KV. Para
más detalles ver ANEXO 2-1.
4.1.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.1.2.1 Tipo de alimentación AC y DC
La alimentación de alterna para auxiliares, viene dos tipos: La principal que viene
del terciario del transformador T2 a 13.8 KV (Delta), y la alimentación alternativa
de la línea de distribución de la E.E.Q., a 6.3 KV (Delta); se puede deducir
entonces que cuando el T2 esta fuera de servicio, el suministro de auxiliares viene
de la línea de distribución de la E.E.Q., siempre y cuando el T1 no este fuera de
servicio, ya que la subestación adjunta de ia E.E.Q., se alimenta de los dos
transformadores T2 y T1. Para cada alimentación se tiene un transformador de
Servicios Auxiliares (SS.AA.), que para el caso del terciario tiene las siguientes
características: 75 kVA ,13.8kV/208-120V y para la alimentación de la línea de
distribución es de: 75 KVA, 6.3 kV/208-120V.
Las dos alimentaciones van a un tablero de conmutación automático, que
selecciona una de ellas, en condiciones normales la alimentación principal
siempre se la toma, de allí pasa al tablero de distribución de 2Q8/120V, para las
diferentes cargas de alterna, entre ellas tenemos los cargadores-rectificadores,
los cuales nos entregan el voltaje DC, para lo cual tenemos dos rectificadores
(BC1 y BC2) de 125 VDC y dos rectificadores (BC3 y BC4) a 48 VCC. La
alimentación de 125 VDC va a ia barra de distribución para cargas de continua y
la de 48 VCC a la barra de comunicaciones.
Adicionalmente se tiene dos bancos de baterías con las siguientes características:
DESiO;;NACIÓ *
N <
B-1 IB-2
WSPU -; ,
- -•• -
Plomo acidaacida
MARCA
v !
••
DUNCANC&D
»CELDAS
6024
CAPACIDADA-h '
240560
!*£<S»«BIDEQPERACIÓM
H -,
88
47
Para más detalles de las cargas ver el ANEXO 3-1. Un detalle importante a tomar
en cuenta es que de los tableros de AC y DC, sale el suministro de servicios
auxiliares para la subestación adyacente que pertenece a la E.E.Q.; es un dato
válido para tomar en cuenta cuando se desee optimizar el consumo.
4.1.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo a! ciclo de trabajo
Primeramente vamos a definir 3 tipos de cargas de alterna que generalmente
existen:
> Cargas Permanentes.- Son aquellas que funcionan durante un período
determinado y generalmente constante en el día. Es decir cumplen cierto
horario de funcionamiento al día.
> Cargas Discontinuas.- Son aquellas que operan cuando sean necesarias
solamente, es decir que no tienen un período regular de funcionamiento.
> Cargas Especiales.- Son aquellas que rara vez funcionan, generalmente
permanecen desconectadas, casi todo el tiempo, pero son de vital
importancia para el buen funcionamiento de la subestación.
De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Vicentina", se ha
agrupado las cargas de alterna de acuerdo a la clasificación anterior:
TK*Q5PERMAttBiTSS ;i
CalefactoresgabinetesGabineteTransformador 1GabineteTransformador 2IluminaciónproteccionesIluminación casa decontrol, Circuito 1Iluminación casa de
i BE CAR<3ASOEALTíOÍSCONTIf tí AS ^- -
Tomas edificio,Circuito 1Tomas edificio,Circuito 2Tomas patio 1 38 KV
Tomas tableros CA yCCTomas radio, biblioteca
ESNA"• x"'€S^EC?tftL'Cargador de Baterías-125VCCCargador de Baterías-48VCC
48
control, Circuito 2iluminación Tableros,Circuito 1Iluminación Tableros,Circuito 2Iluminación EdificioexteriorIluminación patio 138KVIluminación patiotransfor. T1 y T2Cargador de Baterías- 125VCCCargador de Baterías-48VCCCasa guardiánServicios auxiliaresDÚPLEXUTRServicios AuxiliaresE.E.Q.D
NOTA: (*) Se suministra alimentación de auxiliares a la E.E.Q., tanto de alterna
(208 VCA), como de continua (125 VCC).
En lo que tiene que ver con las cargas de continua, no es necesario realizar una
clasificación parecida a la anterior, ya que estas permanecen siempre
funcionando, a excepción de las siguientes cargas:
> Motores de los seccionadores (en continua)3
> Alumbrado de emergencia.
La primera operará cuando sean necesarias maniobras en el patio, y la segunda
cuando se pierda la alimentación de Servicios Auxiliares, y entren a funcionar
solamente las baterías. Además de que un incremento de estas cargas
(continuas) se pueden notar, con el incremento de la demanda del cargador de
baterías.
A Excepción del disyuntor de la posición ibarra 2, que opera con voltaje alterno
49
En base a esta clasificación, más adelante podremos determinar la influencia de
cada grupo sobre la curva de carga, y así poder plantear soluciones para poder
reducir el consumo.
4.1.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas.
Ahora en base a datos que se toman del consumo de auxiliares, se puede
determinar una curva de carga, cabe tener presente que la curva de carga de una
subestación como se puede deducir fácilmente, no diferirá grandemente en todos
los días, ya que ia subestación esta permanentemente funcionando y con una
carga constante.
Con el nuevo modelo del sector eléctrico, ahora se facturará el consumo de todas
las subestaciones, con este objetivo TRANSELECTRIC a tratado de modernizar la
medición del consumo instalando medidores digitales en la mayoría de
subestaciones bajo su cargo. La política de la empresa es tomar el tercer
miércoles de cada mes, el consumo de auxiliares hora por hora.
Para nuestro estudio, se ha tomado la estadística desde el mes de Octubre 2000
hasta Enero 2001. Con los datos que constan en el ANEXO 4-1, obtenidos del
medidor de la Vicentina se tiene la siguiente curva de carga:
CURVA DE DEMANDA DE CARGA -SUBESTACIÓN "VICENTINA"
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 241 2 3 4 5 6 7 8
-á^ Noviembre 15,2000 Octubre 18,2000 -»- Diciembre 2D. 2000 -«-Enero 17. 2001
50
ANÁLISIS DE LA CURVA:
Primeramente vamos a deducir cual sería una curva de demanda de carga típica
en una subestación, la cual va estar formada por tres tipos de cargas:
• Demanda Base: Es aquella demanda que esta presente las 24 horas del
día, y por lo tanto es aproximadamente constante para cualquier instante
que se la mida. Constituye la base de la curva de demanda.
• Demanda por Iluminación: Es obvio deducir que esta demanda se
incluirá a la curva, en el horario de 18:00 a 6:00, es decir
aproximadamente 12 horas en un día. En una curva típica se mostrará un
incremento al inicio y al final de la curva de demanda de carga.
• Demanda aleatorias: En esta se incluyen principalmente los enfriamientos
de los transformadores el cual va a depender del flujo de potencia por el
transformador, condiciones climáticas en la subestación, operaciones por
mantenimiento o fallas; otra carga a destacar tenemos que son: motores
de seccionadores y compresores de los disyuntores, entre las más
importantes. En la curva se presentarán como pequeños sobresaltos de
corta duración.
Se ha tomado el consumo 4 meses para tener una idea más clara de la curva de
esta subestación, como se puede dar cuenta la curva del mes de Diciembre, se
encuentra un poco fuera de lugar, especialmente en las primeras horas del día,
pero a partir de las 8:00am retoma la forma típica de la curva; esto error se puede
explicar por una falla humana al tomar las lecturas, ya que es poco probable que
haya fallado el medidor El resto de meses presentan una tendencia
aproximadamente igual, y con esto podemos concluir como datos preliminares de
esta subestación los siguientes:
DEMANDA BASE = 13 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 23 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 10 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 410 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 12.3 MWh/mes
51
Ahora bien, vamos a determinar la influencia de ias cargas de auxiliares antes
clasificadas de acuerdo a su ciclo de trabajo, en la curva de demanda general.
Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la principal influencia estará
dado por las cargas permanentes, ya que estas están presentes en diferentes
partes del día, o a veces todo el día y con horarios definidos. El resto de cargas
como son: discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán
representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.
Se ha medido el consumo de cada carga de los servicios auxiliares, como se
puede ver en el ANEXO 5-1, de estos resultados se ha formado para el caso de la
Subestación "Vicentina", los siguientes grupos:
> Gabinete transformador T1 y T2
> Calefactores
> Iluminación
> Cargadores de Baterías (48V y 125V)
> SS.AA. paraE.E.Q.
> Otros
Ahora, bien en base a la clasificación anterior de las cargas y para un día
cualquiera, se obtiene los siguientes datos:
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN
GRÜPOS-CARGAS
2.98
2.857.732.331.422.25
HORAS í310f>£RAG{ÓW IIWERGIAKWH
9:OOAM -10:OOPM (13 horas)NUNCA ARRANCA
24
6:OOPM - 6AM (12 horas)24
24
6:DOPM - 6AM (12 horas)
38.74
1.96 24
100.00
53
ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:
El primer gráfico muestra, la influencia de los diferentes grupos sobre la demanda
máxima de la subestación. En el caso de la subestación Vicentina ésta se
presenta en la noche, se puede concluir que los grupos que más demanda
requieren son: iluminación 36%, enfriamiento T1 14%, calefactores 13%, etc. Lo
cual nos induce a pensar que una forma de ahorrar energía comenzaría por
disminuir el porcentaje de influencia de la iluminación.
En segundo gráfico, en cambio se trata de dar a conocer la influencia en
consumo(KWH) durante todo el día de los mismos grupos, arriba señalados; es
decir si nosotros tenemos un consumo en el día determinado, y queremos saber
que cargas y en que orden influyen más sobre éste. Para la subestación
Vicentina, se puede notar que la iluminación sigue prevaleciendo sobre las
demás.
Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer soluciones para mejoras la
funcionalidad de los servicios auxiliares.
4.2 SUBESTACIÓN "SANTA ROSA"
4.2.1 INFORMACIÓN
La subestación Santa Rosa pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del
S.N.T., cumple dos funciones principalmente, la primera pertenece al anillo de
230KV y la segunda también es una subestación de enlace para 138KV; su
importancia es alta, ya que una falla en esta subestación provocaría dejar sin
suministro de energía a Quito y la zona norte del país (ya que una línea de 138KV
va a la subestación Vicentina). Ésta tiene un patio para fa llegada y salida de
líneas de 230KV, otro para las barras de 230 KV, otro para el ATU
(Autotransformador 230/138/13.8KV) y reactores RCX y RCW; y un último patio
donde están ubicadas las barras de 138 KV y las líneas de salida.
54
Adicionalmente se halla e! TRN (138/69/13.8KV) que suministra el voltaje a la
subestación Epiicachima y el Transformador MÓVIL (138/69/46), también para la
E.E.Q.
Las líneas de transmisión son las siguientes:
230 KV:
Líneas Totoras 1 y Totoras 2 (vienen del sur del país, de la Subestación Totoras)
Líneas Sto. Domingo 1 y Sto. Domingo 2 (salen a la subestación Sto. Domingo)
138KV:
L1 - Turbina de Gas (viene de la Central Térmica Sta. Rosa - Termopichincha)
Línea Ei Carmen (va a la Empresa de agua potable)
Línea Vicentina (a la subestación Vicentina)
Línea Eugenio Espejo (a la subestación del mismo nombre de la E.E.Q.)
Línea Selva Alegre 2
A continuación presentamos datos técnicos de las líneas.
ÍI0RÍBREDÉLALÍNEA - ; ' '- , - , -Sta. Rosa -TotorasSta. Rosa -Sto.DomingoSta. Rosa -VicentinaSta. Rosa -El CarmenSta. Rosa -EugenioEspejoSta. Rosa -Selva alegre2
CAPACID.,DB"VTRAKSM:' ;MV&(1};342
342
112
No es de!S.N.TNo es delS.N.T.
No es delS.N.T.
TOPOLOGÍA *
-A
A
R
R
R
R
VOLTAJE
K¥{2>230
230
138
138
138
138
LONG
-< * / Jf
-Km110.0978.34
18.5
54
25
25
.*ro£CiR&
2
2
1
1
1
1
-UPO :COND r,UGTORASCfc ,1113
1113
477
636
636
636
FECHAINtCIQOPálAC,
f f
1989
1980
1978
-
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
55
A la subestación se la puede dividir en dos partes principalmente: la de 230 KV y
la parte de 138 KV. En la primera tenemos un sistema de doble barra o barra 1 y
2, cada línea tiene su disyuntor y seccionadores asociados) además tenemos una
posición de transferencia y la posición, que sale al ATU. Luego del
autotransformador llega conjuntamente con la línea de la turbina a gas, al sistema
de barras de 138 KV, en este patio de 138KV tenemos el modelo de barra
principal y barra de transferencia, de allí salen las líneas de 138 KV y al
transformador TRN y autotransformador MÓVIL, para alimentar a la E.E.Q.
Para más detalles ver el diagrama unifüar, en el ANEXO 1-2.
Entonces tenemos dos autotransformadores llamados ATU y MÓVIL; y un
transformador que se lo conoce como TRN, cuyos datos técnicos presentamos a
continuación:
DESIONAC*
\U
TRN
MÓVIL
TIPOai
-
A
T
T
«ARCA
f
- - - - ,
OSAKA
LE.L
MITSUBISHl
m
OA
225
45
OT£N
FA
300
60
CÍA
^FPA
375
75
30
TIPODEBJFRS ;AMIEN
ONAN/ONAF/OFAFOA/FA/FAFOA
Pl
,
OA
60
15
-—
$Tm:RCU(MV.FA
80
20
—
ICiA\KK>q :..FQA
100
25
10
VOLTAJE i
KV
230/138/13.8
138/46/13.8138/69/46
TWQ ,COMÍ ;XIÓN
- - -
YYD
YYD
YYD
NOTAS: - . (1) T = Transformador y Á = Autotransformador
Esta subestación se halla ubicada en la parte SUR de la ciudad de Quito, en el
barrio Cutuglahua, su superficie, posee un edificio de dos plantas en donde se
ubican toda la operación de la subestación; es decir: paneles, medición,
cargadores, oficinas, taller. Para más detalles ver el plano de distribución del área
ANEXO 2-2.
56
4.2.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.2.2.1 Tipo de alimentación AC y DC
Por ser esta una subestación de gran importancia como lo hemos hecho notar
anteriormente, el suministro de voltaje para Servicios Auxiliares, debe ser
meticuloso, de allí que posee las siguientes alimentaciones para AC:
> Aumentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATU y TRN)
> Alimentación alternativa 23 KV (línea de red pública E.E.Q.)
> Alimentación de Emergencia 208/120V (Generador Diesel)
Para la alimentación principal que vienen de los terciarios del ATU y TRN, se
selecciona uno con un conmutador mecánico; y pasa a través del transformador
T1 (de auxiliares) cuyas características son: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a
la barra del tablero Pl; por el otro lado llega la línea de distribución a 23 KV, pasa
a través del T2 (de auxiliares) 300 KVA, 23KV/480-277V, de igual forma va a la
barra del P1; ailí mediante un conmutador automático se selecciona una de las
entradas. Del tablero P1 se distribuyen para los otros tableros de AC (P2, P3, P4).
Cabe destacar que del tablero P1, sale del terminal 8, para un transformador T3
(reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-120V, a ese nivel de voltaje se
alimenta e! tablero P8, es decir las cargas conectadas a ese tablero trabajan con
menor voltaje.
En conclusión existen dos tipos de voltajes de alterna; 480 y 208 VAC, voltaje
fase-fase. Para alimentar las diferentes cargas de alterna de la subestación.
Cuando falla la alimentación principal, enseguida entra la alimentación alternativa
(línea de red pública), además se enciende el generador auxiliar; al notar éste que
el voltaje es adecuado se apaga; en el caso que el relé de bajo voltaje detecte mal
voltaje o ausencia, desconecta ia alimentación alternativa y permanece prendido
el Generador de Diesel. Lo que lamentablemente en la práctica no funciona, ya
que el Generador se halla descompuesto, por causa de un problema mecánico.
57
Adicionalmente como la Línea de red pública, viene de la E.E.Q., que a su vez es
alimentada por Sta. Rosa, en caso de falla de la subestación, la alimentación de
AC para Servicios Auxiliares sería nula, adicionalmente a esto como los
seccionadores funcionan exclusivamente con AC, quedaría toda la subestación
deshabilitada; caso muy crítico tomando en cuenta que la Subestación es muyimportante para el S.N.I.
Luego del tablero P8, se toma para los cargadores-rectificadores de 125 VCC
(BC1 y BC2); y para los cargadores de 48 VCC (BC3 y EA.31). En esta
subestación funcionan los dos cargadores de Baterías de 125 VCC y también los
dos de 48 VCC; cabe señalar que el EA.31 es de uso exclusivo del CENACE,
para comunicaciones y acciones de control.
Adicionalmente se tiene tres bancos de baterías con las siguientes características:
Plomo acidacida
Plomo
NOTA: (1) Cada celda es de 4 Voltios.
Para más detalles de las demás cargas de auxiliares ver el plano de ServiciosAuxiliares, ANEXO 3-2.
4.2.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo
De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Sta. Rosa", se ha
agrupado las cargas de alterna en base a la clasificación ya conocida:
58
TIPOS DE CARGAS DE ALTERNAPERMANENTES
Enfriamiento ATU(A,B,C,R)Enfriamiento TRN
Enfriamiento MÓVILCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2CalefactoresSintonizadores 138KVCalefactoresseccionadores 230KV,Líneas Totoras 1 y 2Calefactores divisoresde potencial, línea230KVCalefactores divisoresde potencial, Barras230KVCalefactoresSeccionadores 89-1U1,1U3,1U5Iluminación patio138KVy46KVIluminación callessector 1 38 KV
Iluminación patio ycalles sector ATU
Iluminación patio230KV
Iluminación callespatio 230KVRegulador de voltaje yde IluminaciónCargador de Baterías-125VCC(BC1)
DISCONTINUASSeccionadores yDisyuntor Totoras 1 y2Seccionadores yDisyuntorAcoplamiento
Seccionadores yDisyuntor ATU (52-2U2)Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 1Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 2Seccionadores ydisyuntor El Carmen
Seccionadores ydisyuntor Vicentina
Seccionadores ydisyuntor Selva Alegre2Seccionadores ydisyuntor EugenioEspejoSeccionadores ydisyuntor TRNSeccionadores ydisyuntorTransferenciaSeccionadores ydisyuntor Turbina aGasSeccionadores ydisyuntor ATU (52-1U2)Disyuntor Reactor 7W2y 7X2Planta tratamiento deaguaBomba pozo profundo
ESPECIALESTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite TRN
Bomba contraincendios
59
Cargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías- 48VCC (BC3)Cargador de Baterías-48VCC(EA.31)
Bomba agua pozo
Taller
Tomas patio 138KV
Tomas patio ATUGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia
Como se puede ver la operación de los seccionadores se realiza en base a
motores de AC, de allí se deduce que es necesario un permanente suministro de
alterna.
En base a esta clasificación, más adelante podremos determinar la influencia de
cada grupo sobre la curva de carga, y así poder plantear soluciones para obtener
reducir el consumo.
4.2.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas.
Ahora en base a datos que se toman del consumo de auxiliares, se puede
determinar una curva de carga, cabe tener presente que la curva de carga de una
subestación como se puede deducir fácilmente, no diferirá grandemente en todos
los días, ya que la subestación esta permanentemente funcionando y con una
carga constante, en esta de operación normal.
Con los datos obtenidos del medidor electromecánico4 de Santa Rosa, para el
período de Octubre 2000 hasta Enero 2001, los consumos de cada mes consta
en el ANEXO 4-2, entonces se tiene la siguiente curva de carga:
Es la única subestación que hasta el momento (15/febrero/2001), el registro del consumo se lo
toma del medidor electromecánicx), ya que el digital se halla en pruebas, el resto de subestaciones
posee medidores digitales QUAD 5S/6S.
60
CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "SANTA ROSA"
120
100
2 3 4 5 6 7 6 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
- Noviembre 15. 2DOO -•»- Diciembre 20. 2000 Octubre 1S. 2000 ¡
NOTA IMPORTANTE: No se tomó los datos del mes de Enero ya que no
corresponden con la realidad del consumo. Las mediciones de este mes se
las realizó con el medidor digital recientemente instalado, pero como sus
lecturas no fueron coherentes, se lo tiene bajo pruebas.
Como se puede notar, existe poca lógica en las curvas que se obtiene de los
meses anteriores, por lo tanto resulta difícil determinar el comportamiento de los
servicios auxiliares, en la Subestación Santa Rosa; esto se debe principalmente a
dos razones: La primera por que las lecturas de consumo se los realiza en un
watihorímetro electromecánico que seguramente se halla descalibrado y no refleja
fielmente el consumo de energía. Y segundo mientras no entre a funcionar
plenamente el medidor digital instalado, no se tiene una adecuada apreciación del
consumo.
Con la visita técnica realizada y mediante las mediciones de la demanda de las
diferentes cargas de auxiliares, podemos decir que la Subestación Santa Rosa
presenta las siguientes características:
DEMANDA BASE - 40 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 54 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 14 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 950 kWh/día (según las
mediciones realizadas carga por carga)
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 1216 kWh/día (según las lecturas
de medidor electromecánico)
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 28.5 MWh/mes (según las
mediciones realizadas carga por carga)
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 36.48 MWh/mes (según las
lecturas de medidor electromecánico)
Ahora bien, vamos a determinar la influencia de las cargas antes clasificadas en
la curva de carga general. Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la
principal influencia esta dado por las cargas permanentes, ya que estas están
presentes en diferentes partes del día, o a veces todo el día. El resto de cargas
como son: discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán
representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.
Se ha medido el consumo de cada carga de los servicios auxiliares, como se
puede ver en el ANEXO 5-2, de estos resultados se ha formado para el caso de la
Subestación "Santa Rosa", los siguientes grupos: -
> Enfriamiento ATU, TRN y MÓVIL
> Calefactores
> Iluminación patios y calles subestación
> Regulador de voltaje
> Cargadores de baterías
> Otros
Agrupando los consumos de acuerdo a la clasificación anterior, se tiene el
siguiente cuadro y gráficos:
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL PIARÍA DE LA SUBESTACIÓN
GRUPOS* CAIGAS POTENCIA
KWHORASOE OPERACIÓN
KWB6.8 10:OOAM-10:OOPM(12 horas) 81.6
6.72 10:OOAM-10:OOPM(12 horas) 80.64
1.87 6:OOPM-10:OOPM(4 horas) 7.487.55 24 181.2
14.62 12 175.44
10.35 24 248.44.35 24 104.40.86 24 20.64
0.85 24 20.4 zm
TOTAL 100
(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de las
demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000, Enero 2001 y
por información de los operadores de las subestaciones.
GRÁFICOS DE INFLUENCIA
INFLUENCIA POR POTENCIA
Cargador EA31Ca rgadores de 2% Otros
baterías -^ L^ 2%8%
Enfriamiento ATU13%
Regulador deVoltaje
19%
Iluminación patios ycallessubest
27%
Enfriamiento TRN12%
Enfriamiento MÓVIL3%
Calefactores14%
63
INFLUENCIA POR ENERGÍA
Cargador EA31
Cargadores debaterías
11%
Otros2% Enfriamiento ATÜ fc. ^^ TRN
** f 9%
Regulador deVoltaje
27%
Enfriamiento MÓVIL1%
Iluminación patiosy calles subest
19%
Calefactores20%
ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:
El primer gráfico muestra, la influencia de ios diferentes grupos sobre la demanda
máxima de la subestación. En el caso de ta subestación Santa Rosa esta se
presenta en la noche, corno en la mayoría de todas las subestaciones,
ocasionada esta demanda máxima por la iluminación, ésta constituye el 27%,
seguida por el Regulador de voltaje con 20%, y luego por enfriamientos del ATU
y TRN con igual porcentaje (13%), etc. Lo cual nos induce a pensar que una
forma de ahorrar energía comenzaría por disminuir el porcentaje de influencia de
la iluminación.
En segundo gráfico, en cambio se trata de dar a conocer la influencia en
consumo(KWH) durante todo el día de los mismos grupos, arriba señalados; es
decir si nosotros tenemos un consumo de un día determinado, y queremos saber
64
que cargas y en que orden influyen más sobre éste. Para la subestación Santa
Rosa, se puede notar que el grupo de mayor influencia es: Regulador de Voltaje
(30%), seguido por la iluminación (20%) y los calefactores (15%); en este caso a
pesar de que el regulador de voltaje necesita menos potencia, para operar, pero
como pasa funcionando más horas al día, entonces consuma más energía que la
iluminación.
Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer soluciones para mejoras la
funcionalidad de los servicios auxiliares.
4.3 SUBESTACIÓN "PUCARÁ'1
4.3.1 INFORMACIÓN
La subestación Pucará pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del S.N.T.,
como se encuentra junto a la generadora HIDROPUCARA fue escogida para el
análisis, en la época de INECEL la subestación y la central eran un solo complejo,
pero ahora con el nuevo modelo; la subestación de 138KV paso a manos de
TRANSELECTRiC y la central pertenece a HIDROPUCARA; como se puede
deducir el suministro para ¡os Servicios Auxiliares de la Subestación está dada por
la generadora, más adelante lo explicaremos detalladamente. De la subestación
Pucará salen dos líneas de transmisión que son; Muíalo y Ambato. A
continuación presentamos datos técnicos de las líneas.
NOMBREDÉLA D
TOPoto;fia*
LOfliS # DE UPO; *COND -UCTÍSR OPERA
Pucará -Ambato
112 R 138 27.74 477 1977
Pucará -Muíalo
112 R 138 35 1 477 1977
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
65
La subestación tiene un sistema de doble barra: Barra principal y Barra de
transferencia; cada línea tiene sus seccionadores de transferencia; y su disyuntor
asociado. Ver el diagrama unifilar en el ANEXO 1-3., para más detalles.
Con el nuevo modelo eléctrico, los límites operativos en este caso están dados de
la siguiente forma: Los transformadores elevadores de voltaje 13.8KV/138KV
pertenecen a HIDROPUCARA, los transformadores de servicios auxiliares de
13.8KV/220V, los cargadores de Baterías de 125 VCC de igual forma. Por lo tanto
en la sala de control donde se maneja la operación de la Central se tiene los
tableros de manejo de la subestación también; que en condiciones normales no
presenta ningún tipo de operación, de allí que la supervisión de la subestación se
halla a cargo por el momento de HIDROPUCARÁ, TRANSELECTRIC por su parte
se debe preocupar del mantenimiento de la subestación.
Esta subestación se halla ubicada en la Provincia de Tungurahua, junto a la
Generadora HIDROPUCARA, la subestación se halla dentro de las instalaciones
de la Central Pucará, la operación de la subestación la realiza el personal de la
generadora, ya que comparte un solo tablero de operación, y además que sería
ineficiente mantener un personal de TRANSELETRIC allá.
Para tener una idea de la distribución del área ver el plano adjunto, ANEXO 2-3.
4.3.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.3.2.1 Tipo de alimentación AC y DC
Como ya dijimos anteriormente los servicios auxiliares que pertenecen a
TRANSELECTRIC para e! manejo de la subestación, se los obtiene de la Barra
General de SS.AA. de ia casa de máquinas de HIDROPUCARA, de igual forma se
tiene ciertas cargas en continua de la Barra General de continua, que son usadas
en la operación de la subestación y finalmente los cargadores de baterías de
48VCC para comunicaciones pertenecen a la Subestación es decir a
TRANSELECTRIC, y por lo tanto todas sus cargas relacionadas.
66
A continuación, se va a describir que tipo de aiimentacióri se tiene para los
servicios auxiliares de la central. Primeramente la alimentación principal esta dada
cuando alguna o las dos turbinas de la central están generando, cada una tienen
un transformador de auxiliares de las siguientes características: 300KVA,
13.8KV/220-127V, luego existe un interbloqueo para seleccionar una de ellos,
luego va a la barra general de servicios auxiliares de la casa de máquinas, allí se
conectan todas las cargas de alterna, tanto de la central como de la subestación,
de una posición de esta barra, sale a través del interruptor 24-E, a un
transformador T1 de 225KVA-220/13.8KV y de allí a otro transformador T2 de
300KVA-13.8KV/220V, el lado de baja tensión de éste transformador esta
conectado al generador de emergencia a través del interruptor 24-D, de este lado
se toma para alimentar la iluminación de la subestación.
Al lado de 13.8KV, del T1 y T2, llega ia línea de la red pública, de la Empresa
Eléctrica de Ambato. En conclusión la central HIDROPUCARA, posee tres tipos
de alimentaciones para sus servicios auxiliares y los de TRANSELECTRIC, que
son: el principal por las unidades 1 y 2; la alimentación alternativa por la Empresa
distribuidora Ambato y la de emergencia por su generador auxiliar Diesel. Para
más detalles por favor ver el ANEXO 3-3.
4.3.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo
Del tablero General de Servicios Generales de la Casa de Máquinas, se han
seleccionado las cargas que pertenecen a TRANSELECTRIG, y la clasificación de
acuerdo al tipo de carga es la siguiente:
, , , .. , .. f tr^«
PERMANENTESCalefactores yFuerza, Circuito 1Calefactores yFuerza, Circuito 2Calefactores yFuerza, Circuito 3Iluminación patio138KVCargador de Baterías-48VCC(BC3)
> i-rt Vf*rw*w %/is J-u-ii
DISCONTINUASTomas Fuerza patio138KV
-rM*m - « - ' ; - - - -
; ESPECIALESCargador de Baterías-48VCC(BC3)
67
Como se puede observar, se deduce que ias cargas que pertenecen a la
Subestación Pucará, dan un consumo constante durante un período determinado,
por ejemplo un mes, mientras no existan contingencias fuera de lo esperado, que
hagan operar principalmente a los seccionadores y disyuntores. Otro dato
importante es que los motores de los seccionadores y disyuntores de la
subestación operan con voltaje continuo, entonces mientras todo marche bien, no
operarán y por lo tanto el consumo no subirá.
4.3.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas.
Una coincidencia importante, en nuestro estudio de esta Subestación es que
TRANSELECTRIC, pensaba instalar un medir de auxiliares en esta subestación,
de igual forma como se lo esta realizando en todas las subestaciones del S.N.T. y
por lo tanto el viaje se lo realizo con el Ing. Proaño a comprobar si justificaba o no
la instalación del medidor, y en base a las mediciones de cargas hechas, ver
ANEXO 5-3.
Se pudo deducir que:
1. El consumo que pertenece a la Subestación Pucará, en condiciones
normales es constante. Tampoco se puede decir que el consumo
aumentará grandemente cuando se tenga que operar un disyuntor o
seccionador, ya que estos funcionan totalmente con voltaje continuo
(motores de accionamiento).
2. Que el consumo de la subestación Pucará representa el 4.5% del
consumo total de auxiliares de HIDROPUCARA, y por lo tanto no
justifica realizar una inversión de 1500 USD (costo del medidor a instalar);
más bien se debería optar por un acuerdo en la forma de pago del
consumo de la subestación Pucará a la Generadora HIDROPUCARA.
Salvo el caso que el CENACE exija una medición constante, se tendría que
instalarlo.
68
Como en la centra! H1DROPUCARA no se toma mediciones de consumo de
auxiliares horariamente, sino sólo al final del día y por lo tanto no se tiene esa
estadística; entonces en base a las mediciones y datos obtenidos, se puede
esbozar una curva de carga, sólo de la subestación, como la que se presenta a
continuación.
CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "PUCARÁ"
10
o etu
1 2 3 A 5 6 7 B 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
HORAS (H)
El resto de meses presentan una tendencia aproximadamente igual, y con esto
podemos concluir como datos de esta subestación los siguientes:
DEMANDA BASE = 3.49 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 11.31 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 7.82 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 177.6 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 5.33 MWh/mes
Y también se puede determinar la influencia de las cargas que pertenecen a la
subestación de acuerdo a su consumo sobre el total como se puede apreciar en el
cuadro y gráfico siguientes.
63
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN
[GRUPOS CARGAS POTENC4AVíH
POT, HORAS DE OPERACIÓN ENERGÍAKWH
ENER.
1.35! 24 32.4
0.16 24 3.84
1.26 24 30.24
0.72 24 17.28
Discontinua7.82 6:OOPM-6:OOAM(12 horas) 93.84
100 too
GRÁFICOS DE INFLUENCIA
INFLUENCIA POR POTENCIA
Calefactor y FuerzaCirc.112%
Calefactor y FuerzaOrc.2
1%
Calefactor y FuerzaCIrcJ11%
Cargador Baterías4BVN°1
6%Cargador Baterías
48VPT20%
Tomas de Fuerza S/E0%
Iluminación Patto S/E70%
70
Calefactor yFuerza Circ.1
18%
Calefactor yFuerza Circ.2
2%
Iluminación PatioS/E53%
Ca lefactor yi-Fuerza Circ.3
17%
Cargador Baterías48VN61
10%
Cargador Baterías48VN°2
0%
Tomas de FuerzaS/E0%
ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:
Ef primer y segundo gráficos, se puede apreciar que la influencia más importante
esta dada por la iluminación de la subestación. Ya que en las otras cargas no se
puede influir mucho para reducir su consumo, entonces se podría pensar en tratar
de optimizar el consumo de iluminación.
4.4 SUBESTACIÓN "SANTO DOMINGO"
4.4.1 INFORMACIÓN
La subestación Santo Domingo pertenece a la Unidad de Transmisión
Noroccídental del S.N.T., esta subestación pertenece al anillo de 230KV, de allí su
importancia con el terminó del contrato de concesión a ECUAPOWER, la cual
generaba reactivos al sistema y estaba conectada a través del disyuntor 52-242
71
de la línea Quevedo 1, de va a ia subestación Quevedo; actualmente nueva se
conectó esta línea al sistema. A ia subestación llegan dos líneas de 23QKV, de
Quito que son Sta. Rosa 1 y 2; salen de a la subestación Quevedo, dos líneas del
mismo nombre, Quevedo 1 y 2. En lo que tiene que ver con el patio de 138KV;
tenemos dos líneas que van a la subestación Esmeraldas; y finalmente a nivel de
69KV, tenemos dos líneas Sto. Domingo 1 y 2, que van a la empresa de
distribución de Santo Domingo. A continuación se presenta los detalles técnicos
de las líneas.
NOMBREDÉLALINEA
.. ..
Sta. Rosa -Sto.DomingoSto. Domingo- QuevedoSto. Domingo
Esmeraldas
CAPACiáDÉTRAfISM,
MVAÍD342
353
113.2
TOPOLO,GÍA
-A
A
R
VOLTA4E
KV{2)230
230
138
LQNG
Km78.34
104
154.6
# DECJRC,
2
2
2
UPO.GONDUCTQRA3CR1113
1113
397.5
FECHft iÍNICIOOPERAC.
1980
1980
1981
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
Como ya es común en el resto de subestaciones se tiene para el patio de 230KV,
un sistema de DOBLE BARRA o Barra 1 y 2, para este modelo como se sabe las
posiciones de conectan alternadamente a las barras. Para el caso del patio de
138KV en cambio se tiene un sistema de Barra principal y barra de transferencia,
para éste modelo en cambio todas las posiciones se conectan a la barra principal,
y la posición de transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una
posición a la vez a la barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de
69 KV, para más detalles ver ANEXO
Posee dos autotransformadores llamados ATU y ATR, además en el terciario del
autotransformador de 230KV, se conecta un reactor trifásico RCW que entrega
10MVAR, cuando se los necesite. Un dato importante es que, como en la mayoría
de subestaciones que tienen autotransformadores, estos se forman de
72
transformadores monofásicos (A,B,C) y se tiene otro de reserva (R); pero en esta
subestación no posee el transformador monofásico de reserva, para ninguno de
los autotransformador (ATU y ATR). A continuación presentamos los datos
técnicos del equipo:
DESIGNAC.
ATU
ATR
TIPO(D
A
A
MARCA
OSAKA
OSAKA
POTENCIA,(MVA) ,
OA
100
60
FA
133
80
FOA
167
100
TIPODEENFRIAMIENTO ,OA/FA/FOAOA/FA/FOA
POI NCIATERCIARIO
(MVA)OA
27
16
FA
36
22
FOA
45
27
VOLTAJE
KV
230/138/13.8138/69/13.8
UPOCONEX»6N
YYD
YYD
NOTAS: (1) T = Transformador y A = Autotransformador
La subestación se halla ubicada aproximadamente a 3 Km. antes de llegar a la
ciudad de Santo Domingo, posee un edificio de una planta en donde se ubican
toda la operación de la subestación y oficinas, ya que esta es la oficina central de
la Unidad de Transmisión Noroccidental, donde se realizan las coordinaciones y
operaciones de la unidad. En la terraza de este edificio se ubica el equipo de aire
acondicionado.
Para tener una idea clara de la distribución física, ver el ANEXO 2-4.
4.4.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.4.2.1 Tipo de alimentación AC yDC
De acuerdo al proyecto inicial el suministro de voltaje para los Servicios Auxiliares
debería ser de la misma forma que la Subestación Santa Rosa, es decir, como se
indica a continuación:
> Alimentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATU y ATR)
> Alimentación alternativa (línea de red pública)
> Alimentación de Emergencia 208/120V (Generador Diesel)
73
En esta subestación no se dispone de la alimentación alternativa; entonces en
caso de fallar la alimentación principal, entrará el Generador de Emergencia que
si se halia en funcionamiento.
Entonces tenemos como en la mayoría de subestaciones de los terciarios de los
autotransformadores de potencia (ATU y ATR), en delta a 13.8KV, se selecciona
uno de ellos mediante un interbloqueo mecánico ubicado cerca de los
transformadores de auxiliares, luego pasa a través del transformador T1 (de
auxiliares) de características: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a la barra del
tablero P1; por el otro debería llegar la línea de distribución que actualmente se
halla deshabílitada, en consecuencia el transformador T2 se falla fuera de
servicio; allí mediante un conmutador automático se selecciona una de las
entradas, cabe señalar que este posee un interbloqueo con el generador de
emergencia, en este caso siempre la del terciario. Del tablero P1 se distribuyen
para los otros tableros de 480VAC (P2, P3, P4).
Cabe destacar que del tablero P1 como es común en estos arreglos, sale del
terminal 9, para un transformador T3 (reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-
120V, a ese nivel de voltaje se alimenta el tablero P8, es decir las cargas
conectadas a ese tablero trabajan con menor voltaje, pero mayores corrientes,
adicionalmente tenemos los tableros P7 y P9.
En conclusión existen dos tipos de voltajes de alterna; 480 y 208 VAC, voltaje
fase-fase.
Luego del tablero P8, se toma para todas las cargas de alterna, entre ellas los
cargadores-rectificadores de 125 VCC (BC1 y BC2); y para el cargador de 48
VCC (BC3). Con estos niveles de voltaje de alimentan a las cargas de continua.
Adicionalmente se tiene dos bancos de baterías con las siguientes características:
74
DESIGNACIÓNB1B2
TIPO
Piorno acidaAcida
MARCA
EXIDE -EPULGAR
&C€t£»AS
6024
CAPACIDADA-h
430390
RÉGIMEN DEOPERACIÓN
H;810
Para complementar todas las demás cargas de auxiliares que posee la
subestación, ver ei ANEXO 3-4.
4.4.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo
De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Quevedo", se ha
agrupado las cargas de alterna en base a la clasificación ya conocida:
¡iiiiiiiiilisiiiEnfriamiento ATU(A,B,C)Enfriamiento ATR
Panel aireacondicionado
Calefactores Sintoniz.de línea 230KVCalefactores divisoresde potencial 230KV,LíneasCalefactores divisoresde potencial 230KV,BarrasCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2Calefactores ReactorRCW
CalefactoresSintonizadores delínea 138KVCalefactores
Seccionadores yDisyuntor Sta. Rosa 1Seccionadores yDisyuntor Sta. Rosa 2Seccionadores yDisyuntor ATU(patio230KV)Seccionadores yDisyuntor Quevedo 1Seccionadores yDisyuntor Quevedo 2
Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoDisyuntor ReactorRCW
Seccionadores yDisyuntor ATU(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor Esmeraldas1Seccionadores yDisyuntor Esmeraldas2Seccionadores y
wa^ i i ^ i ^v^ - ---; - - ;- :- ;:- 1: ^^^^^^ ;1:1;
:•:• :-:-:-:>:-:-:-:-:-:-:-É**Mk •*:••* *W¡K-; *;•«•:-".»•• JPJK-. •;-;••.•:-:•;-:•;-:•:• .-
mms^imm/it^^^ímmTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite ATRBomba contraincendios
Cargador de Baterías-125VCC(BC1)
75
seccionadores 138KV
Calefactor equipo decomunicación
Iluminación calles230KV, circuito 1Iluminación calles230KV, circuito 2Iluminación callesautotrans. y casa contIluminación patio230KVIluminación callessector 138KVIluminación patio138KVyautotransf.Iluminación calles69KV y autotransf.Iluminación patio69KVPanel de iluminación yTomas - Casa de ConCargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Planta de tratamiento
DisyuntorTransferenciaSeccionadores yDisyuntor ATR(patio138KV)Disyuntor Línea Sto.Domingo 2Disyuntor Línea Sto.Domingo 1Disyuntor ATR(patio69KV)Disyuntor transferenciaPatio 69KVTomas patio 230KV
Tomas patioautotransf. ATUTomas patio 138KV
Tomas patio 69KV yautotransf. ATRGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia
Como se puede ver la operación de los seccionadores se realiza en base a
motores de AC, de allí se deduce que es necesario un permanente suministro de
alterna. En caso de una falla.
4.4.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas
En base a las estadísticas, de los consumos que los van tomando el tercer
miércoles de cada mes, y como ya es común en nuestro estudio los tomamos
desde octubre 2000 hasta enero 2001, los datos ver en el ANEXO 4-3. En base
a estas estadísticas se tiene la siguiente curva de carga diaria de consumo.
76
CURVA DE DE
eaoo
QOO1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 15 20 21 22 23 24
Octi¿re18,2aQD -4-Nbáentre 15,2000 -e-adentre 2Q 2000 -»-Biero 17,2001
Se ha tomado el consumo 4 meses para tener una idea más clara de la curva de
esta subestación, como se puede notar la tendencia de las cuatro curvas es muy
similar, y cumple las condiciones típicas de una curva de demanda de una
subestación. Es decir entre las 6:00 a.m. hasta las 6:00 p.m., se tiene una
demanda base, en el resto de horas del día se añade la demanda de iluminación.
Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación se tiene los
siguientes:
DEMANDA BASE = 22 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 40 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 18 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 720 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 21.6 MWh/mes
77
NOTA IMPORTANTE: En las curvas de demanda de carga de los diferentes
meses, no se registra el funcionamiento del sistema de aire acondicionado,
ya que justo los días de medición, éste se hallaba apagado. De acuerdo a la
medición hecha en la visita técnica, se pudo determinar que el sistema de
aire acondicionado requiere una potencia de 32kW: ahora bien, dependiendo
de las horas de uso al día, que suponiendo un promedio de 12 horas al día,
la curva de demanda se verá afectada y los nuevos valores serán:
DEMANDA BASE = 54 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 72 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 18 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 1084.68 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 32.54 MWh/mes
Ahora bien, vamos a determinar la influencia de las cargas antes clasificadas en
la curva de carga general. Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la
principal influencia esta dado por las cargas permanentes, ya que estas están
presentes en diferentes partes del día, o a veces todo el día. El resto de cargas
como son: discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán
representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.
De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a la subestación, como
consta en el ANEXO 5-4, se ha formado para el caso de la Subestación "Santo
Domingo", los siguientes grupos:
> Enfriamiento ATT, ATR
> Aire acondicionado
> Calefactores
> Iluminación
> Panel de Iluminación y tomas
> Cargadores de baterías
> Otros
78
En base a la clasificación simplificada de las cargas anteriores de acuerdo a su
consumo, se obtiene la siguiente tabla y gráficos:
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN
GRUPOS-CARGAS POTENCIAKW
POT.%
HORAS DE OPERACIÓNEN £t PÍA jh)
EMERGÍA
6.90 (2) NO OPERANO OPERA
32.00 12
4.93 24
20.71 12
9.42 244.49 240.84 24
(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de
las demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000,
Enero 2001 y por información de los operadores de las subestaciones.
(2) En e( momento de la medición sólo funcionaba los ventiladores de la
fase A del ATU, lo cual es anormal por dos razones: Primera, de
acuerdo al flujo por el transformador y a las condiciones ambientales
no debería funcionar el enfriamiento de ninguna fase; y Segunda
podría estar ocurriendo que los sensores de temperatura de esa fase
se encuentren descalibrados. El funcionamiento de una sola fase
representa una demanda de 2.3KW, pero en nuestra tabla se incluye
como si funcionarán los enfriamientos de las 3 fases.
(3) En el total de potencia demandada y energía consumida se incluye el
sistema de aire acondicionado, en los reportes mensuales de
consumo de auxiliares de TRANSELECTRIC, no se incluye esta carga,
por lo tanto la demanda máxima requerida disminuye a: 47.29KWy la
energía consumida en el día será de: 720.S4KWH; lo cual representa
una reducción del 34.76% del consumo diarlo.
78
Cargadores debaterías
Panel de 6%iluminación L1
12%
Otros*% Enfriamiento ATU
9%
Iluminaciónpatios y calles
subesL26% Calefactores
6%
Enfriamiento ATR0%
& Aire-acondicionado
40%
INFLUENCIA POR ENERGÍA
Cargadores debaterías
10%
Panel deiluminación L1—
20%
Iluminaciónpatios y calles
subesL22%
Enfriamiento ATR0%
Enfriamiento ATU0%
Aireacondicionado
35%
Calefactores11%
80
ANÁLISIS PE LOS GRÁFICOS:
En los gráficos anteriores se ha incluido el uso del aire acondicionado en el día;
ahora bien según datos tomados en la subestación a los operadores, el sistema
de aire acondicionado se lo enciende pasando 3 días y durante 5 horas; lo cual
creo que es una política racional de ahorro de energía. Para el gráfico de
influencia por potencia como se puede ver: el aire acondicionado representa el
40%, seguido por la iluminación de ia subestación 26%, luego panel de
iluminación L1 12%, y a continuación el resto. Con lo cual se quiere dar a conocer
que si se incluye en la medición de auxiliares el aire acondicionado aumentará el
consumo como es obvio.
En lo que tiene que ver con la energía, se han asumido dos datos importantes:
Primero que de acuerdo a las mediciones de flujos por los autotransformadores
ATU y ATR, en éstos no debería funcionador el enfriamiento FA (primera etapa)
en ninguna hora del día; y Segundo para tener una idea más clara de la energía
consumida por el aire acondicionado se ha considerado que este funcione 12
horas en el día; para el resto de cargas se puede considerar que los horarios de
operación son los normales.
Como se puede advertir, nuevamente el aire acondicionado representa el mayor
consumido de energía 35%, luego tenemos de la subestación 22%, y panel de
iluminación 20%, etc. Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer
soluciones para mejoras la funcionalidad de los servicios auxiliares.
4.5 SUBESTACIÓN "QUEVEDO"
4.5.1 INFORMACIÓN
La subestación Quevedo pertenece a la Unidad de Transmisión Noroccidental del
S.N.T., por ser una subestación de 230KV, pertenece al anillo de allí su
importancia, cuando funcionaba ECUAPOWER5 cerca de la subestación Santo
Domingo, la línea Santo Domingo 1(230Kv), se hallaba desconectada del sistema
y esta trabajando como compensador de reactivos (funciona como capacitor), por
81
lo tanto el anillo de 230Kv, se cerraba por una sola línea, la de Santo Domingo 2
que llega a la subestación, tenemos también dos líneas más la Pascuales 1 y 2
que van a la Provincia del Guayas. En lo referente a 138KV, se tiene dos líneas
que vienen de la Central Daule Peripa, que son Daule 1 y 2; finalmente en el patio
de 69KV se tiene dos líneas que van a Quevedo Norte y Sur; a la distribuidora
EMELGUR.
NOMBREDÉLALINEA
Sto.Domingo- QuevedoQuevedo -PascualesQuevedo -
Daule Peripa
CAPACID*DETRAKSM,
MVA(1)353
353
113.2
TOPOLOGÍA
A
A
R
VOLTAJE
KV{2)230
230
138
LONG
Km104
145.3
43.2
# DECIRG.
2
2
2
UPOCONOUCTQRASCR
1113
1113
397.5
FECHAINICIO0PEBAC.
1980
1980
1981(3)
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
(3) Tramo Daule - Peripa hasta el seccionamiento de L/T
Quevedo - Portoviejo entró en operación en 1999.
Como ya es común en el resto de subestaciones se tiene para el patio de 23QKV,
un sistema de DOBLE BARRA o Barra 1 y 2, para este modelo como se sabe las
posiciones de conectan alternadamente, por ejemplo: La línea Sto. Domingo 1 se
halla conectada a la Barra 1; La línea Sto. Domingo 2 a la barra 2; el ATT
(autotransformador) a la barra 1, etc; la posición de acoplamiento suele estar
siempre conectada. Para el caso del patio de 138KV en cambio se tiene un
sistema de Barra principal y barra de transferencia, para éste modelo en cambio
todas las posiciones se conectan a la barra principal, y la posición de
transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una posición a la vez a la
barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de 69 KV, para más
detalles del diagrama unifilar ver ANEXO 1-5.
El 12 de marzo del 2001, se le terminó el permiso de concesión para generar electricidad, por
parte del CONELEC.
82
Posee dos autotransformadores llamados ATT y OSAKA, y un transformador
llamado TRR; es posible que el autotransformador OSAKA salga de la
subestación para ser trasladado a una nueva subestación que se planifica
construir en Chone; pero hasta la visita técnica realizada la disposición esta como
se indica, a continuación presentamos los datos técnicos del equipo:
DESIGNAC,
ATT
TRR
OSAKA
TIPO(1}
A
T
A
MARCA
OSAKA
ITALTRAFOOSAKA
POTENCIA(MVA) ,:
OA
10020
20
FA
13327
27
FOA
167
33
33
TIPODE ;ENFf»AMIENTQOA/FA/FOAOA/FA/FOAOA/FA/FOA
POTENCIA, TERCIARIO
ÍWIVA) *OA
27
20
12
FA
36
20
16
FOA
45
20
20
VDLTAJE
KV
230/138/13.8138/69/13.8138/69/13.8
TIPOCOME,XIÓN
YYD
YYD
YYD
NOTAS: (1) T = Transformador y A = Autotransformador
La subestación se halla ubicada aproximadamente a 3Km. antes de llegar a la
ciudad de Quevedo, posee un edificio de dos plantas en donde se ubican toda la
operación de la subestación; solo se hallan ocupadas ia sala de control y sala de
planos, el resto de las instalaciones de hallan vacías es decir: bodega, taller, y
demás instalaciones.
Para tener una idea clara de la distribución física, ver el ANEXO 2-5.
4.5.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.5.2.1 Tipo de alimentación AC yDC
De acuerdo al proyecto inicial el suministro de voltaje para los Servicios Auxiliares
debería ser de la misma forma que la Subestación Santa Rosa, es decir, como se
indica a continuación:
> Alimentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATT y TRR)
> Alimentación alternativa (línea de red pública)
> Alimentación de Emergencia 208/120V (Generador Diesel)
83
En esta subestación no se dispone de la alimentación alternativa; entonces en
caso de fallar la alimentación principa!, entrará el Generador de Emergencia que
si se halla en funcionamiento.
Adicionalmente a lo anterior, la alimentación principal sólo viene del terciario del
ATT, ya que de los terciarios del TRR o del OSAKA no se tiene conexión, Por lo
tanto el conmutador mecánico que selecciona una entrada siempre se halia en
una sola posición (la del terciario del ATT); luego pasa a través del transformador
T1 (de auxiliares) de características: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a la
barra del tablero P1; por el otro debería llegar la línea de distribución que
actualmente se halla deshabilitada, es decir el transformador T2 se falla fuera de
servicio; allí mediante un conmutador automático se selecciona una de las
entradas, en este caso siempre la del terciario. Del tablero P1 se distribuyen para
los otros tableros de 480VAC (P2, P3, P4).
Cabe destacar que del tablero P1 como es común en estos arreglos, sale del
terminal 8, para un transformador T3 (reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-
120V, a ese nivel de voltaje se alimenta el tablero P8, es decir las cargas
conectadas a ese tablero trabajan con menor voltaje, pero mayores corrientes.
En conclusión existen dos tipos de voltajes de alterna; 480 y 208 VAC, voltaje
fase-fase.
Como ya se indico anteriormente al existir la pérdida de la alimentación del
autotransformador (ATT), enseguida entra el generador auxiliar para tomar carga.
Luego del tablero P8, se toma para todas las cargas de alterna, entre ellas los
cargadores-rectificadores de 125 VCC (BC1 y BC2); y para el cargador de 48
VCC (BC3). Con estos niveles de voltaje de alimentan a las cargas de continua.
Adicionalmente se tiene dos bancos de baterías con las siguientes características:
84
DESIGNACIÓNB1B2
TIPO
Plomo acidaAcida
«ARCA
EXIDE -EPULGAR
#CE18AS
6024
CAPACIDADA-h
430390
RÉGIMEN DEOPERACIÓN
H810
Para complementar todas las demás cargas de auxiliares que posee la
subestación, ver el ANEXO 3-5.
4.5.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo
De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Quevedo", se ha
agrupado las cargas de alterna en base a la clasificación ya conocida:
*— . :. ^ UFO?f RMAMEHTESx
Enfriamiento ATT(A.B.C.R)
Enfriamiento TRR
Panel aireacondicionado
Calefactores divisoresde potencial 230KV,Circuito 1Calefactores divisoresde potencial 230KV,Circuito 2Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2Calefactores ReactorRCWCalefactoresSintonizadores delínea138KVCalefactoresseccionadores 138KV
5 DE CARGAS DE ALTlDISCONTINUAS
Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 1Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 2Seccionadores yDisyuntor ATT(patio230KV)Seccionadores yDisyuntor Pascuales 1
Seccionadores yDisyuntor Pascuales 2
Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoSeccionadores yDisyuntor ATT(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor Daule 1Seccionadores yDisyuntor Daule 2
Seccionadores yDisyuntor
3HU * - r; * v
EMBOLESTratamiento deaceite TRR
Tratamiento deaceite ATT
Iluminacióntratamiento de agua
Bomba contraincendios
Planta tratamiento deagua
Bomba pozoprofundo
Taller
Cargador de Baterías-125VCC(BC1)
85
Calefactor equipo decomunicación
Iluminación patio230KVIluminación callespatio autotransf.Iluminación patio138KVy69KVIluminación calles230KVIluminación callessector 138KVRegulador de voltaje yde IluminaciónCargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Sirena
TransferenciaSeccionadores yDisyuntor TRR(patio138KV)Disyuntor LíneaQuevedo NorteDisyuntor LíneaQuevedo SurDisyuntor TRR(patio69KV)Disyuntor transferencia
Disyuntor Reactor 7W2
Tomas patioautotransformador ATTTomas patio 69KV
Tomas patio 230KV
Tomas patio 138KVGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia
Como se puede ver la operación de los seccionadores se realiza en base a
motores de AC, de allí se deduce que es necesario un permanente suministro de
alterna. En caso de una falla.
Adicionalmente se tiene que la Planta de tratamiento de agua y todos sus
accesorios se hallan fuera de funcionamiento, no por estar dañadas sino que
ahora se toma el agua potable de otro lugar.
4.5.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas.
Como se dijo anteriormente, se tiene como política de TRANSELECTRIC, tomar
mediciones de consumo de Servicios Auxiliares en forma horaria, sólo el tercer
miércoles de cada mes. El problema en esta subestación es que el medidor digital
se instaló el 11 de Enero del 2001, y por lo tanto solo se tiene los datos de
86
consumo de Enero v Febrero deí 2001. los datos ver en ei ANEXO 4-4. En base a
estas estadísticas se tiene ia siguiente curva de carga diaria de consumo.
CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "QUEVEDO"
60.00
50,00
1 2 3 4 5 6 7 fl B 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2Ü 21 22 23 24
[ Enero 17._ 2001 -A—Febrero 21. 2001
Como se puede advertir, las curvas de carga son muy variables especialmente a
partir del medio día, vamos a explicar las razones por las cuales varían, en el
período de 1:00am a 6:00am, se debería producir la demanda máxima ya que en
esta además de las cargas permanentes se incluyen fa iluminación, es decir están
funcionando todas las cargas, un detalle importante es que en el mes de Febrero
para ese período, no se encuentra funcionando el sistema de aire acondicionado
(posteriormente mediante las mediciones se puede justificar lo indicado).
Siguiendo con ei análisis se puede demostrar que la subestación presenta una
demanda base, durante el período de 6:00am hasta 6:00pm, la cual se ve
interrumpida principalmente por el funcionamiento del sistema de aire
acondicionado, los enfriamientos de los transformadores no se los toma mucho en
cuenta, ya que en lo que refiere al enfriamiento del ATU, es muy variable,
dependiendo principalmente su operación, del flujo que entregue HIDRONACIÓN
al sistema, lo cual alivio al potencia por el autotransformador y los ventiladores no
operan, los demás enfriamientos TRR y OSAKA no operan.
87
La curva de Enero a partir de las 6:00pm presenta valores erráticos, ya que la
demanda disminuye muy por debajo de lo normal, para el mes de Febrero se
tiene valores más reales donde se puede observar ía influencia de la iluminación,
y nuevamente se producen picos por el funcionamiento del sistema de aire
acondicionado.
Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación los siguientes:
a).- INCLUIDO EL AIRE ACONDICIONADO:
DEMANDA BASE = 40 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 60 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 20 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 874.7 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 26.3 MWh/mes
b).- SIN AIRE ACONDICIONADO:
POTENCIA REQUERIDA POR AIRE ACONDICIONADO = 20 kW
La curva se desplaza 20kW , hacia abajo y obviamente el consumo de
energía se ve reducida drásticamente, más adelante se podrá ver la
influencia en porcentaje de esta carga.
Ahora bien, vamos a determinar la influencia de las cargas antes clasificadas en
la curva de carga general. Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la
principal influencia esta dado por las carcas permanentes, ya que estas están
presentes en diferentes partes del día, o a veces todo el día. El resto de cargas
como son: discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán
representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.
De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a la subestación, como
consta en el ANEXO 5-5, se ha formado para el caso de la Subestación
"Quevedo", los siguientes grupos:
88
Enfriamiento ATT, TRR y OSAKA
Aire acondicionado
Calefactores
Iluminación subestación
Regulador de voltaje
Cargadores de baterías
Otros
En base a la clasificación simplificada de las cargas anteriores de acuerdo a su
consumo, se obtiene la siguiente tabla y gráficos:
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN
GRUPOS-CARGAS POTENCIAKW
FOT, HORAS DE OPERACIÓNEKELDJAfo)
ENERGÍAKWH
6.60 (2) NO OPERANO OPERA
NO OPERA19.90 12 238.83.38 24 81.12
20.71 12 248.524.71 24 113.083.5 24
0.33 24 7.92
7ÍSM4
(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de
las demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000,
Enero 2001 y por información de los operadores de las subestaciones.
(2) En el momento de la medición sólo funcionaba los ventiladores de la
fase R del ATU, lo cual es anormal por dos razones: Primera, de
acuerdo al flujo por el transformador y a las condiciones ambientales
no debería funcionar el enfriamiento de ninguna fase; y Segunda
89
podría estar ocurriendo que los sensores de temperatura de esa fase
se encuentren descalabrados. El funcionamiento de una sofá fase
representa una demanda de 2.2KW, pero en nuestra tabla se incluye
como si funcionarán ios enfriamientos de tas 3 fases.
(3) En el total de potencia demandada y energía consumida se incluye el
sistema de aire acondicionado, cuyo horario de funcionamiento de
acuerdo a los operadores es el siguiente: En Invierno de 10:00am
hasta 3:00am; y en Verano de 10:00am hasta 8:OQpm; lo que da un
aproximado de 12 horas al día de funcionamiento.
GRÁFICOS DE INFLUENCIA
INFLUENCIA POR POTENCIA
Enfriamiento
11%
Cargadores debaterías otros
e%Regulador de
Voltaje8%
Iluminaciónpatios y calles
subest34%
Calefactores6%
EnfriamientoOSAKA
0%Enfriamiento
TRR0%
Aireacondicionado
34%
90
Cargadores de Qtros
baterías -\11% X 1A
Regulador deVoltaje
15%
Iluminaciónpatios y calles
subest.32%
TRR0% Enfriamiento
ATT0%
Aireacondicionado
31%
Calefactores10%
ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:
Como se puede ver en lo referente a potencia; tas mayores cargas son el aire
acondicionado y la iluminación de fa subestación 34% respectivamente; luego
tenemos el enfriamiento del ATT 11%, para esta carga es necesario hacer una
aclaración la operación del enfriamiento se halla sujeto al flujo de HIDRONACIÓN
(Daule Peripa), el mismo que alivia o disminuye la potencia del ATT, y no operan
los ventiladores; ahora bien el ingreso de ésta generadora depende de las
condiciones del sistema generalmente HIDRONACIÓN es despachada entre el
horario de 9:00am hasta 10:00pm, aunque en ciertos días se la tiene funcionando
todo el día. En consecuente el resto de horas del día que la generadora no opere,
el flujo por el ATT se aumentará; pero en condiciones normales el flujo máximo es
aproximadamente 120MVA, lo cual no debería llevar a operar los ventiladores, ya
que estos operan cuando se sobrepasa los 130MVA, puede ser que por
condiciones climáticas la temperatura del aceite se halla sobre los 55°C, lo cual
81
llevaría a operar a ios ventiladores, pero lo normal serie que operen ios
enfriamientos de las 3 fases.
En ei tiempo de la visita técnica a la subestación, sólo ei ventilador de la fase R,
se halla funcionando lo que no es normal, por lo explicado anteriormente.
En lo que tiene que ver con la energía, el mayor consumo lo tiene la iluminación
32%, seguido por el aire acondicionado 31%, luego tenemos reguiador de voltaje
15%, etc. Como se puede ver el aire acondicionado representa una carga
importante en el consumo diario de la subestación, la cual podría constituir una
opción válida para disminuir el consumo.
Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer soluciones para mejoras la
funcionalidad de los servicios auxiliares.
4.6 SUBESTACIÓN "PASCUALES"
4.6.1 INFORMACIÓN
La subestación más grande que existe actualmente en el país, y se la considera
tal vez como la más importante del sistema. Pascuales pertenece a la Unidad de
Transmisión Occidental de! S.N.T., por ser una subestación de 230KV, es muy
importante por el flujo de potencia que maneja, además de constituir un punto
neurálgico para la distribución de la energía. Debido a su importancia esta
subestación a sufrido cambios significativos, a partir de su construcción inicial,
entre los más significativos tenemos: en el patio de 230KV, nuevas posiciones
para recibir líneas5 de ia subestación Molino (Paute) doble circuito y para enviar a
ia subestación Trinitaria6 doble circuito; en lo que tiene que ver con 138KV
ampliación para Líneas que van a la Subestación Policentro doble circuito;
además de ampliaciones en el patio de 69KV, para atender nuevas demandas, a
nivel de distribución.
Las líneas Paute 1 y 2; y Trinitaria 1 y 2, entraron en operación el año 1997
82
A continuación se presentan ias líneas de transmisión que tiene esta subestación:
NOMBREDÉLALINEA
Pascuales -TrinitariaPaute -PascualesQuevedo -
Pascuales
Milagro
Pascuales
Pascuales -
Salitral
Pascuales -
Sta. Elena
Policentro -
Pascuales.
CAPACID.OETRANSNU
MVA{1}188.43
342
353
353
126
113.5
126
TOPOLOGIA
R
A
A
A
R
R
R
VOLTAJE
KV{2)230
230
230
230
138
138
138
LOMO••
Km28.28
188.4
145.2
52.7
17.4
45.67
+ 59.8
15.1
# PEciRa
2
2
2
2
2
2
2
TIPO,CONOUCTORA9GR,,1113
1113
1113
1113
477
397.5
477
FECHAINICIOQPERAC,
1997
1997
1980
1.983
1980
1987
1989
NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito
(2) Voltaje de diseño
Como ya es común en ei resto de subestaciones se tiene para el patio de 230KV,
un sistema de DOBLE BARRA o Barra 1 y 2, para este modelo como se sabe las
posiciones de conectan alternadamente. Para el caso del patio de 138KV en
cambio se tiene un sistema de Barra principal y barra de transferencia, para éste
modelo en cambio todas las posiciones se conectan a la barra principal, y la
posición de transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una posición a
la vez a la barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de 69 KV,
para más detalles del diagrama unifilar de la subestación Pascuales, ver ANEXO
1-6.
La subestación tiene dos autotransformadores llamados ATU y ATR,
adicionalmente en el terciario del transformador de 230KV/138KV, se conectan
dos rectores RCX y RCW, para compensar reactivos cuando sea necesario, cada
93
uno entrega 10MVAR a! sistema, a continuación presentamos ios datos técnicos
de los autotransformadores:
DESiGMAC,
ATU
ATR
TIPOm
A
A
MARCA
OSAKA
OHIO
POTENCIAPVA)
OA
225
200
FA
300
~
PDA
375
224
TIPODEENFRIAMIENTOOA/FA/FOAOA/FA/FOA
PÓTENOSTERCIARIO
(UVA)OA
60
40
FA
80
•
FOA
100
40
VOLTAJE
KV
230/138/13.8138/69/13.8
UPOCON£XIÓN
YYD
YYD
NOTAS: (1) T = Transformador y A = Autotransformador
La subestación se halla ubicada en la población de Pascuales, antes de llegar a la
ciudad de Guayaquil, posee un edificio de una planta en donde se ubican toda la
operación de ta subestación y el área administrativa, ya que aquí son las oficinas
de la Unidad de Transmisión Occidental; además tenemos el taller y el comedor.
Para tener una idea clara de la distribución física del área, ver el ANEXO 2-6.
4.6.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES
4.6.2.1 Tipo de alimentación AC y DC
Por ser esta una subestación de gran importancia como lo hemos hecho notar
anteriormente, es una de las pocas subestaciones que tiene el suministro de
voltaje para Servicios Auxiliares completo, es decir posee las siguientes
alimentaciones para AC:
> Alimentación principal 13.8 KV (del terciario de ATU y ATR )
> Alimentación alternativa 13.8 KV (línea de red pública SIDEG)
> Alimentación de Emergencia 208/120V (Generador Diesel)
S4
Para la alimentación principal que vienen de los terciarios del ATU y ATR, se
selecciona uno con un iníerbloqueo mecánico; y pasa a través del transformador
T1 (de auxiliares) cuyas características son: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a
la barra del tablero P1; por e! otro lado llega la línea de distribución a 13.8 KV,
pasa a través del T2 (de auxiliares) 300 KVA, 23KV/480-277V, de igual forma va a
la barra del P1; allí mediante un interbloqueo eléctrico una de las entradas, luego
existe otro interbloqueo eléctrico para seleccionar, entre la entrada normal y el
Generador de emergencia. Del tablero P1 de 480VAC se distribuyen para los
otros tableros de AC (P2, P2-A, P3, P4-A, P4-B, P6).
Cabe destacar que del tablero P1, sale del terminal 8, para un transformador T3
(reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-120V, a ese nivel de voltaje se
alimenta el tablero P8 y P11 con 208VAC, es decir las cargas conectadas a ese
tablero trabajan con menor voltaje.
En conclusión existen dos tipos de voltajes de alterna; 480 y 208 VAC, voltaje
fase-fase. Para alimentar ias diferentes cargas de alterna de la subestación.
Cuando falla la alimentación principal, enseguida entra la alimentación alternativa
(línea de red pública), además se enciende el generador auxiliar; al notar éste que
el voltaje es adecuado se apaga; en el caso que el relé de bajo voltaje detecte mal
voltaje o ausencia, desconecta la alimentación alternativa y permanece prendido
el Generador de Diese!.
Luego del tablero P8, se toma para los cargadores-rectificadores de 125 VCC
(BC1 y BC2); y para los cargadores de 48 VCC (BC3 y EA.31)y las demás cargas
de alterna que operen a 208/120V, como por ejemplo: iluminación y tomas de
patio, casa de control, calefactores. Una vez rectificado el voltaje a nivel de
125VCC, se distribuye del panel D2, a los paneles D4, D1-A, D1-B, D5, D4-1. En
esta subestación funcionan un solo cargadores de Baterías de 125 VCC (BC2) y
también para las comunicaciones se obtiene del cargador-rectificador de 48 VCC,
el cual alimenta al panel PC.
95
Adicionalmente se tiene dos bancos de baterías con las siguientes características:
DESIGNACIÓNB1B2
TIPO
Plomo acidaAcida
MARCA
Exide EPulgar
#•CELDAS
6024
CAPACIDADA4l
580760
RÉGIMEN DEOPERACIÓN
Ho
8
Para más detalles de las demás cargas de auxiliares ver el plano de Servicios
Auxiliares, ANEXO 3-6.
4.6.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo
De acuerdo al piano de Servicios Auxiliares de ia Subestación "Pascuales", se ha
agrupado las cargas de alterna en base a la clasificación ya conocida:
V •" *• " , - , Uf-Wü
PER«ANEI4TeSEnfriamiento ATU(A,B,C,R)Enfriamiento ATR
Panel aireacondicionadoCalefactores divisoresde potencial 230KV,LíneaCalefactores divisoresde potencial 230KV,BarrasCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 23QKV,Circuito 2Calefactores ReactoreRCWyRCXCalefactoresSintonizadores delínea138KVCalefactores
> uc \***r*vw*o i/c **&, * i
DISCONTINUASeccionadores yDisyuntor Trinitaria 2Seccionadores yDisyuntor Trinitaria 1Seccionadores yDisyuntor Paute 2Seccionadores yDisyuntor Paute 1
Seccionadores yDisyuntor Quevedo 2
Seccionadores yDisyuntor Quevedo 1
Seccionadores yDisyuntor Milagro 2
Seccionadores yDisyuntor Milagro 1Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoSeccionadores y
;»\jw« - - -
ESPECIALESTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite ATRBomba contraincendios
96
seccionadores 138KV
Calefactores divisoresde potencia! 138KVCalefactoresseccionadores Posic.9y 10Calefactores CDG
iluminación patio230KVIluminación callesautotransf. y sala decontrolIluminación patio138KV
Iluminación calles230KVIluminación callessector 138KVIluminación patio ycalles 69KVPanel de iluminación ytomas
Cargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Bodega y ComedorAire acondicionadooficinas
Disyuntor ATU (patio230KV)Seccionadores yDisyuntor CEDEGESeccionadores yDisyuntor Sta. Elena
Seccionadores yDisyuntor PosorjaSeccionadores yDisyuntor Salitral 2Seccionadores yDisyuntorTransferenciaSeccionadores yDisyuntor ATU(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor MilagroSeccionadores yDisyuntor Policentro 2Seccionadores yDisyuntor Poücentro 1Seccionadores yDisyuntor ATR(patio138KV)Disyuntor LíneaTurbina a Gas(Pasa)Disyuntor ATR(patio69KV)Disyuntor Línea DauleDisyuntor Línea LaTomaDisyuntor LíneaCerveceríaDisyuntor Línea VGuayasDisyuntor LíneaVergelesDisyuntorTransferenciaTomas patioautotransformador ATTTomas patio 69KVTomas patio 230KVTomas patio 138KVGrupo Diesel deEmergencia
37
Cargador Bateríasgrupo emergenciaCalentador de agua
Como se puede ver ta operación de los seccionadores se realiza en base a
motores de AC, de allí se deduce que es necesario un permanente suministro de
alterna, en caso de una falla.
4,6.23 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas
Como ya se conoce sea tomado ios consumos desde el mes de octubre 2000
hasta enero 2001, y por lo tanto se tiene el siguiente gráfico, para más detalles
ver la tabla de valores en el ANEXO 4-5.
CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "PASCUALES"
140.00
120.00
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13' 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24000
2000 -A- Noviembre 15, 2000 -•— Diciembre 20. 2000 -•- En»o 17. 2001
Se ha tomado el consumo 4 meses para tener una idea más clara de la curva de
esta subestación, como se puede notar el mes de Octubre no presenta una
tendencia parecida al resto de meses. En lo que tiene que ver con la demanda
base se podría considerar que si existe, además de unos sobrepicos pequeños
que podrían ser cargas que ingresan por corta duración y luego desaparecen.
98
Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación ios siguientes:
DEMANDA BASE = 94 kW
DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 110 kW
DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 16.5 kW
ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 2395.8 kWh/día
ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 71.87 MWh/mes
Es necesario aclarar que la curva de demanda presenta muchas fluctuaciones,
esto se debe principalmente al funcionamiento de los enfriamientos del ATU Y
ATR, tal como se explica a continuación: Generalmente la primera etapa de
enfriamiento FA, es decir funcionamiento de los ventiladores con una demanda de
2.3KW, opera en un período de 12 horas al día aproximadamente, pero como ya
se dijo anteriormente depende del flujo por el autotransformador y la temperatura
ambiental, principalmente para su operación; es decir no se tiene un horario fijo;
además que en ciertas ocasiones opera la segunda etapa del enfriamiento FA, es
decir la bomba de recirculación de aceite con una demanda de 4.6KW; éste tipo
de enfriamiento tiene horarios muy variados.
En lo que tiene que ver con el enfriamiento del ATR, este tiene 4 radiadores cada
uno de 3 ventiladores; cada radiador requiere de 7.9 KW; el modo de operación
es el siguiente: las 24 horas del día opera dos radiadores, el tercero se incluye
aproximadamente a partir de las 2:00pm hasta la noche. En este
autotransformador se debería poner más atención debido a que de acuerdo al
flujo que pasa por este transformador y temperatura del aceite, los enfriamientos
nunca deberían operar pero en la actualidad lo hacen.
Ahora bien, vamos a determinar la influencia de las cargas antes clasificadas en
la curva de carga general. Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la
principal influencia esta dado por las cargas permanentes, ya que estas están
presentes en diferentes partes del día, o a veces todo el día. El resto de cargas
como son; discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán
representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.
99
De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a ia subestación, como
consta en el ANEXO 5.6, se ha formado para el caso de la Subestación
"Pascuales", ios siguientes grupos:
> Enfriamiento ATU, ATR
> Aire acondicionado
> Calefactores
> Iluminación patios y calles subestación
> Panel de iluminación y tomas
> Cargadores de baterías
> Otros
En base a la clasificación simplificada de las cargas anteriores de acuerdo a su
consumo, se obtiene ia siguiente tabla y gráficos:
CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA
TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN
GRUPOS-CARGAS FOT. «ORÍ® BE OPeiAC*St* Í ifiEROA
12 82.82 radíadores(24h¡
+1radiador(10h| 47424 811.224 183.6
12 197.88
24 233.2824 125.04
39.52
2147*32 too
(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de
las demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000,
Enero 2001 y por información de los operadores de las subestaciones.
100
(2J Enfriamiento dei ATR, este tiene 4 radiadores cada uno de 3
ventiladores; cada radiador requiere de 7.9 KW; el modo de operación
es el siguiente: las 24 horas del día opera dos radiadores, el tercero
se incluye aproximadamente a partir de las 2:00pm hasta la noche. Un
detalle es que de acuerdo a los flujos y temperatura externa, no
deberían operar los ventiladores; pero el medidor de temperatura del
aceite registra lectura superior a los 60*C, lo que obligadamente lo
hace operar. Se debería poner atención a los sensores y contactos de
temperatura del ATR.
GRÁFICOS DE INFLUENCIA
Cargadores debaterías
Pane! de 5%iluminación L1
9%
Iluminación patiosy calles subest
15%
Enfriamiento ATU6%
Enfriamiento ATR22%
Calefactores7%
Aire acondicionado31%
101
INFLUENCIA POR ENERGÍA
Panel deiluminación L1
11%
Iluminación patíosy calles subest
9%
Calefactores9%
Cargadores debaterías
6%
Otros En fría mié nto ATU2% 4%
Enfriamiento ATR22%
Aireacondicionado
37%
ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:
Como se puede observar en lo que tiene que ver con potencia, las principales
cargas lo constituyen: Aire acondicionado (31%), Enfriamiento ATR (22%),
Iluminación subestación (15%), y el resto de cargas; entonces se puede notar que
a diferencia de las clasificaciones de carga en las otras subestaciones de ta costa,
donde predomina el aire acondicionado en Pascuales, se incluye el enfriamiento
del ATR como carga representativa, éste presenta un funcionamiento que
aparentemente no es el adecuado, por que de acuerdo a los flujos de potencia por
el autotransformador y temperatura extema de! ambiente, no deberían operar los
ventiladores; pero el medidor de temperatura de los bobinados registra una
lectura superior a los 60°C, lo que obligadamente lo hace operar. Se debería
poner atención a los sensores y contactos de temperatura del ATR.
En io que tiene que ver con Energía, las clasificaciones se siguen respetando en
el mismo orden, aquí nuevamente se puede deducir que el tiempo de operación
del ATR, es durante todo el día. El aire acondicionado es otro factor importante
que influye muy representativamente en el consumo total de la subestación, es
por eso que será necesario el optimizar su uso.
Ahora bien, una vez analizadas las diferentes subestaciones, se procederá a
plantear las soluciones más convenientes, lo cual se describe en el capítulo
subsiguiente.
103
CAPITULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS Y PROPUESTAS DE
MEJORAS
5.1 RESUMEN DE LA SITUACIÓN ACTUAL
El estudio se planteo con el objetivo principal de obtener mejoras en la operación
actual de los servicios auxiliares en las subestaciones del Sistema Nacional de
Transmisión, partiendo de ese punto de vista, es necesario establecer una
referencia actual del funcionamiento de los auxiliares.
Se ha pensado en muchas alternativas, pero la más viable es la económica, ya
que todas las otras concluyen en este tópico. Por lo tanto se establecerá como
referencia inicial los costos por el consumo de energía de las subestaciones del
Sistema Nacional de Transmisión.
Primeramente, diremos que el CENACE con el nuevo modelo eléctrico, facturará
el consumo de energía de las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A. en forma
horaria durante todos los días del mes; lo que en la actualidad7 no se lleva acabo
por falta de definiciones y problemas de logística. Por ejemplo; este proceso
requiere que la información de los medidores digitales instalados en las diferentes
subestaciones envíen en forma remota y directa la información de los consumos,
lo que en !a actualidad no se realiza. El sistema que se tiene en la actualidad
consiste en que, los operadores toman lecturas horarias del consumo en un solo
día del mes (tercer miércoles del mes), luego el consumo se lo multiplica por 30
días, y se obtiene el valor de energía consumida al mes.
Hasta la realización de la tesis de grado 12/Marzo/2001, no se cobra por parte del CENACE, el
consumo de energía de servicios auxiliares en las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A.
Ahora bien, el precio ai cuai se debería cobrar el KWh8, corresponderá al precio
marginal de mercado; por lo que este varía en forma horaria y diaria; se requiere
una estadística real de consumo de energía diaria y en forma horaria.
Para nuestro estudio, y en base a un costo promedio de energía de 5 ctvs
USD/kWh, se ha calculado un valor que debería pagar TRANSELECTRIC S.A.,
por consumo de auxiliares en sus subestaciones.
A continuación se presentan reportes de ios meses de Noviembre/2000 a
Febrero/2001 de consumo mensual de las subestaciones9, ha estos reportes lo
único que se ha añadido es el precio del kWh, ya señalado anteriormente.
8 Fuente: Área de Operación de TRANSELECTRtC S.A.
9 Reportes realizados por el Sr. Luigi Vásquez, área de Operación -TRANSELECTRIC S.A.
105
CONTROL DE LA OPERACIÓNDE LOS EQUIPOS DEL S.N.T.
MES: NOVIEMBRE / 2000
CCHtfSWEO&E ENERGÍA POH SERVICIOS AUXILIARES \
23456789
1011121314151617181920212223
242526
.SüfíESTACMDhi
PASCUALES
MILAGROTRINFTARIASALFTRALPOLCENTRO
MÁCHALA
SANTA ELENAPOSORJABABAHOYO
QUEVEDO
PORTOViEJOSANTO DOMINGOTULCANBARRAVCENTINA
SATsTTAROSAMULALOAMBATO
TOTORASRDBAMBA
CUENCALOJA
MÓVIL
CENTRALESESMERALDASMOLINOPUCARÁ
Consumo
díaHo
2404.1"1391.00715.13981.01545.39
0.00
189.00
148.390.00
0.00
40.64
761.78227.95347.60
414.811184.00238.94
189.09
610.79213.35
406.28
208.21
491.00
lOTAtttA gfcíBÍ 11¥708>47
VAMSRíUSEWJt' JM&
Lecturaanterior381524.00
XXX
36853.68
91037.4079221.50
0.00
24793.0020607.70
0.00
0.00
7614.96
15408.351692.00468.70
3100000* 10&3Ü
38861.18
32440.1057770.0028096.90
51967.72
27277.07
3423.12
Lecturaactual ,
448094.00
33290.0057180.00
110030.00
94040.000.00
29993.00
24826.150.000.00
9066.05
36214.476149.00
9920.00
* 1l400XSft, * , mss45030.0037888.0075290.00
34360.0063376.95
32561.78
3437.85
ConsumorasfKwH)
66,570.0
20,326.3
18,992.614,818.5
0.05,200.04,218.5
0.0
0.0
1,451.120,806.1
4,457.09,451.3
12,444.3
$}&&&6,168.85,447.9
17,520.06.263.1
11,409.25,284.7
14,730.0
Observaciones(DFunciona desde 24-10-00
(D
(D
(DMedidor falloso
No hay medidorMedidor falloso
(1)
fcteduSM axerado (2>
Medidor ectíwnecántco (3J
No hay medidor
Medidor de Termoesmerald.
No hay medidorNo hay medidor
TOTAL MES ÍMWty 273.40
VAUDltAPW^ 13*$e9.»7V$£> _ , ..
Notas: (1) Estos valores o son muy altos o muy bajos, requierenrevisión del consumo o contrasiacion.de la medición
Notas: (2) El consumo de los auxiliares de la subestación Vicentinaes compartido con la subestación de la EEQSA
Notas: (3) El consumo de los auxiliares de la subestación Santa Rosaes compartido con el CENACE
106
CONTROL DE LA OPERACIÓNDE LOS EQUIPOS DEL S.N.T.
MES: DICIEMBRE / 2000
CONSUMO DE EMERGÍA Í*aRSEm/ÍCIQS AUXILIARES ;
123456789
1011121314151617181920212223
242526
SUBESTACIÓNPASCUALES
MILAGROTRINITARIA
SALITRAL
POLICENTRO
MÁCHALA
SANTA ELENAPOSORJA
BABAHOYOQUEVEDOPORTOVIEJO
SANTO DOMINGO
TULCAN
BARRA
VICENTiNA
SACAROSAMULALO
AMBATO
TOTORAS
RIOBAMBACUENCA
LOJA
MÓVIL
CENTRALES
ESMERALDAS
MOLINO
PUCARÁ
Consumodiarto2366.79
820.10
742.67
772.23
538.590.00
209.00
141.500.00
0.00
39.78694.70217.46
337.60397.40
1184.00
214.20
192.10677.80
223.20
382.00
18970
491.00
TOTAL CTA $KwhJ tt,V3tt2
" VALOR USDrkWftl O.W i
Lecturaanterior448094.00
33290.00
57160.00
91037.40
79221.50
o.ooj29993.00
24826.15
0.00
0.00
9066.05
36214.47
6149.00
9920.00
11400.00
193Ü45030.00
37888.00
75290.00
34360.00
63376.95
32561.78
3423.12
Lecturaactual
525910.8182660.00
85166.00134040.00
114560.00
0.00
37461.0030528.00
0.00
0.0010552.42
62820.70
14146.00
21860.00
24975.00
3G&DQ52940.00
44612.00
98400.00
42074.00
76576.00
39238.00
3437.85
Consumomes(KwH)
77,816.8
49,370.0
27,986.0
43,002.635,338.5
0.0
7,468.0
5,701.9
0.0
0.0
1,486.4
26,606.2
7,997.0
11,940.0
13,575.0
3@,D64¿37,910.0
6,724.0
23,110.07,714.0
13,199.1
6,676.2
14,730.0
Observatíojies(D
(D(1)Medidor falloso
No hay medidor
No hay medidor
(D
(2)Med« : ÍÍtiÉ^ P: : ^
No hay medidor
Medidor de Termoesmerald.
No hay medidor
No hay medidorTQT«H«e$ tMwbí «4.4Z - -VALOR A PAGAR: 21,220.78 USD
Notas: (1) Estos valores o son muy altos o muy bajos, requierenrevisión de! consumo o contrastacion.de la medición
Notas: (2) El consumo de tos auxiliares de la subestación Vicentinaes compartido con la subestación de la EEQSA
Notas: (3) El consumo de tos auxiliares de la subestación Santa Rosaes compartido con el CENACE
Notas: No se habilita aún el medidor digital en S/E Santa RosaNo se habilita aún tos medidores digitales en Que\«do y Máchala
107
CONTROLDE LOS
DE LA OPERACIÓNEQUIPOS DEL S.N.T.
MES: ENERO/ 2001 PERIODO DE 28 DÍAS
..
12345
6789
1011121314151617181920212223
242526
-
V
.SUBESTACIÓN *
PASCUALES
MILAGROTRINITARIASALITRALPOLICENTRO
MÁCHALA
SANTA ELENAPOSORJABABAHOYOQUEVEDOPORTOVIEJO
SAfsfTO DOMNGOTULCANIBARRAVICENTTINA
SANTA ROSAMULALOAMBATOTOTORASRIO BAMBA
CUENCALOJA
MÓVILCENTRALES
ESMERALDASMOLINOPUCARÁTOTAi.EHA{Kwfrí
VAWWtt&BWft s
CONSUMÍCüfíiumo
rfiario2428.491347.00866.90
64010
507.80320.60
207.00
230.500.00
676.67
35.64726.10
254.90368.00423.14
31.43222.50
198.94
699.40225.40
419.63194.87
0.00
491.00
11,S«.01
i« ;
>OÉ grate{¿tetera.anterior -
525910.8182660.00
85166.00134040.00
114560.00
0,0$37461.00
30528.00
0.00•• Q.OC
10552.00
62821.0014146.0021860.00
0.00-. f ' \0
44612.00
98400.00
42074.0087148.47
44526.900.00
3423.12
WflKkl»
ítA . POR 'SELecítiraactuad -
595062.60122800.00
105980.00151760.00129303.00
190.10
43587.0035985.00
0.00
4545.4311803.66
83007.60
20430.0030910.004223.45
-59294.10
50135.00116980.0048414.9087148.47
44526.90
0.00
3437.85
£4Mwh*'APAGAR:
TOPÓOS wCORStimomes(KwH)
69,151.840,140.020,814.0
17,720.014,743.08,976.8
6,126.05,457.0
0.0
18,946.81,251.7
20,186.6
6,284.09,050.0
11,847.9
6,354.1
5,523.018,580.06.340.9
0.00.0
0.0
14,730.0
;- - aw+tf
^s&ié
(iu» s.. . -•
Observaciones
(D
M^c^etectn?mecártco
SSAA se alimentan de EMELRIOSMetSckff írsíalaÜD jEne -1.1 )
Medidor encerado.
Recibe auxiliares de ta S/E Sta. Rosa
SSAA se alimentan de Temí o- E sm
SSAA se alimentan de Hidro-PauteSSAA se alimentan de Hidro-Pucará
. ,*,*
USD ^- -,-- , ; - -
Nota 1 La S/E Sta. Rosa suministra energía por el terciarioal CENACE, esta energía no es facturada
Nota 2 En la S/E Sía. Rosa el medidor digital está en pruebaslos datos corresponden al medidor electromecánico
Nota 3 En la S/E Máchala el medidor digital no emite datos correctos.los datos corresponden al medidor electromecánico
108
CONTROL DE LA OPERACIÓNDE LOS EQUIPOS DEL S.N.T.
MES: FEBRERO/2001 PERIODO DE 35 DÍAS
CONSUMO D£ ENERGÍA POR SERVICIOS AUXILIARES
123456789
1011121314151617181920212223
242526
SUBESTAGtON
PASCUALESMILAGROTRINCARÍASALITRALPOLICErxTTRO
MÉCHALASANTA ELE NA
POSORJA
BABAHOYO
QUEVEDOPORTOVEJOSANTO DOMINGOTULCANIBARRA
VCENTINASANTA ROSA
MULALO
AWBATOTOTORASRDBAMBACUENCA
LOJAMÓVIL
CENTRALESESMERALDASMOLINOPUCARÁ
Consumadiario2473.981499.00
826.10808,80538.32
1054.23
240.00234.60
0.00
874.50
65.51
835.80192.56350.47
418.522110
229.00
197.35693.90224.00
423.99199.26
0.00
491.00
TQTM_DJA<Kwh) • 12,891,98
VALOftUSD/kWtí 0.06 '
Lecturaatrtetfor595062.60
122800.00105980.00
151760.00129303.00
43587.0035985.00
0.00
4545,4311803.66
83007.6020430.0030910.00
0.00
0-Oü5929410
50135.00116980.00
48414.9087148.47
44526.900.00
3423.12
Lecturaactual
686224.00175040.00132600.00176700.00
148630.00462900.00
51818.0043840.00
0.00
36010.6014071.49
109236.00
28140.0042950.0010220.00
$$9JO67175.00
57146.00141500.0056500.00
101840.00
51174.620.00
3437.85
Consumo
W*$íKwiH)91,161.4
52,240.026,620.024,940.0
19,327.036,898.0
8,2310
7,855.00.0
24,486,92,267.8
26,228.4
7,710.012,040.014,648.2
738,57,880.9
7,011.024,520.08,085.1
14,691.5
6,647.70.0
14,730.0
Observaciones
MedKter INSTALADO EL 3íK>1-2Q01
SSAA se alimentan de EMELRIOS
Medidor remplazado por otro.Medidor en Prueía,
Recibe auxiliares de la S/E Sta. Rosa
SSAA se alimentan de Termo-Esm.SSAA se alimentan de Hidro-PauteSSAA se alimentan de Hidro-Pucara
. TOTUMES pwhjp *3*¿*" " • • " . . , ¡
VALQRAPA8AR; Z\M?M USO
Nota 1 La S/E Sta. Rosa suministra energía por el terciarioal CENACE, esta energía no es medida por medidores de Transelectric S.A.
Nota 2 En la S/E Sta. Rosa el medidor digital está en pruebas
109
A continuación, se presenta un cuadro resumido del valor que se debería pagar
por consumo de energía.
MES ,
NOVIEMBRE/2000
DICIEMBRE/2000
ENERO/2001
FEBRERO/2001
CONSUMO MENSUAL
<MWh)273.40
424.42
303.10
438.96
VALOR A PASAR
{USD)
13,669.97
21,220.78
15,155.18
21,947.88
Se puedo notar que los consumos mensuales han ido aumentando, esto se debe
a que en el transcurso de los meses, se han instalado nuevos medidores digitales
en las subestaciones que faltaban.
Por ejemplo, para el mes de Diciembre se incluya el consumo de la Subestación
Milagro (en noviembre no existía), adicionalmente se nota un incremento
exagerado de los consumos de las subestaciones Policentro y Salitral, entre las
novedades más importantes.
Para el mes de Enero, se incluye los consumos de las subestaciones Quevedo y
Máchala (en los meses anteriores no había); pero según los reportes las
subestaciones Cuenca y Loja no presentan ningún consumo; además que las
subestaciones Policentro y Salitral disminuyen radicalmente su consumo y el caso
más sobresaliente es el de Santa Rosa, donde el consumo disminuye de 36MWh
(Diciembre) a 0,88MWh (Enero), lo cual no es lógico, para este mes se instaló un
medidor digital pero como se puede ver no esta reportando valores coherentes de
consumo de energía.
En Febrero, se registra todos los consumos de las subestaciones de
TRANSELECTRIC S.A., a excepción de la subestación Babahoyo (SS.AA. se
alimentan de EMELRIOS) se podría decir que este es el valor más real del
consumo total de auxiliares; nuevamente con ei detalle de Santa Rosa, donde el
medidor digital sigue registrando consumos no reales, para este mes se registra
110
un consumo de 0,74 MWh/mes; lo cual esta muy por debajo del consumo típico
de esta subestación 36 MWh.
En conclusión, se puede afirmar que el consumo total típico de las
subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión, es de 450 MWh/mes.
Partiendo de esta idea y del precio por kWh antes acordado (5 ctvs.USD/kWh); se
tiene que al año TRANSELECTRIC S.A., tendría que pagar por el concepto de
servicios auxiliares un valor referencia! de:
I VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =
450.000 kWh/mes * 12 meses * 0,05 USD/kWh
I VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =
22.500 USD al mes
VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =
270.000 USD al año
Como se puede ver, el valor referencial que se debería pagar no es nada
despreciable; de allí la necesidad de mejorar, optimizar, economizar, modernizar
los servicios auxiliares en las subestaciones del S.N.T.
5.2 ALTERNATIVAS DE OPTIMIZACIÓN DE SERVICIOSAUXILIARES EN SUBESTACIONES.
Una vez conocido, el principal y más importante parámetro para tener como
referencia, el valor a pagar por consumo de SS.AA., ahora se analizan
alternativas en los diferentes campos, con el objetivo principal de optimizar los
recursos disponibles al menor costo posible.
111
Vamos a pensar en que campos nos podríamos infiltrar para poder mejorar; bien,
si nosotros nos ubicamos en una subestación, cualquiera que esta sea no
importa, y la observamos y visitamos nos daremos cuenta a primera vista hace
cuantos años fue construida; para nuestro caso se tiene una antigüedad de entre
15 a 20 años. De allí salta la idea preliminar de modernizar la subestación, este es
un punto muy válido a tomar en cuenta. Si seguimos visitándola, a la subestación,
y miramos que existen bienes que al inicio de su construcción se ios utilizaba,
pero que en la actualidad por diferentes circunstancias ya no se los emplea, no es
difícil deducir que sería bueno tratar de reubicar dichos bienes. En io que tiene
que ver con la parte técnica; consumos, voltajes, factor de potencia, etc., todo lo
que se haga en beneficio de los servicios auxiliares constituyen valiosos apoyos
para optimizar los recursos.
Si ponemos en orden las ideas antes mencionadas, podríamos realizar una
clasificación sobre los campos que se tiene que mejorar:
• Automatización de los Servicios Auxiliares
• Optimización del Consumo de Servicios Auxiliares
• Optimización de los recursos disponibles
• Mejora del factor de potencia en las subestaciones
A continuación se analizará, los diferentes tópicos antes indicados.
5.2.1 AUTOMATIZACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES
Una automatización de un proceso es aquella que permite lograr una mayor
eficiencia operativa, confort y seguridad, mediante la Optimización de tres
elementos básicos: su estructura, sus sistemas, y la administración de los
mismos. La manera de alcanzar éstos objetivos reside en la oportunidad que
ofrece el avance tecnológico en comunicaciones y computación de operar estos
tres elementos en un sistema integrado. La evolución de los sistemas de control e
112
instrumentación digital ha permitido la optimización de los procesos de control y
supervisión en e! sector eléctrico y en la industria en general.
Esto se logra mediante la incorporación en e! diseño de la flexibilidad,
medularidad y conectividad que permita la optimización de uso en el tiempo y
espacio de la propia estructura de la subestación, la infraestructura
electromecánica y de seguridad y de los servicios de comunicaciones y
tratamiento de la información.
Entre las variables que se pueden controlar se tienen en forma general las
siguientes: operación de equipo primario, aire acondicionado, iluminación, control
de incendios, consumo de energía eléctrica; y en el diseño de los mismos,
debemos tener en cuenta consideraciones especiales sobre la calidad y su costo
de operación.
Los sistemas eléctricos, mecánicos y de comunicaciones, representan con alto
porcentaje de los costos totales de construcción de las subestaciones de allí la
importancia de: optimizar los costos de construcción, por la concepción del diseño
que asegure la flexibilidad, medularidad y conectividad de los elementos antes
mencionados, y por la dotación de productos acordes a sus exigencias
específicas, pero seleccionado sobre una base de sistemas con protocolos
abiertos es fundamental.
Ahora bien, al pensar en una automatización de los servicios auxiliares de una
subestación, la primera pregunta sin lugar a dudas que nos hacemos es, Qué
automatizar...?; para lo cual es necesario tener presente el principio básico de
todo proyecto costo/beneficio. Para nuestro caso, los servicios auxiliares de la
subestaciones, nos debemos contestar dos preguntas básicas: Que nos
interesaría automatizar y a través de que equipo se lo debería realizar.
Primeramente contestemos la primera pregunta: ¿Qué nos interesa automatizar
de los servicios auxiliares?, muy bien se tiene ya, dos criterios básicos que se
los han ido desarrollando a través de la tesis de grado, que son:
113
• Cuales servicios auxiliares son más representativos, de acuerdo a su
importancia operativa.
• Cuales servicios auxiliares son más representativos, de acuerdo al
consumo de energía.
En base a los dos criterios antes anotados, y al desarrollo detallado de la
influencia de las diferentes cargas de auxiliares que tienen las subestaciones,
desarrollado en el capítulo anterior, se puede concluir que los grupos de cargas
que se deberían automatizar son los siguientes:
1. Enfriamiento de transformadores
2. Iluminación patios
3. Aire acondicionado
4. Sistemas de compresores
En esta clasificación cabe hacer dos observaciones:
• Los resultados obtenidos del estudio de carga realizado para las 6
subestaciones, se puede generalizar a nivel de todas las subestaciones,
respetando la clasificación a la cual pertenezcan.
• Es obvio, deducir que para subestaciones de la Sierra, el aire
acondicionado no existe, y por lo tanto no entrará a la automatización.
Continuemos con la segunda pregunta: A través de que equipo se debería
realizar la automatización?, en el mundo actual existen diversas formas de
automatizar procesos, para este caso se sugiere controlar las variables arriba
señaladas, mediante un PLC; ya que el proceso a controlar no presenta mayores
dificultades, ni tampoco son procesos muy delicados.
¿Cómo funcionaría la automatización mediante el PLC?.
Se debería instalar una unidad de PLC en cada subestación, que tendría las
siguientes entradas y salidas:
114
Entrada señales de voltaje que llegan de los RTD, que se encuentran
instalados en cada lado del autotransformador monofásico: alta (H), baja
(B) y terciario (T)¡ y por cada fase.
SITUACIÓN ACTUAL: Ya que de acuerdo al diagrama de control cuando
la temperatura de los arrollamientos es superior a 90°C ingresan los
ventiladores, luego si la temperatura sigue en aumento sobrepasando los
100°C ingresan las bombas de aceite, y si sigue aumentando la
temperatura hasta 150°C se da la señal de disparo del autotransformador
monofásico; estos procesos de encendido de ventiladores y bombas se los
hace mecánicamente a través de contactos y con instrumentos no tan
precisos y que generalmente se dañan y descalibran con facilidad, por
ejemplo: El caso del autotransformador ATR de Pascuales, presenta
funcionamiento anormales de los ventiladores.
NUEVA SITUACIÓN: Los valores de temperatura para que arranque los
enfriamientos en las diferentes etapas serían calibrados fácilmente en el
PLC, y esto conlleva mayor exactitud para la operación de los
enfriamientos y a su vez ahorro en el consumo, como primer beneficio.
Luego tenemos como segundo beneficio, que se podrá enviar la
información actual e instantáneamente de la temperatura de los
arrollamientos y del aceite (si se lo requiere, implementando accesorios
adicionales) directamente al C.O.T., a través a un módem, línea dedicada,
UTR, etc. de acuerdo a lo que se disponga, para los análisis que ellos
necesiten; lo que actualmente no lo tienen.
Entradas discreías de las fotocélulas, para encender la iluminación de los
patios de la subestación.
SITUACIÓN ACTUAL: Las fotocélulas se hayan instaladas en las partes
altas de los postes metálicos en la mayoría de subestaciones, controlando
un aproximado de 6 luminarias, el problema está en que, cuando una de
estas se daña, permanecen prendidas todo el día o nunca funcionan las
luminarias que están bajo su control, como por ejemplo: En las
subestaciones Sta. Rosa (4 luminarias), Sto. Domingo (3 luminarias).
Adicionalmente para dar mantenimiento a estos sensores entonces se
requiere, tener por lo menos una escalera lo suficientemente grande para
115
alcanzar la fotocélula, lo que conlleva pérdida de tiempo, y lo que
generalmente no se hace.
NUEVA SITUACIÓN: Se tendrá solamente 3 fotocélulas como máximo,
dependiendo de la subestación una para cada patio, aunque se podría
trabajar con solo una fotocélula. Se la podrá ubicar en un lugar accesible (a
1.5m de altura), para darle un mantenimiento más rápido y fácil. La señal
de encendido lo recogerá el PLC y a su salida encenderá la iluminación del
patio; se podría formar varios circuitos para encenderlos de diferentes
formas como por ejemplo: temporizadamente, en etapas, solo en
emergencia, en fin diferentes alternativas que se podrían aplicar para
reducir el consumo de energía que como se puedo apreciar corresponde a
un rubro importante.
Control de aire acondicionado.
SITUACIÓN ACTUAL: El objetivo principal es mantener una temperatura
adecuada y un ambiente fresco, especialmente para los equipos de la sala
de control y oficinas principales. Existen casos como por ejemplo:
Subestación Quevedo, el edificio tiene dos plantas (ver anexo 2.5) de las
cuales sólo se utiliza la sala de control, el resto de oficinas permanecen
vacías, pero el sistema de aire acondicionado tiene ductos que se
distribuyen por todo el edificio, y cuando se lo enciende obviamente se
produce un desperdicio innecesario. Adicionalmente el sistema de aire
acondicionado se ve obligado a funcionar casi permanentemente, ya que
en ciertas oficinas y salas de control se mantiene abiertas las puertas y
ventanas.
NUEVA SITUACIÓN: Mediante la instalación de RTDs, termómetro, y
sensores en las puertas y termostato electrónico, principalmente en la sala
de control, se podría controlar adecuadamente en encendido del sistema
de aire acondicionado; Los termostatos electrónicos entre otras funciones
traen la programación del encendido y apagado automático de la unidad.
Cabe señalar que los logros que se espera obtener con este nuevo sistema
no podrán funcionar, sin el apoyo de las personas que trabajan en las
diferentes subestaciones. Finalmente cabe destacar que con el uso
116
racional del aire acondicionado se puede reducir en gran parte e! consumo
de una subestación de la Costa.
Una vez instalados en cada subestación los PLC, para el control se deberá
interconectar entre subestaciones y todas estas enviarán la información a una
computadora del C.O.T. con un software muy fácil de manejar, donde se podrán
obtener curvas, estadísticas, proyecciones, etc. en fin toda la información
necesaria, a todo esto se lo conoce con el nombre de SISTEMA SCADA DE USO
GENERAL, la gran ventaja de este tipo de proceso es:
• Los Sistemas Scada de Uso General, son más baratos y prácticos que los
sistemas Scada de uso cerrado, ya que estos son creados exclusivamente
para un fin determinado. En cambio que los de uso genera! tienen
directrices principales, que se los puede ir adecuando de acuerdo a las
necesidades.
• Un valor aproximado que costaría instalar un PLC en una subestación esta
alrededor de los 6.000 USD americanos (Marca SIEMENS), valor que no
representa una gran inversión, si la comparamos con los beneficios arriba
indicados.
La siguiente pregunta es: En que subestaciones se debería tomar como
pilotos.?
Para responder esta pregunta, debemos tenemos presente, que se van a obtener
dos logros principalmente: El primero, automatizar los servicios auxiliares de la
subestación y segundo, enviar información de temperatura de los transformadores
al C.O.T.; en base a esto, si analizamos el primer punto automatizar los servicios
auxiliares, de querer se podría realizar en todas las subestaciones, pero la
inversión a realizar aproximadamente 6000 USD, da que pensar, entonces desde
este punto de vista se debería empezar por las más importantes y grandes del
sistema.
117
En cuanto a la información de temperatura que se enviará, es necesario
determinar cuaíes autotransformadores/transformadores requieren más control;
aquí se pueden apuntar las subestaciones ubicadas en zonas de mayor consumo.
Una vez analizados los dos puntos anteriores, se sugiere instalar este nuevo
sistema en las siguientes subestaciones, y de acuerdo al orden indicado:
• Subestación Pascuales
• Subestación Sta. Rosa
• Subestación Quevedo
• Subestación Sto. Domingo
Para tener una idea gráfica de las conexiones a realizar, se presenta un diagrama
simplificado de las entradas y salidas del PLC. Ver Figura 10 en ia siguiente hoja.
118
PARA CADA FASE
A.T.
• ACEPTE
1 FOTOCELDAPARA PATIO 230KV
1 FOTOCELDAPARA PATIO 138KV
Condiciones do operacióri
ENTRADAS
ANALÓGICAS
PLCENTRADASDIGrTALES
ESQUEMA DE CONTROLVENTILADORES Y BOMBAS
ENVÍO DE INFORMACIÓNTEMPERATURAS AL C.O.T.
PROCESAR INFORMACIÓN:
OBTENCIÓN DE CURVAS1
ILUMINACIÓN PATIOS
DE LA SUBESTACIÓN (sepueden formar vahos circuitos)
CONTROL DELARE ACONDICIONADO
SISTEMA SCADA DE USO GENERALTESIS DE GRADO
1SCUKLA POLITÉCNICA NACIONAL
AUTOMATIZACIÓN DE SS.AA.
DIAGRAMA ENTRADAS/SALIDAS
DfcUJADü POR: fERHAHOO LLIVE
119
5.2.2 OPTÍMIZACIÓN DEL CONSUMO DE SERVICIOS AUXILIARES
Este constituye el punto más importante a analizar y poder determinar logros
importantes, ya que como es sabido, ahorro en el consumo lo único que conlleva
es tener más dinero disponible para otras actividades de ia empresa.
A continuación, vamos a tabular los datos obtenidos en el capítulo anterior de las
6 subestaciones que formaron parte del estudio, y así poder determinar que
grupos de cargas representan los más influyentes en el consumo total, lo cual nos
permitirá tener una idea más clara, por donde se puede empezar con la
optimización del consumo.
CUADRO DE INFLUENCIA EN PORCENTAJES DE LAS PRINCIPALES
CARGAS EN EL CONSUMO DE ENERGÍA DIARIA
SUBESTACIÓN
VICENTINA (2)
STA. ROSA
PUCARÁ
STO.DOMINGO
QUEVEDO
PASCUALES
ENFRIAMIENTOAUTOTRAflSF,
10.64
19.51
0
0
0
25.95
ILUMINACIÓN
PATÍOS
25.49
20.17
52,84
22.49
32.13
9.22
^ ^ ^ AfcRE * ^
AG0N0JCIQNADO
0
0
0
34.76
30.88
37.78
RESTODE
CARÓAS47.09
60.32
47.16
42.75
36.99
27.05
ENERGÍATOTAL
% :
100
100
100
100
100
100
NOTAS:
1. Estos porcentajes se obtuvieron de acuerdo a las mediciones
realizadas, en las diferentes visitas técnicas a las subestaciones.
2. Del Panel de auxiliares de la subestación Vicentína, se suministra
para la Subestación 10N de la E.E.Q., la cual se haya adjunta. La
energía suministrada representa un 16.78%, del consumo total de la
S/E Vicentina.
120
3. En la Subestación Pucará las únicas cargas que existen son:
iluminación, cargador de baterías 48VCC, calefactores y tomas de
patio.
CONCLUSIONES:
El objetivo del estudio es poder generalizar los resultados y tener una idea ciara
de cómo poder reducir ei consumo de energía en todas las subestaciones; pero
es necesario tener presente dos sugerencias importantes, que son:
1. Los resultados se pueden generalizar, sin temor a equivocarse, que se
quiere decir cuando se plantea generalizar resultados; se quiere dar a
entender que las principales cargas sobre las cuales se puede influir para
reducir el consumo van hacer las mismas en cada subestación.
2, Esto no quita, lo necesario e importante que resulta visitar personalmente
cada subestación y realizar un levantamiento de toda la información,
parecida ai trabajo realizado para las 6 subestaciones del estudio; ya que
cada subestación tiene sus particularidades.
Entonces se puede concluir, que los grupos susceptibles para reducir el consumo
y dependiendo de la región son los siguientes:
SUBESTACIONES - REGIÓN SIERRA:
• Iluminación patios subestación
• Calefactores de equipos
• Enfriamientos de autotransformadores (seguimiento - control)
• Panel de Iluminación (iluminación y tomas Edificio).
SUBESTACIONES - REGIÓN COSTA:
• Aire acondicionado
• Iluminación patios subestación
• Enfriamientos de autotransformadores (seguimiento - control)
• Panel de Iluminación (iluminación y tomas Edificio).
121
El ahorro de energía como fuente, representa la diferencia entre la demanda de
energía existente y la demanda óptima relativa:
AHORRO DE ENERGÍA = DEMANDA _ DEMANDA ÓPTIMA
COMO FUENTE EXISTENTE RELATIVA
La diferencia en que se hace referencia en la fórmula anterior y a la que se
denomina Ahorro de Energía como fuente constituye el excedente energético
resultante de un uso racional y eficiente de la energía y como tal cambia su
condición de energía potencialmente consumida a la de energía potencialmente
disponible.
Con el uso racional de la energía se tiene igual o mayor rendimiento con menor
cantidad de energía, o en término de consumo igual o mayor satisfacción con
menor cantidad de energía, por tanto, con menores costos. Lo anterior se logra
con un uso más eficiente de la energía por cambios tecnológicos, modificación de
los procesos.
La energía no puede ser ahorrada hasta no conocer dónde y cómo está siendo
usada y cuándo y dónde su eficiencia puede ser mejorada. En la mayoría de los
casos, el establecimiento de esta referencia requiere de una inspección
comprensiva y detallada de los usos y pérdidas de energía.
El uso de consumo eléctrico se cobra de acuerdo a unos de los siguiente factores:
Demanda Máxima en KVA, Consumo de energía en kWh y Penalidad del factor
de Potencia, en base del voltaje suministrado y de ia demanda medida.
Las oportunidades de ahorro de electricidad se limitan a:
• Reducción de la DEMANDA MÁXIMA (kW)
• Reducción del CONSUMO (kWh)
122
Partiendo de estos dos puntos vamos a optimizar y a la clasificación de las cargas
susceptibles a reducir su consumo, resulta que los equipos de aire acondicionado
e iluminación de patios representan la parte más importante de las cargas
conectadas permanentemente, por lo que el estudio se concentró en estas dos
cargas.
5.2.2.1 Iluminación de Subestaciones
Las instalaciones de energía eléctrica, como son las subestaciones, deben ser
dotadas de iluminación para que el personal de operación, mantenimiento y
vigilancia pueda desarrollar sus trabajos respectivos. En la iluminación de una
subestación se pueden considerar cuatro propósitos básicos:
1. Seguridad en la operación del equipo
2. Tránsito sin peligro
3. Inspección del equipo
4. Trabajos de mantenimiento
No se pueden establecer reglas para la iluminación de subestación, ya que
depende de muchos factores entre otros de: reglamentos de las autoridades de
trabajo en cuanto a iluminación, políticas sobre ahorro de energía, reglamentos de
las empresas eléctricas de no realizar mantenimientos nocturnos, etc.
Pero podemos considerar la siguiente sugerencia: La iluminación de
subestaciones debe estar comprendida entre 30 y 70 luxes, aumentándose en las
salas de control hasta 150 luxes. En general, en una subestación, dependiendo
del área de trabajo, se deben tener los siguientes niveles de iluminación.
ÁREA: LUXES:
Zonas de transformadores/alta tensión/baja tensión
Superficies horizontales 22
Superficies verticales 54
123
Iluminación Horizontal: Esta iluminación debe abarcar toda ia subestación al
nivel del suelo, para asegurar el tránsito del personal sin peligro. Los peligros
potenciales como conductores caídos y objetos que yazcan en el suelo, deben ser
visibles. Se sugiere instalar luminarias instaladas en el perímetro de la
subestación, montados sobre postes de 6 a 9 metros de altura. Las luminarias
deben colocarse alejadas de las partes energizadas, de modo que se puedan
sustituir las lámparas defectuosas, sin riesgo para el personal de mantenimiento.
Iluminación Vertical: Esta iluminación debe abarcar las superficies verticales del
equipo, localizadas generalmente arriba del nivel del ojo, de tal manera que se
tenga una iluminación adecuada a ese plano de trabajo, que es donde se
encuentra la mayoría de las tareas visuales.
En las todas las subestaciones del S.N.T., se tiene instaladas luminarias del tipo
Vapor de Mercurio (Hg); cuando se podría cambiar las luminarias por el tipo Vapor
de Sodio (Na). A continuación se presenta una breve justificación de porque son
mejores las luminarias de Na.
TIPOS DE LÁMPARAS:
Cuando se desea seleccionar una lámpara apropiada para un sitio determinado,
al menos se deben considerar 3 condiciones:
• La cantidad de potencia que requiere la lámpara, para suministrar la
iluminación necesaria.
• El color de la lámpara de acuerdo a su aplicación.
• El mantenimiento requerido para lámpara.
Para poder determinar cual lámpara es más eficiente, se puede aplicar dos
técnicas: a).- Se puede comparar la potencia requerida por la lámpara, asumiendo
una nivel de iluminación igual para todas; esta técnica es poco usada, b).-
Comparar el nivel de iluminación (lumen) con ia potencia requerida (W). Se divide
los lúmenes de la lámpara para la potencia, y al valor se lo denomina Eficiencia
de la lámpara.
124
Una eficiencia mayor significa que la lámpara produce una mayor cantidad de luz
por cada watio consumido. También es necesario tener presenta la potencia que
consume el balasto.
A continuación presentamos una tabla comparativa de las diferentes luminarias.
RANGOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAS DIFERENTES LÁMPARAS10
TIPO
LAMPARA ,
/ ' /
incandescente
Mercurio
Fluorescente
Metal-Halide
^ í pl r:Sotíto/Low-p, -•
Potencia
Requerida
W1000
,-. -. -.-.v.v •. J*í-f* JS.
- s; _250
116
250
--1 ^25&-. í- •• ' •«••£*:: ::,,,;Xvv,*3§:
líumin.
(tal)'
17000
1§62S<.• -. v •> •• J.
6300
14000
2*rsqj}'&&PA
Potencia
Balasto
:m ,NO
' :-, -3S
9
35
- ;r;;^;-;,r-,43.
- Total
Potencia
m1000
' ;~":285
125
285
\-\'~ 310:
::::-', -1758 i
Eficiencia
(ia^W)
-
- , 17, r> - ¿asr,-
' '60
''.. ' , " '49,..-^••"-M-,..,¡'.~'.$2&'
Duración
(H)
:
2000
'J246DO;
9000
10000
;: ?^^:"i«x»]
A continuación se presenta una descripción y datos técnicos de las luminarias
"Philips", como un ejemplo.
11PORQUÉ LAS LÁMPARAS "SON" DE PHILIPS SON MÁS EFICIENTES.
Todas las lámparas de sodio de alta presión de Philips tienen una mayor cantidad
de sodio en el tubo de descarga, lo que le da al vapor condiciones de saturación
durante el funcionamiento de la lámpara, y permite que ocurra la absorción interna
en la superficie. También hay una cantidad mayor de mercurio, que actúa como
un gas de protección. El xenón, que se adiciona a baja presión, facilita la ignición
y limita ia conducción del calor de! arco de descarga hacia la pared del bulbo.
Tabla tomada del libro:" Eiectrical Wiring Industrial" by Smith Robert
Información tomada de la página Web de Philips The Light Site, http://www.lighting-
philips.com/latinoamerica/products
125
Ei tubo de descarga, colocado dentro de una envoltura de vidrio duro, al vacío, se
hace de óxido de aluminio sinterizado y resiste a la intensa actividad química del
vapor de sodio a la temperatura de operación de 700°C.
Las lámparas de sodio de alta presión irradian energía en gran parte del espectro
visible. Estas lámparas proporcionan una reproducción de color razonable (su
índice de reproducción de colores (IRC) es de 23). Estas lámparas alcanzan una
eficiencia lumínica de hasta 130 Im/W y poseen una temperatura de color de
aproximadamente 2100 K.
Partes principales de la lámpara de sodio. Figura 11:
FIGURA 11. Partes de una lámpara de Sodio (Na)
1- Electrodos con niobio2- Tubo de descarga hecho de óxido de aluminio sinterizado3- Conjunto de montaje del tubo de descarga. Tiene un formato especialpara evitar sombras en el sistema óptico de la lámpara.4- Conexión eléctrica flexible.5- Anillo en el cual el material de conducción se deposita durante sufuncionamiento.6- Tubo de drenado del bulbo externo.7- Conexiones eléctricas.8- Tubo de vidrio duro externo.9- Caequillo
Las lámparas SON Philips, proporcionan más economía de energía y
seguridad a las calles y avenidas de su ciudad.
126
La iluminación pública se constituye en un bien que transforma la vida de las
personas, ofreciendo mayor seguridad a las ciudades y proporcionando más
diversión y mejor calidad de vida a la población. Con la utilización de las lámparas
SON Philips, su ciudad será beneficiada a través de:
<* menor consumo de energía eléctrica
<* menores costos de mantenimiento
<* disminución en el número de accidentes de tránsito
<* menor depreciación de los bienes públicos y privados
<* más belleza en el paisaje nocturno de la ciudad, tornándola más
atractiva para los turistas.
El rápido retorno obtenido con el reemplazo de los sistemas de iluminación
convencional por lámparas SON Philips, posibilita la inversión de estos recursos
en otras actividades para la empresa.
Philips dispone del sigue stock de iluminación:
Productos Disponibles y Flujo Luminoso
SON/T
50W - 3.500 Im
70W - 5.600 Im
-
150W-1 5.000 Im
250W - 28.000 Im
400W - 48.000 Im
¡ SON PLUS/T
I 50W - 4.400 ImL _ -. -.
70W - 6.600 Im
100W-1 0.500 Im
150W- 16.500 Im
250W- 32.000 Im
400W- 55.000 Im
| 600W-90.000lm
SON-H
-
-
-
-
220W- 20.000 Im
350W-34.500lm
No es difícil deducir que, se tiene que cambiar de iluminación en las
subestaciones de TRANSELECTRIC S.A., por las luminarias del tipo Vapor de
Sodio de Baja presión ó Alta presión (un poco menos eficientes). Con lo cual se
produce un gran ahorro en el consumo.
Para tener una idea más clara del ahorro que se obtendría al implementar el
cambio de luminaria se presenta el siguiente caso:
127
SUBESTACIÓN: STA. ROSA
DATOS DE LUMINARIAS - ACTUALES:
• 29 postes metálicos de dos brazos con lámparas de vapor de mercurio de
250W
• 10 brazos adosados a los pórticos con artefactos tipos faroles con
lámparas de vapor de mercurio de 250W.
• 6 postes metálicos con lámparas (no se tiene la potencia de la lámpara)
En conclusión tenemos:
29 postes x 2 lámparas por poste x 250W cada lámpara = 14,5 kW
10 brazos x 250W cada brazo = 2,5 KW
6 postes X 250W cada poste = 1,5 KW
Tenemos en total: 74 luminarias
Entonces tenemos que la demanda instalada debería ser: 18,5 kW
DEMANDA POR ILUMINACIÓN - MEDIDA: 14,62 KW
Como se puede ver !a demanda real de iluminación es menor, lo que nos indica y
como se pudo apreciar físicamente existen muchas luminarias que no funcionan,
ya sea, por que su fotocélula se halla dañada o por que la misma luminaria se
halla fuera de servicio.
Ahora bien, si nosotros divididos los 14,62kW / 250W (requiere cada luminaria de
cualquier tipo) = 58 luminarias que funcionan actualmente de 74 luminarias
instaladas. De acuerdo a la tabla anterior de Eficiencia de luminarias, nosotros
podríamos escoger cambiar las actuales luminarias por las de Vapor de Sodio de
250W, con las siguientes ventajas:
Nivel de Iluminación lámparas de Hg = 10.625 Im
Potencia requerida = 250 W
Nivel de Iluminación lámparas de Na (High-pressure) = 24.750 Im
Potencia requerida = 250 W
128
Con se puede ver el nivel de iluminación de la lámpara de Na duplica a lámpara
de Hg (100% más luz), con lo cual es fácil deducir que por cada 2 lámparas de Hg
se puede colocar solo una lámpara de Na. Es decir se necesitaría solamente 29
lámparas de Na, para cubrir el mismo nivel de iluminación actual (cabe señalar
actualmente es deficiente) por la mala distribución y poco mantenimiento.
Entonces tendríamos el siguiente cuadro de resumen:
SITUACIÓN
ACTUAL,;
NUEVA
; :'* /Lumin,
58
29
W/luntin,
250
250
TÜTAUIMA;
fcW
14,5
7,25
KWh
174
87
Costo
USOtáía
8.7
4.35
; , ": Inversión
' ,-r;:;-*180' ' ; ".-, wySDfcada Hankíá.(2J ,
IpTAlá 4263 USE
NOTAS:
1. Dato obtenido en el Departamento de Alumbrado, de la E.E.Q.
Luminaria Vapor de Na (high-press.) de 250W => $ 125 USD
Luminaria Vapor de Na (high-press.) de 150W => $ 90 USD
Luminaria Vapor de Na (high-press.) de 75W => $ 75 USD
2. La inversión inicial para instalar la luminaria representara adquirir:
La luminaria con todos sus accesorios (balasto) que tiene un costo de
$ 147 USD; pero luego, cuando la luminaria termine su vida útil sólo
se deberá cambiar la luminaria que cuesta $ 125 USD.
MÉTODOS PARA DETERMINAR SI UNA INVERSIÓN ES RENTABLE.
Una inversiones cualquier sacrificio de recursos hoy, con la esperanza de recibir
algún beneficio en el futuro. Es necesario conocer mecanismos que nos permitan
determinar si la decisión a tomar es la más adecuada, una forma de hacerlo es
utilizar el concepto de equivalencia para llevar los flujos de caja libre a un período
determinado y allí si comparar las cifras. Los métodos más utilizados y que tienen
en cuenta el valor del dinero en el tiempo son:
> Valor Presente Neto (VPN)
> Tasa Interna de Retorno (TIR)
> Relación Beneficio/Costo (RB/C)
> Relación Inversión/Ahorro (Pay back)
129
Para nuestro estudio, se aplicará los tres últimos métodos para poder determinar
si la inversión a realizar es rentable.
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR).- Este método es muy utilizado y para el
común de la gente es más fácil de visualizar de manera intuitiva. La Tasa interna
de retorno es una medida porcentual de la magnitud de los beneficios que le
reporta un proyecto a un inversionista.
Se debe aplicar la siguiente fórmula:
Donde:
I = Inversión inicial
D = Débitos o gastos en cada período j
B = Beneficios o ahorros en cada período j
n = Vida útil de la inversión
i = Interés a encontrar.
La inversión es rentable sí: i % es mayor que TIRM (tasa de descuento)
RELACIÓN BENEFICIO/COSTO ÍRB/C).- Este método también tiene en cuenta
el cambio del valor del dinero a través del tiempo. Éste índice se define como la
relación entre los beneficios y los costos o egresos de un proyecto.
Se debe aplicar ia siguiente fórmula:
VPbeneficios = Btotal VPcostos =
RB/C =Beneficios totales
Costos totales
0+0'lnv.incial = Ctotal
La inversión es rentable si: La relación RB/C es mayor que 1.
130
RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO (Pav backK- Este parámetro permite saber si
una inversión puede ser recuperada en un tiempo razonable comparada con la
vida estimada (V). Normalmente si X es menor que ia mitad de V, la inversión es
rentable. Se utiliza normalmente cuando solamente se requiere tener en cuenta el
"cash-flow", es decir la motivación principal es recuperar la inversión lo antes
posible, es decir beneficios lo antes posible.
Siguiendo con el ejemplo anterior, y aplicando los tres métodos antes indicados
tenemos que:
V = Vida estimada de cada lámpara 24.000 horas = 5,56 años
I = Inversión = $ 4.263 USD
A = Ahorro al año = $ 1.578,96 USD
T% = Tasa de descuento típica = 12%
RESULTADOS DE LOS MÉTODOS:
TIR: ¡% = 29% > T%; la inversión es rentable
! RB/C: RB/C = 6.491,8/4.263 = 1,52 > 1; la inversión es rentableiPay Back: I/A = 4.263/1.578,96 = 2,69 años; en este tiempo se recupera la
I inversión y la vida útil de las luminarias es 5,56 años.
Como se puede ver la inversión es rentable por cualquier lado que se la vea, ya
que la inversión que se debe realizar se la recupera en un período menor a la
mitad de ia vida útil de las lámparas. Adicionalmente se logra gran rentabilidad es
disminuir el pago que se tiene que realizar por consumo de auxiliares, como se
verá a continuación:
Se ha estimado el ahorro que se podría obtener al cambiar las luminarias en las 6
subestaciones que formaron parte del estudio, realizando las siguientes acciones:
131
• Reemplazar 2 luminarias de Hg con 1 luminaria de Na (alta - presión); de
la misma potencia. Se podría cambiar también por luminarias de Sodio de
menor potencia (150W, 75W); pero obviamente se tendría menor nivel de
iluminación y se forzaría un poco el poder reemplazar las 2 luminarias de
Hg por 1 de Na; Cabe destacar que esa decisión depende del concepto
que tenga la empresa con respecto a la iluminación de la subestación.
• Se podría optar por realizar una mezcla de iluminación de Na, como
sugerencia se plantea que las luminarias de Sodio de 150W, se las utilice
en la periferia y calles de la subestación; y las de 250W en la iluminación
de ios patios.
• Se puede formar dos circuitos de iluminación; donde el primero lo conforme
la iluminación de periferia y calles de la subestación el cual siempre
debería funcionar; y el segundo que sería la iluminación del patio, el cual
funcionará solo en caso de que se requiera hacer operación en el patio de
la subestación.
• Con la sugerencia planteada en la parte de automatización de Servicios
Auxiliares, también se podría ahorrar energía.
Entonces tenemos el siguiente cuadro de resumen mensual, de los ahorros que
se podrían obtener en las subestaciones analizadas:
CUADRO DEL AHORRO QUE SE PODRÍA OBTENER POR EL CAMBIO DE
LUMINARIAS.
SUBESTACIÓN
' ^ ' üVICENTIISIASTA.ROSAPUCARÁSTO.DOMINGOQUEVEDOPASCUALES
TOTAL;
'•• f SíTUACÍON ', , :
n\ - ACTU/UÍ - ,- - '.CONSUMO
TGT&L ^
KWh/mes10918.2
276065328
21625.223203.264419.6
153100,2
CONSUMO
ILUMfNAC.
KWh/mee2782.85263.22815.27455.67455.65936.4
317084
COSTO
TOTAL
USD/mes545.91
1380.30266.40
1081.261160.163220.98
7655.01
COSTO
¿UWÍNA
USD/mes139.14263.16140.76372.78372.78296.82
1585,44
«mvAAHORRO
USO/meséájr
13158,&99
,m*$'16&39148.41
-
TWtTÍ
CONSUMO
TOTAi
KWh/mes9526.8
24974.43920.4
17897.419475.461451.4
137245.8
B£DyeC
QSTCÍ*
% :12.749.53
26.4217.2416.074.61
10.30
132
RESUMEN TOTAL MENSUAL DE LAS 6 SUBESTACIONES EN ESTUDIO:
CONSUMO ANTERIOR = 153,1 MWh
COSTO ANTERIOR = 7655,01 USD
ENERGÍA AHORRADA = 15,85 MWh
CONSUMO NUEVO = 137,25 MWh
COSTO NUEVO = 6862,3 USD
DINERO AHORRADO = 792,72 USD al mes
DINERO AHORRADO = 9.512,64 USD al año
INVERSIÓN APROXIMADA = 18.000 USD
TIR = 47,77%
RB/C = 2,17 > 1
RELACIÓN Inversión/Ahorro = 1.89 años
VIDA ÚTIL APROXIMADA = 5.56 años
NOTA IMPORTANTE: En la Vicentina se puede obtener una reducción a la mitad
del consumo, con solo formas dos tipos de circuitos: una para la iluminación de la
periferia y calles; y el otro para la iluminación del patio, el cual deberá funcionar
con solo la mitad de sus luminarias actuales, la inversión a realizar es NULA.
Ahora si vamos a generalizamos el resultado para todo el sistema S.N.T.
podríamos tener un ahorro como el que se muestra a continuación:
133
Inversión nueva
Inversión nueva
Primeramente vamos a estimar rango de inversión
Subestaciones dé 230/138KV
Iluminación = $ 4.000 USD
Para 9 subestaciones.
• Subestaciones de 138/69KV
Iluminación = $ 2.000 USD
Para 17 subestaciones.
• INVERSIÓN TOTAL = (9 X $ 4.000) + (17 X $ 2.000) = $ 70.000 USD
. SITUACIÓN ACTUAL:
. CONSUMO TOTAL SUBESTACIONES = 450 MWh/mes X12 meses
= 5.400 MWh/año
. COSTO POR SS.AA. AL AÑO = $ 270.000 USD
Se puede estimar un ahorro del 10% (escenario medio-bajo, se puede
aspirar a un mayor ahorro) del consumo total anual, por cambio del tipo de
luminarias, es decir:
SITUACIÓN NUEVA:AHORRO DE ENERGÍA POR NUEVAS
LUMINARIAS = 540 MWh/año
AHORRO POR NUEVAS LUMINARIAS = $ 27.000 USD
INVERSIÓN A REALIZAR = $ 70.000 USD
• TIR = 30.91%
134
RB/C =
RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO = 2.6 años
VIDA ÚTIL DE LAS LUMINARIAS = 5.56 años
CONCLUSIÓN: Como se puede ver el cambio de luminarias representa una
GRAN INVERSIÓN, porque se ahorrará cerca de $30.000 dólares anuales y el
tiempo en que se recuperará la inversión de instalar las nuevas luminarias de
Vapor de Sodio alta-presíón, es la mitad del tiempo de vida útil de las nuevas
luminarias.
Claro que, hay otra opción donde se requiere mucho menos inversión, y que se
puede aplicar en cualquier subestación sin ningún problema, es la siguiente:
• Mantener el sistema actual de iluminación, es decir las lámparas de Vapor
de Mercurio actuales, dar mantenimiento a estas luminarias para que
mejoren su eficiencia y rehabilitar las dañadas.
• Permitir que funcione solamente la iluminación que rodea a la subestación,
como es: Iluminación de calles, periferia de la subestación y patio de
autotransformadores (como excepción). Y que permanezca desconectada
la Iluminación de patios (230/138/69); solo se utilizará esta iluminación
cuando se desee dar mantenimiento y en fallas nocturnas.
• Esta se podría tomar como una solución inmediata mientras se tienen los
recursos necesarios; pero nunca como una solución definitiva.
Una observación a esta última solución, es que no sé esta atacando al
problema, sólo dando soluciones parches; que a largo o corto plazo, no
constituirán la solución definitiva al problema del consumo de la
iluminación. Cabe señalar que por la economía de TRANSELECTRIC S.A., y
por el tamaño de la inversión, se puede pensar para arrancar el proyecto en
subestaciones pilotos.
135
RECOMENDACIONES DE MANTENIMIENTO PARA LUMINARIAS:
a. El cambio de las lámparas y de los cebadores así como la limpieza de los
aparatos de alumbrado forman parte de los trabajos de mantenimiento
normales.
b. El rendimiento de los aparatos de alumbrado se reduce en el transcurso del
tiempo bajo los efectos del polvo y la suciedad, el flujo luminoso puede
reducirse en un plazo de dos años, de un 20 a 50% respecto al valor inicial.
Tanto los costes de instalación como los de mantenimiento se pueden
reducir planificando desde un principio la limpieza regular, a intervalos
prefijados, de los aparatos de alumbrado. Se recomienda su limpieza una o
dos veces al año.
c. Se recomienda implementar el sistema de automatización, con lo cual se
tiene más opciones para ahorrar en consumo; y menores esfuerzos para el
mantenimiento de las fotocélulas.
5.2.2.2 Aire Acondicionado
La carga frigorífica comprende: calor de transmisión, radiación solar, calor emitido
por personas, lámparas, máquinas, aparatos u otras fuentes de calor existentes
en el local y, en caso necesario, la ventilación.
En superficies acristaladas, por ejemplo, ventanas y puertas de balcones es
necesario tener en cuenta una carga frigorífica adicional, a causa de las
radiaciones solares. Sin embargo, ei calor de radiación no eleva inmediatamente
la temperatura del recinto, sino que penetra primeramente en el suelo y las
paredes, acumulándose allí, y luego, poco a poco, se transmite al aire del local.
Por tanto, la capacidad de almacenamiento del local contribuye igualmente a la
reducción de la carga máxima de refrigeración.
Otros factores tenemos:
ALUMBRADO: El calor procedente de las lámparas de alumbrado, especialmente
en almacenes o grandes oficinas, es una parte importante de la carga de
refrigeración.
136
HUMANO: En caso de haber muchas personas permanentemente en el local,
deberá considerarse ei calor emitido por ellos.
VENTILACIÓN: Si se tiene entrada de aire del exterior en forma continua, habrá
que tener en cuenta el enfriamiento de éste hasta la temperatura del local.
OTROS: Se deberá considerar también el calor emitido por máquinas o aparatos
y las posibles salidas o entradas de calor de locales vecinos, que se encuentren a
temperatura mayor o menor, respectivamente.
En definitiva el sistema de aire acondicionado cumple con las siguientes
funciones: movimiento, renovación, filtrado, refrigeración y deshumidificación del
aire. En el caso de las subestaciones la principal función que debe cumplir ei aire
acondicionado es mantener una temperatura ambiental adecuada para que las
actividades se realicen con armonía y ganas. Las partes principales de un aire
acondicionado son: Evaporador, Compresor, Condensador y Expansión. Ver
figura siguiente. Ver FIGURA 12.
FIGURA 12. Partes más importantes de un Aire Acondicionado
137
Como se puede deducir los ahorros de energía se pueden obtener en las
subestaciones de la Costa, en nuestro caso se analizará las 3 subestaciones que
se visitaron: Sto. Domingo, Quevedo y Pascuales.
Los datos técnicos del Sistema de aire acondicionado instalado en las
subestaciones Sto. Domingo y Pascuales es:
MARCA: SINGER- Intemperie
SERIE: R250 455101
CAPACIDAD: 196 m'/min - 360000 BTU
MOTORES DE VENTILADORES: 3 X 1.5 HP / 480V
MOTOR DEL EVAPORADOR: 1 X 10 HP / 480V.
MOTOR DEL COMPRESOR: 1 X 30HP / 480V.
A continuación se presenta el consumo que representa el sistema de aire
acondicionado en las diferentes subestaciones:
CUADRO DE CONSUMO Y COSTO POR EL SISTEMA DE AIRE
ACONDICIONADO AL DÍA
SUBESTACIÓN
STO.DOMINGO
QUEVEDO
PASCUALES
POTENCIA
32
19.9
33.8
HORAS AL DIA
QUÉ bPERAN.(*}
Pasando 3 días
(aprox. 5
horas/día)
INVIERNO: 10AM-
3AM y VERANO:
10AM-8PM
24
ENERGÍA
KWh
384
238.8
811.2
COSTO
USD/DÍA
1&2
41.34
', <-• 40J
NOTA: (*) Datos obtenidos por los operadores de ¡as diferentes
subestaciones.
138
RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR EL CONSUMO DEL SISTEMA DE
AIRE ACONDICIONADO EN LAS SUBESTACIONES STQ. DOMINGO v
PASCUALES:
• La operación eficiente de un equipo no depende solamente de tener un
equipo de alta eficiencia, hay detalles que sumados a un equipo de alta
eficiencia contribuyen a constituir un conjunto verdaderamente eficiente.
Los ductos, ei termostato, los dampers, son elementos que influyen
notablemente en el desempeño de un equipo, por eso se debe prestar
atención a las siguientes recomendaciones:
• Asegúrese que no existan infiltraciones o fugas de aire a través de ductos,
ventanas, puertas y paredes, recuerde que el equipo de aire acondicionado
extrae el calor del ambiente y lo expulsa a otro donde no interesa cederlo,
entonces mientras más calor penetre al ambiente mas tiempo tardará el
equipo en lograr la temperatura deseada con el consiguiente consumo de
energía.
• El termostato es su mejor aliado para disminuir el consumo de electricidad,
se debe graduar para lograr una temperatura entre 23 y 25°C, con el uso
de este dispositivo se pueden obtener disminuciones hasta de un 30% del
consumo. En el caso, de aires acondicionados centrales el termostato
electrónico es el ideal, ya que permite un control mas preciso de la
temperatura del ambiente, logrando un mayor confort y un mejor uso de la
energía. Los termostatos electrónicos -entre otras funciones traen la
programación del encendido y apagado automático de la unidad, logrando
con esto controlar las horas de uso de los equipos, y evitando dejarlos
encendidos por olvido, además que el control del sistema de aire
acondicionado se halla en la sala de control y por lo tanto la operación del
sistema depende de la temperatura y condiciones del aire de esa zona.
• No enfrié en exceso. Tenga en cuenta que por cada grado de temperatura
que se le exige al acondicionador por debajo de los 25°C, estará
consumiendo aproximadamente un 8% mas de energía.
139
Realizar ei lavado del filtro una vez por semana, y realizar limpieza del
evaporador por lo menos una vez al año, dependiendo por supuesto del
uso que se dé al mismo.
No debe existir ningún obstáculo en la parte exterior a menos de 50 cm.
En sistemas centrales se pueden instalar dampers motorizados en los
ductos, permitiendo reducir hasta un 30% el costo de operación del equipo
ya que, éste direcciona el flujo de aire solo hacia las áreas ocupadas,
además reduce el costo de instalación de un aire acondicionado debido a
que permite instalar un equipo de menor capacidad.
Los ductos juegan un pape! importante en los sistemas centrales, se debe
asegurar que no exista fuga de aire a través de los mismos, deben estar
pintados de blanco en su parte externa, ya que el color blanco rechaza
hasta el 80% de ia radiación solar, esto para evitar la ganancia térmica a
través de ellos.
Adicionalmente a las recomendaciones anteriores, se sugiere instalar el
sistema de automatización que como ya se explicó anteriormente,
mediante la instalación de RTDs, y sensores en las puertas, principalmente
en la sala de control, se podría controlar adecuadamente en encendido del
sistema de aire acondicionado. En el caso de que no se opte por la
automatización se sugiere mantener un poco más de cuidado con
mantener las puertas y ventanas bien cerradas.
Mantener el valor de referencia de los termostatos del sistema.
Ajustar el termostato u otros controladores de temperatura en espacios sin
uso.
Apagar e! equipo de ventilación cuando el edificio o espacio no se ocupa.
Realizar un preenfriamiento, sin introducir aire exterior, dos horas antes de
iniciar labores.
Poner protección en unidades tipo ventana para evitar el sol directo sobre
el condensador.
Ajustar bandas, calafatear juntas con fugas, reparar o reemplazar sellos en
cubiertas de inspección y mejorar el aislamiento.
Finalmente se sugiere tener presente el siguiente detalle; al permanecer
ciertas zonas de la casa de control desocupadas se generaría un
140
desperdicio de energía ya que en algunos momentos estaríamos
acondicionando áreas desocupadas, para este caso debería considerarse
instalar equipos independientes (aires acondicionados de ventana o
portátiles) en esas zonas y el resto de áreas permanecerían con el sistema
actual, teniendo la flexibilidad de encender solo el necesario, evitando con
esto el desperdicio de energía y aumentando también la disponibilidad de
las unidades en caso de falla.
Con las recomendaciones anteriores se puede estimar que las horas que
actualmente opera el sistema de aire acondicionado se disminuirán en un 20%, ya
que ahora la única zona para la cual funcionará será la Sala de control. Lo cual
implica ahorros en el consumo, aproximadamente de:
CONSUMO ACTUAL AIRE ACONDICIONADO: 35,86 MWh/mes
COSTO POR CONSUMO ACTUAL: 1792,8 USD/mes
NUEVO CONSUMO APLICANDO RECOMENDACIONES: 28,68
MWh/mes
NUEVO COSTO APLICANDO RECOMENDACIONES: 1.434 USD/mes
AHORRO AL MES y AÑO: 358,8 USD/mes y 4.305,6 USD/año
CASO SUBESTACIÓN "QUEVEDO":
Esta subestación presenta una particularidad importante, como se puede ver en el
ANEXO N° 2-5, el edificio tiene dos plantas con las diferentes oficinas que se
muestra en el plano respectivo; donde la única parte que se ocupa es la Sala de
Control, el resto de oficinas permanecen obviamente desocupadas; el problema
esta cuando e! aire acondicionado funciona entonces los duelos que se
distribuyen por todo el edificio producen que éste opere por mucho más tiempo y
lo que es peor se producen una pérdida innecesaria de energía.
141
SUGERENCIA: Primeramente se debería confirmar que no se va a ocupar el
resto de oficinas y que la subestación va a permanecer ta! como esta, es decir las
oficinas y demás dependencias seguirán desocupadas. Si este es el caso
entonces, se recomienda definitivamente clausurar el Sistema de Aire
Acondicionado de la subestación "Quevedo", e instalar sólo en la Sala de Control
un sistema de aire acondicionado, como sigue:
6 equipos de aire acondicionado, de tas siguientes características:
<* Dirección de aire 4 vías
* Velocidad Fan/Cool: 2/3
*> Termostato Ajustable
*> Filtro anti-bacterias
*> Capacidad enfriamiento: 10000BTU
*:* Potencia entrada enfriamiento: 1050 W
* EER:9.5
COSTO POR EL NUEVO SISTEMA: 500USD/cada uno ^> TOTAL: 3.000 USD
Adicionalmente se tiene que seguir las recomendaciones dadas para disminuir el
consumo en las otras subestaciones.
TABULACIÓN DE RESULTADOS:
CONSUMO ACTUAL AIRE ACONDICIONADO: 7,16 MWh/mes
COSTO POR CONSUMO ACTUAL: 385,2 USD/mes
NUEVO CONSUMO APLICANDO RECOMENDACIÓN: 2,27 MWh/mes
(se supone el mismo tiempo de operación actual 12 horas dianas,
pero se puede aspirar a reducir las horas de operación siguiendo
las recomendaciones anteriores.)
NUEVO COSTO APLICANDO RECOMENDACIÓN: 113,4 USD/mes
AHORRO AL MES y AÑO: 244,8 USD/mes y 2.937,6 USD/año
TIR = 100%>T%
RB/C = 4,02 > 1
142
RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO: 1 año
VIDA ÚTIL DEL EQUIPO: 6 años
En conclusión, como se puede apreciar en este campo también se presenta una
gran oportunidad de ahorro de energía, en las tres subestaciones (Sto. Domingo,
Quevedo y Pascuales) se puede alcanzar un ahorro al año aproximado de:
$ 7.243,2 USD. A nivel Costa tenemos 13 subestaciones, que son las siguientes;
Esmeraldas
Sto. Domingo
Quevedo
Portoviejo
Pascuales
Milagro
Babahoyo
Policentro
Salitral
Trinitaria
Posorja
Sta. Elena
Máchala
Se sugiere realizar un estudio parecido al anterior para las siguientes
subestaciones: Milagro, Trinitaria, Portoviejo y Esmeraldas, ya que estas por su
tamaño e importancia, se podría obtener buenos resultados de ahorro por
consumo de aire acondicionado. Para el resto de subestaciones por ser pequeñas
se debería pensar en conservar el sistema actual.
Por ejemplo en las subestaciones Sta. Elena y Posorja, el aire acondicionado esta
dado por 4 equipos de aire acondicionado instalados en los cuatro extremos de la
sala de control, similares a los que se sugiere para la subestación Quevedo.
143
Ésta es una muy buena opción en cuanto a ahorro, ya que las subestaciones en
las cuales esta instalado son pequeñas.
Finalmente, sin temor a equivocar y partiendo de bases reales de ahorro por aire
acondicionado, se podría pensar en un ahorro de cerca de $ 10.000 USD, por
optimización del aire acondicionado en el resto de las subestaciones costeñas.
5.2.2.3 Enfriamientos de autotransformadores.
Las pérdidas de energía que se producen en un transformador, en servicio, tanto
en el circuito magnético como en los arrollamientos, se convierten en calor, que
es necesario evacuar al medio exterior con objeto de que la elevación de la
temperatura interna sea inferior al calentamiento admitido como normal en los
distintos elementos que constituyen el transformador.
Los límites de calentamiento tienen gran importancia, ya que el envejecimiento del
transformador es función de la temperatura del punto más caliente del
arrollamiento. Está demostrado experimentalmente que un aumento de
temperatura de 8°C sobre los límites permitidos, representa una reducción de la
vida del transformador de un 50%. En este sentido, también tiene gran
importancia el régimen de trabajo del transformador, puesto que si está sometido
a frecuentes cortocircuitos de cierta duración, los calentamientos pueden rebasar
los valores máximos admitidos, lo que provoca una disminución de la vida del
equipo.
La mayoría de los transformadores están refrigerados por aceite, el cual sirve
para que el calor producido por pérdidas de energía eléctrica en los arrollamientos
se traspase al agente refrigerante exterior, generalmente aire o agua, y al material
aislante. La construcción de la cuba de aceite se rige por la clase de refrigeración
elegida.
En los transformadores y autotransformadores, instalados en las subestaciones
del S.N.T., se tienen los dos o tres tipos de enfriamientos típicos que son:
144
• Autoenfriamiento, o sea, por radiación y convección natural (ONAN-OA)
• Por ventilación, es decir circulación de aire por medio de ventiladores
(OFAF-FA(1)).
• Circulación forzada de aceite, por medio de bombas que se incluyen a los
ventiladores (FA(2)).
La operación de los enfriamientos por ventilación y por circulación forzada de
aceite, depende de la temperatura de los arrollamientos y cobre; para la medición
de la temperatura de los arrollamientos se aplica un método de medición indirecta
mediante la imagen térmica. Para la medición de la temperatura del cobre se la
realiza mediante RTD, cuya información va a un termómetro local.
Para cualquiera de los dos métodos, se mide en los bobinados de Alta, Baja y
Terciario, es decir cualquier sobrecorriente, lo que ocasiona un calentamiento en
algún tipo de bobinado, arrancará los enfriamientos. Cabe señalar en este punto
que cuando la temperatura por diferentes circunstancias sigue en aumento, y
sobrepasa los 100°C se presenta una señal de alarma; si a pesar de eso sigue en
aumento la temperatura hasta llegar aproximadamente a 150°C, el circuito de
control dispara los disyuntores asociados al Transformador.
Esta misma función la cumple la medición de la temperatura del aceite, la cual a
temperaturas determinadas, nos muestra una señal de alarma y posteriormente si
la temperatura aumenta dispara al transformador, el método utilizado es mediante
imagen térmica (generalmente). Se sugiere instalar un termómetro que registre la
temperatura, mediante una termoresistencia tipo PT100, con la cual se tendría
una información más adecuada de la temperatura.
Todo lo anteriormente descrito nos permite, determinar que los
enfriamientos en los transformadores son muy importantes, por lo tanto en
este campo es muy poco lo que se puede hacer para reducir el consumo
que representa el funcionamiento de estos dispositivos.
Entonces a continuación se presenta las siguientes observaciones deducidas de
las visitas técnicas a la subestaciones en estudio:
145
En la subestación Sto. Domingo de acuerdo al flujo de potencia y
temperatura ambienta! aproximada (25°C) no deberían operar los
ventiladores (Cabe señalar que esto no es una regla general, ya que el
flujo por el ATU depende de las condiciones del sistema y habrá días en
que requieren de los enfriamientos), y mucho menos se podría esperar
que opere los ventiladores sólo de una fase, como es lo que sucedió en
la visita técnica y algunos otros días, cuando estaba operando sólo el
enfriamiento de la fase A. La única explicación que se puede dar, es que
las calibraciones se hallen defectuosas ó los contactos mecánicos que
hacen operar los ventiladores también requieran de mantenimiento.
El mismo caso sucede en la subestación Quevedo con el ATU; aquí en
cambio operaba solo el enfriamiento de la fase R, lo cual conlleva un
consumo que se desperdicia. Se deberían tener presente este tipo de
sucesos.
En la subestación Pascuales, el autotransformador ATR, nuevamente de
acuerdo al flujo de potencia (en consecuencia la corriente que fluye por
los devanados) y temperatura ambiental no deberían operar los
ventiladores. Pero los ventiladores operan de la siguiente forma: 2
radiadores operan las 24 horas del día (cada radiador tiene 3
ventiladores; que consumen 7.9 kW por radiador) y un tercer radiador
ingresa a las 2 pm aproximadamente. Por parte del sistema de control no
existe problemas, ya que los enfriamientos entran automáticamente
debido a que los sensores registran temperaturas superiores a los 90°C,
en los arrollamientos. Se podría pensar que el problema esta presente en
los sensores de imagen térmica, los cuales siempre registran
temperaturas no concordantes con la realidad.
Se sugiere, primeramente realizar un mantenimiento de los enfriamientos
de transformadores para verificar las diferentes partes que conforman el
sistema de refrigeración de los transformadores, y luego instalar el
sistema de automatización indicado en la primera parte, ya que con este
se podría mantener un control más adecuado de temperaturas, tiempos
de operación, control. Lo cual nos permitirá ahorrar en el consumo.
146
5.2.2.4 Otras opciones
Una vez analizados, las principales cargas donde se puede obtener grandes
ahorro de consumo y en consecuencia de dinero, a continuación se presentan
otras sugerencias que se pueden tomar en cuenta para seguir con ei objetivo
planteado, reducir el consumo:
1.- Control en la operación de los compresores de los Disyuntores
La operación del compresor en un disyuntor, se debe a que el SF6 a perdido
presión necesaria y por lo tanto se ven obligados a funcionar; muchas de las
veces que operan los compresores se deben a las fugas que se producen en las
tuberías y empalmes generalmente. Esto se debe a una falta de seguimiento en el
mantenimiento de estos dispositivos.
Para entender mejor como se podría obtener ahorro en este campo, se presenta
un ejemplo:
*:* Si suponemos que un disyuntor normalmente requiere que su
compresor funcione 1 vez al día por aproximadamente 5 minutos;
cuando no existen maniobras de este disyuntor. Entonces en cuanto a
tiempo se tiene que ese compresor debería funcionar más o menos
5min x 30 días = 150 minutos ai mes y debería tener 30 operaciones el
compresor; pero existen reportes generados en el área de operación de
compresor que operan de 60 hasta 100 veces al mes, lo cual
exceptuando las ocasiones que operan por que en ese disyuntor se
realizo maniobras; estos valores resultan excesivos, para tener una idea
del costo que representa esta mal operación de los compresores,
pondremos un ejemplo:
147
ANÁLISIS DE OPERACIÓN DE UN COMPRESOR CON PROBLEMAS:
TIEMPO NORMAL DE OPERACIÓN = 150 minutos/mes
NUMERO DE OPERACIONES = 30 al mes
NUMERO DE OPERACIONES DE UN COMPRESOR CON PROBLEMAS
TÍPICO = 70 al mes
TIEMPO DE OPERACIÓN COMPRESOR CON PROBLEMAS = 350 minutos/mes
EXCESO EN EL TIEMPO DE OPERACIÓN AL MES = 200 minutos = 3,33
horas
POTENCIA QUE REQUIERE UN COMPRESOR TÍPICO = 1.5KW (52-272 S/E
PASCUALES)
ENERGÍA CONSUMIDA POR COMPRESOR CON PROBLEMAS = 5 kWh/mes
PÉRDIDA POR OPERACIÓN DEL COMPRESOR CON PROBLEMAS = $ 0.25
USD/mes; AL AÑO = $ 3 USD
En el S.N.T., actualmente se tiene la siguiente cantidad de disyuntores:
UNIDAD
OCCIDENTALNOROCCIDENTALNORTESUR
TOTAt
SISTEMA DE 23* fcV
s Patinen•*»
323
»
intemtp.V
191216
47
SISTEMA DE Í3BkV
, Patio en$m •9482í*
interi'itp-f3519417
i0a
SISTEMA DE §9 kV i
Patío en
-S/l
74621f
ttxt&mip*
3819299
95
En anterior cuadro hay que hacer varias aclaraciones:
<* En la mayoría de subestaciones los disyuntores que posee compresor
para operación son los que pertenecen al patio de 230KV y 138KV.
148
<* Existen subestaciones que tienen disyuntores que funcionan con voltaje
continuo, por ejemplo: Vicentina, Pucará; los cuales no entran a!
análisis.
Entonces podríamos estar hablando de cerca de 150 disyuntores, a los cuales se
les debería dar un control más adecuado de su operación.
Actualmente, se presenta un reporte mensual del Control de operación de los
compresores en los disyuntores; pero se le da poca importancia a los resultados
que se presentan. Como se pudo demostrar se puede estar perdiendo $ 3USD al
año por mal operación de un compresor; por lo tanto se debería dar mayor
importancia a este tema por parte del área de mantenimiento, para analizar si el
funcionamiento es correcto o anormal. En el caso de ser anormal se podría
optimizar éste, para lo cual se deberá detectar las posibles fallas: fugas en el
sistema neumático, mal calibración de los sensores, etc.; disminuyendo de este
modo al mínimo el número de operaciones y en consecuencia se reduce el
consumo mensual de servicios auxiliares en las subestaciones.
5.2.3 OPTIMIZACION DE LOS RECURSOS DISPONIBLES
En este punto se sugiere realizar un inventario actualizado del equipo que existe
en las subestaciones que debido a diferentes circunstancias ya no esta
funcionando, y permanece en la subestación constituyendo un bien improducto.
Para demostrar lo anteriormente señalado, ponemos un ejemplo:
> En la Subestación Quevedo, cuando fue construida se instaló una Planta
de Tratamiento de Agua, para abastecer del líquido a la subestación; pero
con el paso del tiempo, es decir actualmente el suministro de agua potable
se lo obtiene de la Empresa de Agua potable de fa zona (Quevedo). Y por
lo tanto la planta de tratamiento de agua se halla fuera de servicio y
deteriorándose, debido a que no ha sido reubicada.
Esta planta se halla formada por: Bomba Filtración (440V/3.6A/2HP);
Dosificador simplex - Cloro (115V/1.7A); Dosificador simplex - Alumbre
149
(115V/1.7A); Dosificador simples - Soda (115V/1.7A); Tablero de
distribución PTA, Cuarto de PTA, entre ios principales bienes.
> Reparar la automatización del aire acondicionado de la Subestación
Quevedo, ya que actualmente se lo tiene que desconectar manualmente
cuando la temperatura a llegado al nivel deseado. Este constituye un
ahorro muy importante de energía, para el caso en que se desee dejar el
sistema actual de aire acondicionado.
> Reparar el sistema de conmutación automática para ingreso de la
alimentación alternativa de auxiliares en la Subestación Vicentina, esta
sugerencia más que permitir un ahorro, será cumplir con una norma de
seguridad; ya que actualmente si la alimentación principal de los auxiliares
por parte del Terciario del T2, desaparece el operador tendrá que
manualmente conmutar a la entrada alternativa (cabe señalar que esta
llega de un transformador instalado en forma aérea en la subestación 10N
delaE.E.Q.).
> La sugerencia que siempre se remarca para situaciones donde se pretende
ahorrar energía, es que cuando las oficinas no se encuentren ocupadas se
apague las luces, el aire acondicionado, y demás bienes que consumen
energía; es decir cada uno debe poner su granito de arena.
5.2.4 MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA EN LAS SUBESTACIONES
El factor de potencia se corrige por causas económicas. Tanto para el usuario de
energía eléctrica, como para la compañía suministradora (Sistema Nacional
Interconectado) mejorar el factor de potencia a un valor cercano a la unidad,
implica disminuir las pérdidas por efecto Joule en:
[1-(fpO/fp1)A2](p.u.)
Donde,
fpO = Factor de potencia inicial (p.u.)
fp1= Factor de potencia final (p.u.)
150
y liberar capacidad de carga (kW) en subestaciones y generadores por:
= kVA(fp1-fpO)
Para el usuario común, esos puntos no son importantes, pero para el sistema si lo
sí lo son; Y, es por eso que en sus tarifas establece que un factor de potencia
bajo será penalizado económicamente y, uno alto será causa de una
bonificación. Actualmente e! CENACE no establece el modelo de penalización
que se debe aplicar a TRANSELECTRIC S.A., por mantener factores de potencia
bajos en sus subestaciones, pero para tener una idea general del tema se ha
consultado diferentes formas como se puede penalizar el bajo factor de potencia.
"RECARGO POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN LA E.E.Q.:12
PENALIZACIÓN: En el caso de que el factor de potencia medio mensual
registrado por un abonado sea menor a 0,92, la facturación mensual será
recargada en un factor igual a la relación por cociente entre 0.92 y el factor de
potencia registrado.
La penalización por bajo factor de potencia es parte integrante de la planilla por
venta de energía."
"EN MÉXICO SE PENALIZA DE LA SIGUIENTE MANERA:13
Las compañías suministradoras de electricidad en México, en las tarifas en media
y alta tensión, hacen un cargo mensual por bajo factor de potencia, cuando éste
es menor al 0.9 inductivo. Este cargo se calcula mediante la siguiente fórmula:
$fp = 0,6 * $kWh *( 90/fp -1 )
Donde,
fp = Factor de potencia actual (p.u.)
$fp = Cargo por bajo factor de potencia (pesos)
$kWh = Cargo por consumo (pesos)
151
Como ejemplo de aplicación tenemos un servicio eléctrico con $200,000.00 de
consumo (kWh) y un factor de potencia de 0.83 (-). ¿A cuánto asciende el cargo
mensual por el bajo factor de potencia?
$fp = 0,6 * $200.000 * (90/83 -1 )
$fp = $10.120,40
De igual forma tener un Factor de Potencia alto, conlleva beneficios económicos,
para la empresa"
" EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN ARGENTINA:14
4.4. Por el servicio convenido para cada punto de entrega, el usuario pagará:
a) Un cargo por cada kW de capacidad de suministro convenida, cualquiera sea la
tensión de suministro, haya o no consumo de energía.
b) Un cargo variable por la energía consumida, sin discriminación horaria.
c) Si correspondiere, un recargo por factor de potencia, según se define en el
Inciso 4.7.
4.7. Recargos por factor de potencia. Los cargos que anteceden, rigen para un
factor de potencia inductivo (Cos fi) igual o superior a 0.85. LA DISTRIBUIDORA
se reserva el derecho de verificar el factor de potencia; en el caso que el mismo
fuese inferior a 0.85 y está facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso
4.4, según se indica a continuación:
Cos fi < de 0,85 hasta 0,75: 5 %
Cos fi < de 0,75: 10% "
1 Datos tomado del Pliego Tarifario Vigente, de la Empresa Eléctrica Quito S.A.; para el períodoEnero 2001
13 Dato tomado de Alternativa Económica para la Corrección del Factor de Potencia.publicado por Roberto Rúales Gómez en Internet,http://electroguia.reddom.com.ar/electricidad/ar_tec/cfp.htm#guia
152
Volviendo a nuestra realidad, actualmente el CENACE no aplica las
penalizaciones por bajo factor de potencia o beneficios por alto factor de potencia,
en las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A., para tener una idea de los
factores de potencia que se manejan en las subestaciones visitas, tenemos el
siguiente cuadro:
SUBESTACIÓN
Vicentina
Sta. Rosa
Sto. Domingo
Quevedo
Pascuales
Fp. promedio
0.87
0.75
0.95
0.68
0.78
Estos valores como es obvio varían durante el día, de acuerdo a las cargas que
ingresen, como por ejemplo:
<* Disminuye el factor de potencia para las subestaciones de la Costa,
cuando ingresa el sistema de aire acondicionado, obviamente por que
operando los motores de: ventiladores, evaporador y compresor Por
ejemplo: en la Subestación Pascuales, el sistema de aire
acondicionado, requiere una potencia de 33.8 kW, con un f.p. = 0.67; lo
que conlleva un factor de potencia de la subestación de 0.78 (atraso); si
se desconecta el sistema de aire acondicionado el f.p. puede mejorar
en un aproximado de 14%.
<• El mejor factor de potencia, en una subestación se presenta a las horas
de la noche, cuando ingresa la iluminación, esta carga ayuda al factor
de potencia total de la subestación.
<* Otra carga que influye mucho en el factor de potencia total de la
subestación, son los cargadores de baterías, que como se sabe están
formados por Tiristores, los cuales disminuyen el factor de potencia y
adicionalmente presentan armónicos al sistema de Servicios Auxiliares.
14Dato tomado del Régimen tarifario, Incisos 4.4 y 4.7, de las empresas de distribución en
Argentina, http://electric.mecon.ar/epre/regimentarifario/regtar.html
153
Existen dos técnicas que se podrían aplicar para mejorar el factor de potencia que
son:
*:* Condensadores Sincrónicos
<* Capacitores
CONDENSADORES SINCRÓNICOS: Estos tienen una armadura trifásica
estacionaria, que opera generalmente con 480VAC/60HZ. El campo del
condensador esta excitado de una fuente de DC, usualmente un pequeño
generador montado a lado del condensador sincrónico.
Opera como sí: Cuando el condensador sincrónico es arrancado del panel de
control, funciona de la misma forma que un motor sincrónico con la única
excepción que no tiene carga conectada. Cuando la máquina llega a la velocidad
sincrónica, se corta la alimentación y se conecta el campo a la excitatriz, con un
reóstato en el campo, se puede subexcitar a la máquina con una corriente por
debajo de la nominal, en este caso la corriente atrasa al voltaje; para el caso
contrario cuando la máquina esta sobre excitada, la corriente adelanta al voltaje y
se generan reactivos kVAR.
Este mecanismo de mejora del factor de potencia, se debe conectar entre la carga
y la fuente.
CAPACITORES: Los que generalmente se utilizan, mediante bancos de
capacitores, estos equipos tienen la corriente adelantada al voltaje, y por lo tanto
un factor de potencia en adelanto, lo que contrarresta el bajo factor de potencia de
la planta, producido principalmente por las cargas inductivas de AC.
Actualmente como no se cobra el consumo de los servicios auxiliares a
TRANELECTRIC S.A., no se apuesto mucha prioridad al objetivo de disminuir el
consumo (kWh); más aún no se le ha dado importancia al factor de potencia bajo
que presentan tas subestaciones, ya que las penalizaciones por mantener un f.p.
bajo no existen actualmente.
154
Entonces, se sugiere que se tenga presente esta opción, cuando se aplique el
pago por penalización de factor de potencia bajo. La solución como ya se ha dado
a conocer es fácil, instalar compensadores de factor de potencia.
Se podría pensar que en el momento que se desee mejorar el factor de
potencia: Si la inversión a realizar fuera mayor que los costos que se
pagarían por oenalizaciones. al mantener un factor de potencia baio.
entonces se deberían conservar el sistema como esta. Esa es una solución
facilista oor lo tanto no se estaría atacando el problema de fondo, si no
dando soluciones transitorias que ha corto plazo representarían mayor
inversión v gastos, no sólo a la empresa sino al Sistema Eléctrico Total.
Para las subestaciones en estudio para mejorar el factor de potencia, a fp = 0.95
se necesitaría instalar un banco de capacitores de las siguientes características:
VALORES DE LOS BANCOS DE CAPACITORES NECESARIOS
SUBESTACIONES
VicentinaSta. RosaSto. DomingoQuevedoPascuales
SITUACIÓN ACTUAL
fp
0.870.750.950.680.78
P
KW:23
53.9779.3
59.13108.41
Q
;*VAR
13.0347.6026.0663.7686.98
sKVA
26.44719683.4786.96
138.99
SITUACIÓN NUEVA
Q
fíVAR
7.5617.7426.0619.4435.63
S
WA
24.2156.8183.4762.24
114.12
Qcomp,
fcVÁf?
5,47&M0.00
44.3251J34
Es decir bancos de capacitores que estén en el rango de 10kVAR hasta 50KVAR,
para las diferentes subestaciones.
Para tener una idea más clara del costo de un banco de capacitores, tenemos que
uno de: 10KVAR cuesta $ 150 dólares + $ 100 dólares (instalación) = $ 250
dólares.16
Dato tornado de INSELEC empresa que distribuye bancos de capacitores
155
Para tener una idea de los costos que conllevan el mejorar el factor de potencia a
nivel de todas las subestacionesj se presenta el siguiente análisis:
ANÁLISIS POR BAJO F.P. PARA TODAS LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T.
CONSUMO TOTAL POR SS.AA. AL MES: 450 MWh
POTENCIA INSTANTÁNEA REQUERIDA POR S/Es: 0,625 MW = 625kW
FACTOR DE POTENCIA PROMEDIO ACTUAL = 0,82 atraso
FACTOR DE POTENCIA DESEADO = 0,95 atraso
POTENCIA REACTIVA CAPACITIVA QUE SE REQUIERE = 230,83 kVAR
INVERSIÓN APROXIMADA PARA MEJORA F.P. = 5.770,25 USD
Ahora bien, si igualmente realizamos un cálculo breve del valor por penalización
que se debería pagar por bajo factor de potencia, tendríamos lo siguiente:
Como no existe una reglamentación oficial, se asume el método de la Empresa
Eléctrica Quito. S.A.: "En el caso de que el factor de potencia medio mensual
registrado por un abonado sea menor a 0,92, la facturación mensual será
recargada en un factor igual a la relación por cociente entre 0.92 y el factor
de potencia registrado."
CONSUMO AL MES: 450 MWh COSTO ENERGÍA: $ 0,05 USD/kWh
COSTO POR CONSUMO DE SS.AA. AL MES: $ 22.500 USD
PENALIZACIÓN POR BAJO F.P. = 22.500 * (0.92/0.82 - 1)
= 2.743,9 USD/mes => AL AÑO = 32.936,83 USD/año
PENALIZACIÓN POR BAJO FP. = 0.6 * 22.500 * ÍO.92/0.82 - 1)
= 1.646.34 USD/mes => AL AÑO = 19.756,1 USD/año "Seaún la
tarifa mexicana"
156
ANÁLISIS ECONÓMICO:
PENALIZACIÓN POR BAJO F.P. = $ 32.936,83 USD/año
INVERSIÓN PARA MEJORAR F.P. = $ 5.770,75 USD
TIR = 570%
RB/C = 23,5>1
RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO = 0,18 año
PERIODO = 6 años
RECOMENDACIONES PARA EL FACTOR DE POTENCIA:
PRINCIPALES CAUSAS DE UN BAJO FACTOR DE POTENCIA
Todo lo que exige una energía reactiva elevada acaba causando un bajo Factor
de Potencia:
1. Nivel de tensión de instalación por encima del nominal.
2. Utilización excesiva del sistema de aire acondicionado.
3. Motores sobredimensionados para las respectivas cargas.
4. Grandes transformadores alimentando pequeñas cargas durante
mucho tiempo.
5. Lámparas de vapor de mercurio, fluorescentes, etc., sin corrección
individual del Factor de Potencia.
Un bajo Factor de Potencia muestra que la energía esta siendo mal aprovechada
por su empresa. Además, sus instalaciones corren varios riesgos:
1. Variaciones de tensión, que pueden ocasionar motores quemados.
2. Pérdidas de energía dentro de su instalación.
157
3. Reducción del aprovechamiento de la capacidad de los
transformadores.
4. Sobrecalentamiento de los conductores
BENEFICIOS QUE SE OBTIENEN AL MEJORAR EL FACTOR DE POTENCIA:
Cuando se corrige el Factor de Potencia, elevándolo a 0,92 o más, desaparece el
recargo por consumos reactivos.
1. Adicionalmente obtiene una bonificación si sus consumos son
facturados a las tarifas de grandes o medianos consumidores.
2. Las pérdidas de energía se reducen.
3. Se evita el recalentamiento de los conductores.
4. Las variaciones de tensión disminuyen.
5. La capacidad de los transformadores alcanza mejor
aprovechamiento debido a la liberación de carga.
6. Hay un aumento en la vida útil de sus equipos y su empresa pasa a
utilizar energía de forma mas apropiada y económica.
158
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
> El estudio realizado permitió determinar las condiciones actuales de los
Servicios Auxiliares en las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión
elegidas para el análisis en cuanto a su operación, consumo de energía y
costos; con lo cual ahora se tiene una idea clara de los beneficios que se
pueden obtener al optimizar los recursos y así poder aplicarlos a las
subestaciones ya existen o nuevas.
> La automatización de los Servicios Auxiliares, constituye una buena alternativa
para disminuir el consumo, enviar información de temperaturas de los
autotransformadores vía remota al COTt mejorar la operación de la iluminación
en las subestaciones y aire acondicionado; en fin mejorar el funcionamiento y
consumo de las principales cargas de auxiliares que se presentan en las
subestaciones. Las subestaciones en las cuales se propone instalar este
sistema son las más importantes, tanto en funcionalidad como en consumo de
Servicios Auxiliares y son tas siguientes: Pascuales, Sta. Rosa, Sto. Domingo
y Quevedo como subestaciones pilotos.
> Se plantea una reestructuración total de la iluminación en todas las
subestaciones del S.N.T.; lo cual permitirá obtener un ahorro aproximado de $
27.000 USD al año, con una inversión de $ 70.000 USD la cual se recupera en
2,6 años; para una vida útil de las luminarias de 6 años. Con una disminución
aproximada en el consumo total de Servicios Auxiliares del 10% (540MWh al
año), como una estimación baja ya que se podría aspirar a más.
159
> En lo referente al aire acondicionado para las subestaciones en estudio, se
pueden obtener una reducción en el consumo cercano al 20%, lo que en
dinero representa alrededor de $ 7.300 USD al año (sólo en las 3
subestaciones de la Costa en estudio: Sto. Domingo, Quevedo y Pascuales).
Si se generaliza para el resto de subestaciones costeñas sin sobreestimar ios
beneficios estaríamos hablando de un ahorro aproximado de $ 10.000 USD al
año.
> El factor de potencia en las subestaciones actualmente es bajo (0,82
promedio), por lo tanto es obvio que se deben instalar compensadores de
reactivos, la mejor opción son los comúnmente conocidos bancos de
capacitores; se ha estimado que se requerirá una inversión de cercana a $
6.000 USD, para obtener un factor de 0,95 en todas las subestaciones del
S.N.T. En cuanto a las penaiizaciones que se deberían cobrar por bajo factor
las tiene que imponer el CENACE actualmente no existe esa reglamentación,
por lo tanto para estimar el valor que se debería cobrar por penal ización se
tomó el método que se aplica por la Empresa Eléctrica Quito S.A. y por las
Empresas distribuidores en México para consumidores de alto voltaje,
adicionaimente se incluye el método de Argentina. Se pudo determinar que la
penalización anual es casi 5 veces más que ¡a inversión, es decir estamos
hablando de cerca de $ 30.000 USD. En este método se considera también
que un factor de potencia mayor al límite constituye causa para bonificaciones,
ésta sería otra opción para recuperar la inversión.
> Un punto generalmente ignorado para el ahorro de energía lo constituyen los
programas de mantenimiento, tanto de equipos como de inmuebles, ya que sin
esto se puede tener un efecto negativo en el rendimiento del personal o en la
percepción de un área y en la seguridad de las personas. Asimismo, al no
tener un mantenimiento adecuado, se desperdicia energía y se deprecian
mucho más rápido los bienes.
160
6.2 RECOMENDACIONES
> Se sugiere realizar visitas técnicas al resto de 20 subestaciones para poder
determinar las necesidades y características que presentan cada una,
adicionalmente esto nos permitirá llevar una estadística actualizada de:
planos, consumo de las principales cargas, operación de los equipos de todas
las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión, para tener una idea
clara y saber si sé esta operando eficientemente los Servicios Auxiliares.
> Los desarrollos tecnológicos de equipos ahorradores de energía constituyen
una poderosa herramienta para la conservación y el ahorro de energía
eléctrica en instalaciones nuevas o existentes. De igual manera, el
conocimiento de equipos y nuevas tecnologías es vital para este quehacer. Un
proyecto de ahorro de energía eléctrica incluye el diagnóstico energético que
permita realizar en forma efectiva la medición de diferentes parámetros y su
análisis.
> Para iluminación de la subestación, lo que incluye calles y patios; se
recomienda cambiar el tipo de luminaria actual Vapor de Mercurio, por
luminarias con un 100% más de eficiencia y nivel de iluminación que son las
luminarias de Vapor de Sodio de alta presión. Los beneficios se han detallado
minuciosamente en el desarrollo de la tesis.
> En la subestación Quevedo se sugiere cambiar el actual sistema de aire
acondicionado; por un sistema que sólo sirva a la Sala de control mediante 6
equipos de 10.000 BTU las justificaciones se detallan en la tesis; lo que nos
permitirá ahorrar 4,89 MWh al mes y en dinero alrededor de $ 250 USD al
mes.
161
> Se debería realizar un estudio parecido al anterior para las siguientes
subestaciones: Milagro, Trinitaria, Portoviejo y Esmeraldas, ya que estas por
su tamaño e importancia, se podría obtener buenos resultados de ahorro por
consumo de aire acondicionado. Para el resto de subestaciones por ser
pequeñas se debería pensar mejor en tratar de dar mantenimiento al sistema
actual.
> Se plantea una verificación del sistema de enfriamiento del autotransformador
ATR (138Kv/69kV) de ia subestación Pascuales, lo cual implica sensores,
medidores, conectadores mecánicos; ya que de acuerdo a las estadísticas de
flujo y temperatura ambiental no debería operar los ventiladores y actualmente
operan. En definitiva se recomienda realizar un mantenimiento del equipo.
> Se recomienda reparar el sistema de conmutación automática para ingreso de
la alimentación alternativa de auxiliares en la Subestación Vicentina y que
actualmente se halla fuera de servicios, esta sugerencia es importante por la
propia seguridad que debe tener la instalación. Adicionalmente se sugiere
reparar el generador de emergencia diesel para Servicios Auxiliares de la
subestación Sta. Rosa, ya que ésta por ser de gran importancia en el sistema
no puede depender sólo de un tipo de alimentación de emergencia
(alimentación mediante línea de distribución 23kV de la E.E.Q. S.A.); ya que
esta en juego el suministro de electricidad en gran parte de la ciudad de Quito
y la zona norte dei país, Ibarra y Carchi, si llegará a salir de operación la
subestación por falla de los auxiliares.
> Se sugiere tener presenta las recomendaciones detallas para las diferentes
áreas, con lo cual estaremos haciendo más eficiente la operación, consumo y
costos que se deberían pagar por Servicios Auxiliares. Cabe destacar que
actualmente no se cobra el consumo por parte del CENACE y tampoco se
aplican las penalizaciones por bajo factor de potencia, y tal vez esa sea la
razón por la que no se ha puesto mucha atención a este tema, pero tarde o
temprano se lo hará y allí se notará los beneficios que se obtendrán al aplicar
las recomendaciones dadas.
162
BIBLIOGRAFÍA
LIBROS:
> RAÚL MARTÍN JOSÉ, * Diseño de subestaciones eléctricas", McGraw-Hill
México, 1987.
> ENRIQUEZ HARPERT GILBERTO, "Elementos de diseño de
subestaciones eléctricas", Limusa - México, 1983.
> ENRIQUEZ HARPERT GILBERTO, "Guía para el diseño de instalaciones
eléctricas, residenciales, industríales y comerciales", Limusa - México,
1981.
> SPITTA ALBERT F, "instalaciones eléctricas", TOMOS I y II, Dossat -
Madrid, 1975/1981.
> SMITH ROBERT and HERMÁN STEPHEN, "Electrical wiring industriar,
DelMar-U.S.A., 1999.
> TRANSELECTRIC S.A., "Información sobre subestaciones del Sistema
Nacional de Transmisión", Área Explotación.
TESIS:
> MERA GONZÁLEZ RODRIGO, "Selección de las fuentes de alimentación
de SS.AA. en centrales de generación y subestaciones", EPN -1994
> SÁNCHEZ MIÑO SANTIAGO, "Metodología para el diagnóstico de
subestaciones", EPN -1980
> TAPIA ESCOBAR, PABLO SOLÓN, "Optimizaron del consumo eléctrico
en la industria", EPN - 1994
163
INTERNET:
> 1.1.E., "Variables que influyen en el consumo de energía eléctrica",
http://www.iie,orq.mx/publica/boletin-ef99/sumef99.htm
> I. I. E., "Programas de ahorro de energía en Pemex Exploración y
Producción Región Sur",
http://www.iie.orq.mx/public/bolnd98/sumnd98.htm
> I.LE., "Actividades de investigación en el uso de la energía eléctrica",
http://www.iie.ora.mx/public/bolnd98/sumnd98.htm
> EPRI SERVICES, "Substation Operation and Maintenance",
http://www.epriweb.com/pf99/index.hmtl
> U FISA, "Control y automatización en subestaciones",
http://www.ufisa.es/productos
> MEJIA VILLEGAS S.A., "Información variada sobre subestaciones",
http://www.meiiavilleaas.com.co/index esp.htm
> PHILIPS - LIGHTING SITE, "Instalación de alumbrado público",
http://www.liqhting-philips.com/latinoamerica/products
> LG ELECTRONICS, "Products, Household",
http://www.iqe.com/product/household/refriqerator.hmtl
A E
.E.Q
.
T1
A E
.E.Q
.
T2
ww
wv
A L
OS
wv
*A 3K
V
sA/W
W
V
i* n
rA
/ 8
9-R
T1
*^
S
ER
VIC
IOS
AU
XIL
IAR
ES
BA
RR
A
TRí
/*8
9-R
T2
/89-R
O1
\.
/ 89-R
P
) 8
9-R
Q2
/
8&-R
M
> 8
9-R
I2
\.
\.
\.
\.
138
\69-R
R
'
\89-L
T1
M52-R
X
89-L
T2
[J52-T
1
/89-B
R
[|5
2-T
2
j u*,
/[89-B
T1
X
89-B
T2
1
1—
1'
|89-
GQ
1'
\89-L
Q1
[J5
2-Q
1
X8
9-B
Q1
^ ^
Fii1
'9-
GP
1
\89-L
P
P]5
2-P
789-B
P
1 \
,,
p-G
QZ
1
\89-L
Q2
[~]5
2-Q
2
/[89'B
Q2
' \M
'
X89-L
I1
U52-*
-1789-B
I1
' ^
p9-O
I2 '
N69-L
I2
[~]5
2-L
2
X8
9-8
f2
BA
RR
A
PR
I
f
ST
A. R
OS
AM
UL
AL
O
GU
AN
GO
PO
LO
IB
AR
RA
1IB
AR
RA
2
AN
EX
O 1
-1
TR
AN
SEL
EC
TR
IC
S.A
.T
ES
IS
DE
G
RA
DO
ESC
UE
LA
PO
LIT
ÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/EV
ICE
NT
INA
13
8 K
V
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
TA
P S
IN C
AR
GA
; 4
138/4
6/1
3.8
KV
37/3
3 M
VA
ON
AN
/OF
AF
ALA
RM
A
105'
C
2 T
RIP
AS
LT
C
DIS
PA
RO
120"
C51
MV
A
TOTO
RA
S
#2 A ^89-2
33
N89-2
35|~
J 5
2-23
2
/89-2
31
230
KV
230
KV
\7
89-2
39
52 7
X2
R
CX
l°M^R
MIK
-AfiM
^n89
-7X
1
52-7
\V2
RC
W
K-v
89-7
W1
TOTO
RA
S
#1 A 1
0 lililí
1
STO
.DO
MIN
GO
S
TO.D
OM
ING
O
#1
#
2
89-2
44'
\89-2
43
\89-2
-15 [J
52-2
-12
/B9-2
41
.89-2
07
J 5
2-2
02
Í89-2
09 to
89-2
\89-
213
/89-2
11
< 8
9-2
09
P-
I
89-2
-17
89-2
49
89-2
U7
S9-
2U9
69-2
238
9-2
25
| 152-2
22
89-2
21
\89
89-2
17
89-2
19
\89
-2U
1
N|8
9-2
U5p~[5
2-2
U2
]?89
--2U
3
PA
TI0
13
8K
V
AN
EX
O 1
-2
BA
RR
A 1
9-22
7
89-2
29 BA
RR
A
2
TR
AN
SEL
EC
TR
IC 3
.A.
TESI
S D
E G
RADO
ESC
UEL
A P
OLI
TÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/ES
TA
. R
OS
A 2
30 K
V
AU
TO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
RA
TU
TA
P S
IN C
AR
GA
: 5
230/
138/
13.8
KV
3(7,
V10
0'12
5|M
VA
OA
/FA
/FA
ALA
RM
A
95JC
4 M
ON
OF
.
DIS
PA
RO
10ÍT
C29
9 M
VA
VIE
NE
DE
LP
ATI
O
TUR
BIN
AS
230K
V
AG
AS
(L1
)
t
t
138
KV
B
AR
RA
T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
) 8
9-1
15
) B
9-13
5 )
89-
145
to^d'1'
/ 8
9'1
55
X B
9-1U
5 /
89-
1 N
5I v
I v
>
I v
p
y-lk
Jtt
' .
I
, — UN
||.
- —
UN
|i.
- — U
>
Ih,
VR
qier
c i —
P*
h'
—
,(B
9-Í
Í4'1
^69-1
341'
T9-Í
44T
V9'1
03
p
9-1
54
l'X
89
-11
3
V9'1
33
\8
9-1
43
[~]5
2-1
02
\8
9-1
b3
V
89
-1U
3
\B9-1
N3
CJ
52"1
12
C]5
2"1
32
(~]5
2-1
42
X
89-1
C1
M52^
152
Cj5
2"1
U2
[J5
2-1
N2
138 K
V
7-1
11
X
89-1
31
789-1
41
fcj0
'"
X89-1
51
7«9-1
U1
/89-1
N1
^N
C
^*^
N
C
T,
89-1
Y1
89-1
Y3
I
V V
Y Y
^E
L
VIC
EN
TIN
A
EU
GE
NIO
3.
ALE
GR
EC
AR
ME
N
ES
PE
JO
2
L
I
MÓ
VIL
TR
N
ww
wv
^
^^
V,
V,
A
vV
W
vw
/vw
nt T
Í¿A
w
vvw
v v
/ vx
A
i* ]
*A
46
KV
y
\89-B
1
\89
-B2
A E
PLIC
AC
HÍM
A
M52-L
1
M52-1
2
/E £
Q \
1
/89
-L2
-HII-
-\ i»"
39-G
1 1
S9-
G2
'
(E.E
.Q.)
> 8
9- 1
65L-K
_|,
(.B
9-16
4 '
\89
-1Q
3
|¡5
2-1
62
/Js9
-1G
1
)4.T
BA
RR
A
PR
INC
IPA
L
^—
||i.
9-G
T I
|52-
T TR
AN
SE
LEC
TR
IC
S.A
.T
ES
IS
DE
G
RA
DO
ES
CU
ELA
P
OLI
TÉ
CN
ICA
N
AC
ION
AL
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/ES
TA
. R
OS
A
138/
46 K
VT
RA
NS
FO
RM
AD
OR
T
RN
TA
P S
IN C
AR
GA
: 8
138/
46/1
3.8
KV
¿
LAR
I
45/6
0/75
MV
A
n5aC
OA
/FA
/FA
AU
TO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
MÓ
VIL
TA
P S
IN C
AR
GA
: 4
138/
46/1
3.9
KV
A
LAR
f
30/3
2 M
VA
V
IOF
CA
1 T
RIP
AS
.
LTC
ÍA
DIS
PA
RO
; io
snc
1 T
RIP
AS
.
LTC
1A
DIS
PA
RO
C
115'
C
AM
BA
TOM
ULA
LO
13
8K
V
89-R
U1
138
KV
89-R
U2
A vx
^
"
BA
RR
A
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
/ 89
-RQ
L-l-\.
|69-
GQ
I'
89-L
Q
BA
RR
A
PR
INC
IPA
L
AN
EX
O 1
-3
TR
AN
SEL
EC
TR
IC
S.A
.T
ES
IS
DE
G
RA
DO
ES
CU
EL
A
PO
LIT
ÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/EPUCARÁ Y CENTRAL PUCARÁ
TR
AN
SF
OR
MA
DO
RU
l yU
2
TA
P S
IN C
AR
GA
: 4
138/
13.8
KV
40
MV
A
ALA
RM
A
70°C
LTC
DISP
ARO
105"
C
STA
.RO
SA
S
TA.R
OS
A#
2 #
1
A A
v
li"
x
h"89
-214
1' 89
-224
'"
\89-2
13
\8
9-2
23
Y9-2
15[~
]52-2
12
\8
9-2
25
r~J5
2-2
22
/89-2
11
739-2
21
230
KV 1 23
0 K
V 52-7
'10
MV
AR |
Q
í
AN
EX
O 1
-4
89-2
17
XB
9-2
07
\89
-22
7
\89-2
U7
\8
9-2
37
^
89-2
19
X8
9-2
09
/ 8
9-22
9 /
89-2
U9
/ 8
9-23
9 y
\89-2
U1
r-U
\1
\S
\89-2
U5
52
-2U
2 rH
H
nL-i-
1
/"S
9-23
5 52
-232
^8
9-2
45
/89-2
U3
LT
J
Sr1
/ 8
9-23
3 /
8S
wj
Rf!W
M 1
U
°9 h.
°9
J™
7
^A
A39
-7W
I W
WW
•••
• -
w
vi
\¿L
\¿^
A
QU
EV
ED
O
QU
EV
E|
•*•
| •*•
/ \ 2
#
^
PA
TI0
13
8K
V
BA
RR
A 1
s. 89
-247
^ 8
9-24
9
BA
RR
A 2
1-24
1
52-2
42
í-243
TR
AN
SE
LEC
TR
IC
S.A
.D
0
TE
SIS
D
E G
RA
DO
ES
CU
ELA
P
OLI
TÉ
CN
ICA
N
AC
ION
AL
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/ES
TO.
DO
MIN
GO
230
KV
AÜ
TO
TR
AN
SrO
RM
AD
OR
A
TU
3
MO
NO
F.
TA
P S
IN C
AR
GA
: 3
LTC
230/
138/
13.8
K
V
ALA
RM
A
DIS
PA
RO
3(33
.3/4
4.4/
55.5
) M
VA
95
ÚG
10
5CC
OA
/FA
/FA
18
0MV
A
ES
ME
RA
LDA
S 1
E
SM
ER
AL
DA
S 2
138
KV
/89
.H
5
VIE
NE
DE
LP
AT
IO23
0KV
A
BA
F;R
A
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
/B
9-1R
5
B9
-11
4'
K9
-12
4'
^w
-iio
j
\89-1
13
V*9
"1P
3
[J
52-
1 02
I 15
2-11
2 I
[52*
122
X 8
9-1
01
8K
V
Y9"1
11
Y9'1
31
Kl"'
¡XN
C8J
3-1Y
1
AT
R
^
NC
89-1
Y3 wv
J J
X89-1
R3
N
.89-1
U3
PJ5
2-1
R2
[J
52
-1U
2
739-1
R1
X
S9-1
U1
BA
RR
A
PR
INC
69 K
VB
AR
RA
T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
69 K
VB
AR
RA
P
RIN
CIP
AL
ST
O.D
OM
ING
O
ST
O.D
OM
ING
O2
1
TR
AN
SEL
EC
TR
IC
S.A
.T
ESI
S D
E G
RA
DO
ESC
UEL
A
POLI
TÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
DIA
GR
AM
A U
N1F
ILA
R D
E S
/EST
O,
DO
MIN
GO
13
8/69
KV
AU
TO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
AT
R
TA
P S
IN C
AR
GA
: 5
133/
69/1
3,8
KV
3(20
/26.
7/33
.3)
MV
AO
A'F
A'F
A
ALA
RM
A
3 M
ON
OF
.
DIS
PA
RO
1058
C10
8 M
VA
ST
O.D
OM
ING
O
ST
O.
DO
MIN
GO
#1
#2
t |A
\ .,
„ jh
, \,
89-2
141''
'
69-2
241''
\89
-21
3
\89-2
23
\89-2
15fj52-2
12
\8
9-2
25
["
[ 52
-222
789-2
11
/89-2
21
230
KV
\89-2
17
X 8
9-22
7 \8
9-
/ 8
9-21
9 /
89-
229
/89
-
230
KV
\89
-2U
1
\8Q
-2U
5|]
52
-2U
/89
-2U
3
AT
T52
-7W
2 R
CW
r* i
•
89- 7
W1
^AA
/ ^A
Aí'
VP
AT
IO 1
38
KV
AN
EX
O 1
-5
BA
RR
A 1
2T7
\7
\7
\7
r-J
r]52-2
02
r-J
2T9
/" 8
9-23
9 789-2
09
/ 89
-249
69-2
08.^
BA
RR
A 2
X8
9-2
31
V8
9-2
41
Je
9-2
35
|| 5
2-23
2 /J
89
-?4
5||
52-
242
V
V/
89-
233
/ 8
9 2
43
89
23
4|
89-7
44
.'
TR
AN
SE
LEC
TR
IC
S.A
.U
V
Y
v
TE
SIS
D
E
GR
AD
O
PA
SC
UA
LE
S
PA
SC
UA
LE
S
ES
CU
ELA
P
OLIT
ÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L#
1
w 2
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/EQ
UE
VE
DO
23
0 K
V
AU
TO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
Ar
TA
P S
IN C
AR
GA
: 5
230/
1 38
/1 3.
8 K
V
ALA
Rf
3(33
.3/4
4.4/
55.5
) M
VA
9
5T
OA
/FA
ÍFA
f 4
MO
NO
F.
LTC
Ab
DIS
PA
RO
; 11
0*0
1 30
MV
A
VIE
NE
DE
LP
AT
IO23
0KV
A
138
KV
\ 89
- 103
\8iM
T3
[|
52
-10
2
fl
Tftí)
1CT
1
138 K
V
/|S
Í}-1
T1
p9-í
0el"
XIC
^^
N
C89
-1 Y
1 89-1
Y3
TRR
VA
69 K
V
\89-Q
03
f|5
2-0
02
X89-Q
01
69 K
V
p9Í0
6l '
DA
ULE
1
DA
ULE
2
A A
BA
RR
A T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
/89-1
R5
/ 8
9-1
55
/89
I_L\,
L_L\3
\B
9-1
53
\89
I~I5
?-1
R2
I~l5
2-1
5?
ÍI
5M
LJ
5
M5
/flg
-IR
I /8
9-1
51
/¡89
-165
Í64
l-1
63
2-16
2
BA
RR
A
PR
INC
IPA
L
OS
AK
AA
/VV
V
vV
W
^"
^f*
N
V^^A
^^W
^/W
V
R R
A
BA
RR
A
TR
AN
SF
ER
EN
CIA
/SQ
-OR
b
X 8
9-01
5 /^
89-
025
_1L\,
_i_
\.18
9-01
4 ''
\89-O
R3
"V9"0
13
N
PJ5
2-O
R2
U52'0
12
L
789-O
R1
789-0
11
/
V ^
QU
EV
ED
O
QU
E1
NO
RTE
S
I89-0
23
J 5
2-0 2
2
89-0
21 BA
RR
A
PR
INC
IPA
L
f /ED
OJR
TR
AN
SE
LEC
TR
IC
S.A
.TE
SIS
D
E
GR
AD
OE
SC
UE
LA
PO
LITÉ
CN
ICA
N
AC
ION
AL
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/EQ
UE
VE
DO
1
38/
69 K
VT
RA
NS
FO
RM
AD
OR
T
TR
TA
P S
IN C
AR
GA
:
13
8/6
3/1
38
KV
A
LA
Rf
20/2
6.7/
33.3
MV
A
1QQ
OA
/FA
/FA
AU
TQ
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
OS
AW
TA
P S
IN C
AR
GA
: 3
1 38
/69/
13.8
KV
A
LA
Rí
20/2
6.7/
33.3
MV
A
g0-c
OA
/FA
/FA
1 T
RIF
AS
.
LTC
M
DIS
PA
RO
C
110°
C57
MV
A
v 1
TR
IFA
S.
LTC
J1A
DIS
PA
RO
;
110'
CJO
MV
A
TR
INIT
AR
IA
TR
INIT
AR
IA
PA
#2
#1
#
A A
i
v
hi v
lii-
89-2
54' ''
89
-264
* ''
\89-2
53
\8
9-2
63
\5 [
15
2-2
52
N.8
9-2Í
J5 1
| 52-2
62X
8^-
275 |
l_J
L_J
L-
/B9
-2S
1
/ 8
9-26
1 /
230
KV
\7
\7
/ 8
9-25
9 /
89-2
69
230
KV
AN
EX
O 1
-6
(Util
izad
o tr
amo
dG U
T a
138K
VP
AS
(52-
142)
, MIL
(52-
1 1
2) S
ALE
A
SE
MÁ
CH
ALA
)
UT¿
P
AU
TE
Q
UE
VE
DO
Q
UE
VE
DO
M
ILA
GR
O
MIL
AG
RO
2
i #
1
#2
#
1
#2
#1
\ A
A A
A,\
ii. \.
\.
\. \_
\.
89-;
89-
J5 89-
\
'74
RQ
-2ftd
flQ
3i
¿,
RQ
-7P4
flQ
P
1^
273
\89
-28
3
\B9
-21
3
\89
-22
3
^89-2
33
2-2
72\.8E
l-285[~
]52-2
tí2 \B
fl-215 [j5
2-212
\8
9-2
25 [J
52-2
22
\8
fl-2
35 [J52-2
32
\8
0-2
4
271
/89-2
81
/89-2
11
/8
9-2
21
/*
&-2
'¿\7
\7
V
89-
217
\J89-2
07
\7
V
89-
2U7
\7
B9-
279
/ 89
-289
/ 8
9-21
9 X
89-2
09
/ 89
-229
/^
89
-2U
9
/ 8
9-23
989-2
08.,,
\89-2
U1
52-7
X2
RC
X
Y9-2
U5U
52-2
U2
1 0
MV
AR |
1
l^-^
OO
flO
/ 1
' 8
9 2
U3
89-7
X1
AT
I 1
r\ M
íA
T
RA
NS
FT
,EC
r
52
£W
2
RC
W
TE
gig
D
E
,0^
AR
h_Q
^_^^J
YtR
A
ES
CU
ELA
P
OLT
TE
C]
39-2
441"
\89
-24
3
5 p]
52-
242
/89
-24
1
BA
RR
A 1
\7
/ 89
-249
BA
RR
A 2
rmc
S.A
.G
RA
DO
«C
A
NA
CIO
NA
L
DIA
GR
AM
A U
NIF
ILA
R D
E S
/EV
n
PA
SC
UA
LES
230
KV
DA
T1
O •I
'ÍQ
lf\f
.rA
I IU
loo
KV
A U
F O
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
TAP
SIN
CA
RG
A: 5
230/
138/
13.8
KY
3(75
/1 n
o/1
25)
MV
AO
A/F
A/F
A
AT
U
4 M
ON
OF
.
ALA
RM
A
DIS
PA
RO
95°C
1Q
5°C
358
MV
A
CE
DE
GE
i
138
KV
^
STA
. E
LEN
A
/
/^ 8
9-17
5
I4?M
"1B
9-1 74
1\0
9-1
73
1^
52-
172
138
KV
69 K
V
P^
¿9-í
/. 8
9-1
71
— 1|1
.
)03
[J
52-
002
X89-0
01
P\
69 K
V
FW^"'
^
^8
9-
~7^
\E D
EL
PA
TIO
M
ILA
GR
OP
OS
OR
JA
SA
LIT
RA
L 2
230K
V
' ^"
"38K
V
PO
L1C
EN
TR
O 2
PO
LIC
EN
TR
0 1
y
) 8
9-1 15
p9-1
14 I
\89-1
13
[V
112
\ M
M
A
A
t
BA
RR
A T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
/ 8
9-12
5 J
89-
135
C^T
^Hl'1
x^
89-1
Ü5
). 8
9-14
5 y' 8
9-15
5 ^3
9-1
65
X±
^_j|
h
L-Lv
—,,,
, XP
97JÍ
LJ
MT
^HK
- M
-H
i"
"-t
Hi"
r—
89-1
24 I
89
-134
"
\ay"1
ÜJ
B9-
144
' B
9-15
4 '
B9-
164 "
\jQ9-
123
N.8
9-.1
33
| ¡5
2-10
2 >^
89-1
U3
N,8
9-14
3 ^0
9-1
53
\,9
9-1G
3 \
|_J5
2-12
2
[_Jb
2-13
2 /!
89-
1 01
LJ
S2'1
U2
|_J5
2-14
2 |_
J52-
152
LJ
52"1
62
L
/J89
-1 1
1
025 '"
\89-0
23
P]
52-0
22
/^flf
tO
1
/Í89-
121
X 8
9-1 3
1 tn
T^l1'1
X
89-1
U1
X"-
14
1
X89
-151
X
89-1
61
XI
I [B
3-10
&1
li
li
!
^NC
^ N
C B
AR
RA
P
l IIN
C89
-1Y
1 89
-1Y3
AT
OJ"%
1
W\_
\A
AA
AA
A,
-».
WS
A/
V/
Ny/
A
VW
SA
AA
, pi
r^/\A
T
RA
NS
FE
RE
NC
IA
=Í5
/, 8
9-06
5 /
89-0
75
/ 8
9-08
5 /(
89-
045
/ 8
9-05
5i —
UN
||i
- i —
U^
||f
i — hr
||i<
i —
P*
||i>
i — P
^_J|i.
89-1
R5
D9-
1R3
]52-
1R2
B9-1
R1
;IPAL
\89
-OR
3 X
89-0
63
\89-0
73
X
89-0
83
X69
-043
\8
9-0
53
mu
i T
VT
OU
T T
?r"
T«D
Tri
O A
rVoR
2
n^-0
62
[^
52-0
72
[^
52-0
82
ñ^-0
42
[
52-0
52
1 K
AJN b
ELLC
1 K
IC
b.A
.
739-
021
/¡890R
1
/J8
90
61
/J89
-071
/J
89-0
81
/Í89-
041
/ 89
051
TE
SIS
D
E
GR
AD
O
t
TU
RB
INA
A G
AS
(C.T
.PA
SC
UA
LE
S)
RA
PR
A
PR
INP
IPA
I ^^^^^JLA ru
iíiin^nii
A
PIA
IUP
IAL
w
w
v
v
^ D
IAG
RA
MA
UN
IFIL
AR
DE
S/E
DA
ULE
LA
TO
MA
C
ER
VE
CE
RÍA
Q
UIN
TO
V
ER
GE
LE
S
PA
SC
UA
LE
S 138/6
9 K
VG
UA
YA
S
AU
TOTR
AN
SFO
RM
AD
OR
A
l
TAP
SIN
CAR
GA:
E
138/
69 K
V A
200/
220
MV
AO
A/FO
A
rR(O
HIO
) 1
[RIF
AS
.
L.TC
LA*M
A
DIS
PA
RO
90°C
10
S"C
Casa
de C
on
tro
l
CO
ME
DO
R
BO
DE
GA
BA
ÑO
BO
DE
GA
SA
LAD
EB
AT
ER
ÍAS
CA
SA
DE
CO
NTR
OL
PA
TIO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
RE
S.
(138/4
6/1
3.8
KV
)
PA
TIO
138
KV
SA
LA D
EC
OM
UN
IC.
SA
LA D
EC
ON
TRO
LS
UB
ES
TA
CIÓ
N10
N E
.E.Q
.
AN
EX
O 2
-1
TE
SIS
D
E
GR
AD
OE
SC
UE
LA
P
OL
ITÉ
CN
ICA
N
AC
ION
AL
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
S
SU
BE
ST
AC
IÓN
"V
iCE
NT
INA
"
DIB
UJA
DO
PO
R: F
ER
NA
ND
O L
LIV
E
CA
l.FF
AC
CIÓ
NV
EN
TIL
AC
IÓN
BA
ÑO
TTTT
TI
Cas
a de
Con
trol
SA
LA
CE
B
AN
DE
JAS
U u
M «-
IH I
B Q
Q
SALA
DE:
sEF
iviCí
QS
AU
XIL
IAR
ES
o—a
a—n
D=a
(D IO
0=0
CASA DE CONTROL
PLANTA BAJA
PA
TIO
230
KV
PA
TIO
AU
TQTR
AN
SFO
RM
AD
OR
(230
/138
/13.
8KV
)
PA
TIO
138K
V
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R 'P
AD
MO
UN
TE
D'
CO
N S
EC
CIO
NA
PA
RA
OP
ER
AC
ÍÓN
CO
N C
AR
GA
. «O
KV
A/IS
.PK
VT
RA
NS
FO
RM
AD
OR
"P
AO
MO
UN
TE
D',
300K
VA
/23K
V-4
CA
FE
TE
RÍA
C
OM
UN
ICA
CIO
NE
S
BA
ÑO
nP
C SA
LA D
E C
ON
TR
OL
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R "
PA
D M
OU
NTE
IT,
112.
5K»/
A/4
flOV
-208
V
CA
SA
D
E
CO
NT
RO
L
TA
BLE
RO
DE
CO
NW
UT
AC
I6N
AU
TO
MÁ
TIC
A Y
CE
NT
RO
PR
INC
IPA
L"
AN
EX
O 2
-2
DE w
srry
auci
óN o
e «o
vP2
CE
NTRO
DE
DIST
RIBU
CIÓN
430V
. CAR
GAS
NO CR
ITICA
SP3
CE
NTRO
DE
DIST
RIBU
CIÓN
4flO
V, P
ARA P
ATKJ
DE
230K
VP4
CE
NTRO
DE
DIST
RIBU
CIÓN
«OV,
PAR
A PA
TIO
DE 13
8KV
P8
CENT
RO P
RINC
IPAL
DE
DIST
RIBU
CIÓN
20aV
/12QV
GOL
GRUP
O DI
ESEL
ELÉ
CTRI
CO D
E EM
ERGE
NCIA
BC1
CARG
ADOR
DE
BATE
R¡AS
-COÍ
ÍTRO
LN'1
BC2
CARG
ADOR
DE
BAT£
«¡AS-
CQNT
ROLN
*2S
BE
8A
NC
Ü D
Í; B
AT
ER
ÍAS
125
VC
C. K
O C
tLD
A3.4
00 M
\2
PANE
L DE
MEDIC
IÓN, 1
25VC
C
D1
CENT
RO D
E DI
STRI
BUCI
ÓN
DE
CC. 1
2SVC
C PA
RA P
ATIO
138
KVD4
CE
NTRO
DE
DIST
RIBU
CIÓ
N D
E CC
. 125
VCC
PARA
PAT
IO 23
0KV
BC3
CARG
A£X)
RDE
BATE
RlAS
-COM
UNiC
ACIO
HES
SBC
SANC
O D
E BA
TERÍ
AS 4
8VCC
, 24
CELD
AS, 7
60 A
-liPC
PA
NEL
DE C
OMUN
ICAC
IONE
SPF
T PA
NEL
DE F
UERZ
A TA
LLER
208
VRV
RE
GLILA
DOR
DE VO
LTAJ
ELI
PA
NEL
DE IL
UÍJIN
ACIO
N P
RINC
IPAL
. PLA
NTA
SAJA
L2
PANE
L DE
ILUM
INAR
ON
PRI
NCIP
AL P
LANT
A AL
TAL3
PA
NEL D
E ILU
MINA
CIÓN
DE
EMER
GENC
IA 1
25VC
C
PL
AN
TA
A
LT
A
TE
SIS
D
E
GR
AD
OES
CU
ELA
PO
LITÉ
CNIC
A
NA
CIO
NA
L
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
S
SU
BE
ST
AC
IÓN
"S
TA
. RO
SA
"D
IBU
JAD
O P
OR
: F
ER
NA
ND
O L
LIV
E
CE
NT
RA
LH
IDR
OP
UC
AR
A
CA
SA
DE
MÁ
QU
INA
S
LIN
EA
AM
BA
TO
TÚNEL
195m
ENTRADA
A LA CENTRAL
PUCARÁ ~
AN
EX
O 2
-3
TE
SIS
D
E
GR
AD
OES
CUEL
A
POLI
TÉCN
ICA
N
ACI
ON
AL
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
SU
BE
ST
AC
IÓN
"P
UC
AR
Á"
DIB
UJA
DO
PO
R:
FE
RN
AN
DO
LLI
VE
¿5P
ATI
O 2
30 K
V
PTA
J
23
45
67
89
D
D
D=C
I
PA
TIO
AU
TOTR
AN
SFO
RM
.I(2
30/1
38/1
3.8K
V)
Cas
a de
Con
trol
AT
U
PA
TIO
138
KV
12
34
56
78
Q
P4
S I
PA
TIO
AU
TOTR
AN
SFO
RM
AD
OR
(138
/69/
13.8
KV
)Y
PA
TIO
69K
V
ATR
! I
ID
iiiD
P
OP
Q
i«l"
O"<l
!
I I
12
34
56
73
AN
EX
O 2
-4
SA
LA D
E C
ON
TR
OL
TI
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R "
PA
Ü M
OU
M1E
D' C
ON
LLA
VE
PA
RA
OP
ER
AC
IÓN
CO
N C
AR
GA
, 3Q
CK
VA
ff a.
OM
MB
QV
T2
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R "
F'A
D M
OU
NIE
U',
30Q
KV
A/2
3KV
-480
V
T3
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R
'PA
O M
OU
NTF.D
". 1
12 5
«VA
/400
V-2
0fiV
P1
TA
BLE
RO
DE
CO
NM
ÍJT
AC
tÓN
AU
TO
MÁ
TIC
A Y
CE
NTR
O P
RIN
CIP
AL
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N D
E 4
80V
P2
CE
NTR
O D
E D
ISTR
IBU
CIÓ
N 4
ÜO
V. C
AR
GA
S N
O C
RIT
ICA
SP
3
CE
NTR
O D
E D
BTR
I3Ü
CIÓ
N 4
80V
. PA
RA
PA
TIO
DE
230
KV
P4
CE
NT
RO
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N 4
80V
. P
AR
A P
AT
IO O
E 1
3BK
V y
S3K
VF
6
PA
NE
L P
RIN
CIP
AL
DE
AIR
E A
CO
ND
ICIO
NA
DO
¿BO
V
P8
CE
EN
TRD
PR
INC
IPA
!. D
E D
!STR
I!)U
C!Ó
N 2
£iS
W12
0VG
DE
G
RU
PO
DIE
SE
L E
LÉC
TR
ICO
DF E
ME
H3E
NC
IAB
C1
C
AR
GA
DO
R D
E 8
AT
ER
IAS
-CO
NT
RO
L N
"1R
C?
CA
RG
AD
OR
DE
ÍJA
TE
RIA
S-C
OM
TR
a N
'2B
BE
B
AN
CO
DF
BA
TP
RIA
S 1
75V
CC
. 60C
FLD
A5,
400
A-h
D2
PA
NE
L D
E M
ED
ICIÓ
N,
125V
CC
D'
CE
NT
RO
DE
D¡S
TR
IBlJ
Ci6
N [»
£ C
C, 1
35V
CC
PA
RA
PA
TIO
138
KV
D3
CE
NT
RO
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N D
E C
C.
125V
CC
PA
SA
PA
TIO
6ÍJ
K1/
D4
CE
NT
RO
DE
DIS
TR
I3U
CIO
N D
E C
C.
125V
CC
PA
RA
PA
TIO
230
KV
BC
3
CA
RG
AD
OR
DE
BA
TE
RlA
S-C
OM
UN
tCA
CIO
NS
S
BB
C B
AN
CO
DE
BA
TE
RÍA
S 4
8VC
C. 2
4 C
ílDA
S. 76
0 A
-hP
C
PA
NE
L D
E C
OM
UN
ICA
CIO
NE
SP
in"
PA
NE
L D
E F
UE
RZ
A T
ALL
ER
208
VL1
P
AN
EL
DE
ILU
MIN
AC
IÓN
PR
INC
IPA
L P
LAN
TA
BA
JAL3
P
AN
EL
DE
ILU
MIN
AC
IÓN
DE
EM
ER
GE
NC
IA 1
25V
CC
OF
ICIN
A
EN
TR
AD
A
BA
ÑO
OF
ICIN
A
PLA
NTA
TE
SIS
D
E
GR
AD
OES
CU
ELA
PO
LITÉ
CN
ICA
N
ACI
ON
AL
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
S
SU
BE
ST
AC
IÓN
"S
TO
. D
OM
ING
O-
DIB
UJA
DO
PO
R: F
ER
NA
ND
O L
LIV
E
PA
TIO
230
/TÍ«l«
7pJi¿
V\O
AU
TOTR
AN
SFO
RM
J(2
30/1
38/1
3.8K
V)
Cas
a de
Con
ti
D=O
=D
=D
a
a
a=a
IJGDE T3 5
AT
UT
I
PA
TIO
138K
V
PA
TIO
AU
TOTR
AN
SFO
RM
AD
OR
I(1
38/6
9/13
.8K
V)
Y P
ATI
O 6
9KV
12
34
56
78
I I
I
O
O
I I
TR
R
OS
AK
A
! 1
íI
I I
12
34
56
78
AN
EX
O 2
-5
T2 T3 P1
F'2
P3 P-* P6
P8
OD
T:B
Ct
BC
2B
BE
D2
DI
Da
D4
BC
3
BB
CP
C F'F-T
RV
L1 L2 LT
CA
SA
DE
CO
NT
RO
L
TRAN
SFOR
MADO
R TA
D M
OUNT
ED- C
ON S
ECCI
ONAD
ORES
PARA
OPE
RACI
ÓN C
ON C
ARGA
, 300
KWV1
3.8KV
-480V
TRAN
SFOR
MADO
R "P
AD M
OUNT
ED'. 3
00KV
A/23
KV-48
DVTR
ANSF
ORMA
DOR
'PAD
MQU
NTFO
", 11
Z.5KV
AMW
ÍV/-2
0BV
TABL
ERO
DE C
ONMU
TACI
ÓN A
UTOM
ÁTIC
A Y
CENT
RO P
RINC
IPA!.
Di!
DIST
RIBU
CIÓN
DE
«OV
CENT
RO D
E DI
STRI
BUCI
ÓN 4f
lOV,
CAR
GAS
NO C
RITIC
ASCE
N FR
O DE
DIS
TRIB
UCIÓ
N 4fl
OV, P
AMA
PATI
O DE
230K
VCE
NTRO
oe D
ISTR
IBUC
IÓN «
ov, P
ARA
PATI
O o
e IM
KV y
GSKV
PA
NE
L P
RIN
CIP
AL
DE
AIR
E A
CO
ND
ICIO
NA
DO
480V
CE
NT
RO
PR
INC
IPA
L D
E D
STR
iBU
ClO
N Z
OU
W12
0V
GR
UP
O D
IES
EL
ELÉ
CT
RIC
O D
E E
ME
RG
EN
CIA
CA
SA
DE
CO
NT
RO
LP
LA
NT
A A
LT
A
CA
RG
AD
OR
DE
BA
TE
RIA
S-C
ON
TR
OL N
"2B
AN
CO
DE
BA
TE
RÍA
S 1
25V
CC
, 60C
!íl.D
Ars, 4
00 A
-hP
AN
EL
DE
ME
DIC
IÓN
, 12
5VC
CC
EN
TR
O D
E D
IST
RIB
UC
IÓN
DE
CC
. 12
5VC
C P
AR
A P
AT
IO 1
33K
V
CE
NTR
O D
E D
ISTR
IBU
CIÓ
N D
E C
C,
12S
VC
C P
AP
A P
AT
IO 6
9KV
CE
NT
RO
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N D
E C
C.
125V
CC
PA
RA
PA
TIO
23G
KV
CA
RG
AD
OR
DE
BA
TE
RlA
S-C
OM
UN
ICA
CIO
HE
SB
AN
CO
DE
BA
TE
RÍA
S 4
6VC
C,
24 C
ELD
AS
. 76
0 ft-
hP
AN
FiL
DE
CO
MU
NIC
AC
ION
EiS
PA
N E
L D
E F
UE
RZ
A T
ALL
ER
208
VR
EG
ULA
DO
R D
É V
OLT
AJE
PA
NE
l C
E IL
UM
INA
CIÓ
N P
RIN
CIP
AL
PLA
NTA
, BA
JAP
AN
EL
ÜE
ILU
MIN
AC
IÓN
PR
INC
IPA
L P
LAN
TA
ALT
AP
AN
EL
OE
ILU
MIN
AC
IÓN
DE
EM
ER
GE
NC
IA Í
25V
CC
TE
SIS
DE
GRA
DO
ESC
UEL
A P
OLI
TÉC
NIC
A
NA
CIO
NA
L
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
S
SU
BE
ST
AC
IÓN
"Q
UE
VE
DO
11
DIB
UJA
DO
PO
R:
FER
NA
ND
O L
LIV
E
PA
TIO
AU
TOTR
AN
SFO
RM
PA
TIO
230
KV
(230
/138
/13.
8KV
)
'o^^o
Jo
7-8
-9-
Cas
a d
i Con
trol
PA
TIO
AU
TO
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R(1
38/6
9/13
.8K
V)
Y P
ATI
O 6
9KV
1 2
3 4
5 6
7 e
I IR
I
no
Do
oo
ng
ig
Gua
rdiá
nE
NT
RA
DA
1 2
3 4
5 6
7 B
9
10 1
1 12
1-
IQ
P
A-A
D
V-
<M00
CD O
O
í
o. o
. m
03
Q
PC
D1-
ED
4D
4-1
BA
TE
RÍA
SB
BC
BB
E
T1 T2 T3 P1
P2
í»3
PA
TIO
138
KV
AN
EX
O 2
-6
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R-P
AD
MO
UN
TED
* C
ON
LLA
VE
PA
RA
OP
ER
AC
IÓN
CO
N C
AR
GA
. 30
0KV
A/I3
.8K
V-4
ÜO
VT
RA
NS
FO
RM
AD
OR
AS
MO
UN
TE
D",
300
KV
AC
S<V
-4flO
V
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R "P
AD
MO
UN
TE
D",
112
5K
VA
/480
V-2
08V
TA
BLE
RO
DE
CG
NW
UTA
CIÓ
N A
UTO
MÁ
TIC
A Y
CE
NTR
O P
RIN
CIP
AL
DE
DIS
TRIB
UC
IÓN
DE
¿80
V
CE
NT
RO
DE
DlS
TR
IBU
CtO
N 4
HO
V, C
AIÍG
AS
NO
CR
ÍTIC
AS
CE
NT
RO
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N 4
80V
, P
AR
A P
AT
ÍO D
E 2
30K
V
P2-
A C
EN
TRO
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
N 4
8ÜV
, P
AR
A P
AT
IO D
E 2
30K
V (am
pia
r**»
)P4
-AÍP
4-8
CEN
TRO
DE
DIS
TRIB
UC
IÓN
4aO
V, P
ARA
PA
TO D
E 13
8KV
P11
CEN
TRO
DE
DíS
TRIB
UC
tóN
208
V. P
ARA
PATÍ
O D
E 69
KVPG
PA
NEL
PR
INC
IPAL
DE
AIR
E AC
ON
DIC
ION
ADO
4BW
Pfl
CEN
TRO
PR
INC
IPAL
DE
DIS
TRIB
UC
IÓN
208
VI2
0VG
DE G
RU
PO D
IESE
L EL
ÉCTR
ICO
DE
EMER
GEN
CIA
BC1
CAR
GAD
OR
DE
BAT
ERIA
S-C
ON
TRC
t NJ1
BC2
CAR
GAD
OR
OE
BATE
RIA
3-C
ON
TRO
L ÍT
289E
B
AN
CO
DE
GA
TE
RÍA
S 1
25V
CC
:60C
£l_O
Afi,
400
A-h
D2
PA
NE
L D
E M
ED
ICIÓ
N,
12E
VC
C01
-A7D
1-8
CE
NTR
O D
E D
ISTR
IBU
CIÓ
N D
E C
C,
125V
CC
PA
RA
PA
TIO
1M
KV
05
C
EN
TR
O D
E D
ISTR
IBU
CIÓ
N D
E C
C, 1
25W
C P
AR
A P
AT
IO 8
EK
V04
C
EN
TR
O D
E D
ISTR
IBU
CiQ
N D
E C
C, 1
25V
CC
PA
RA
PA
TIO
230
KV
04-1
CE
NTR
O D
E D
ISTR
IBU
CIÓ
N D
E C
C. 1
2SV
CC
PA
RA
PA
TIO
230
IO/(a
mpH
*3C
3 C
AR
GA
DO
R D
E B
AT
ER
ÍAS
-CO
MU
NIC
AC
ION
ES
33C
B
AN
CO
DE
BA
TE
RÍA
S 4
8VC
C, 2
<I C
ELD
AS
, 7f
iO A
-hP
C
PAN
E-L
DE
C
OM
UN
ICA
CIO
NE
SP
FT
PA
NE
L D
E F
UE
RZA
TA
LLE
R 2
08V
L1
PA
NE
L D
E IL
UM
INA
CIÓ
N P
RIN
CIP
AL
PLA
NT
A B
AJA
L3
PA
NE
L D
E IL
UM
INA
CIÓ
N D
E E
ME
RG
EN
CIA
125
VC
C
EN
TR
AD
A
o
BA
ÑO
OF
ICIN
AO
FIC
INA
CA
SA
DE
CO
NTR
OL
PLA
NTA
TE
SIS
DE
GRA
DO
ESC
UE
LA
P
OL
ITÉ
CN
ICA
N
AC
ION
AL
PLA
NO
DE
ED
IFIC
IO Y
PA
TIO
S
SUBESTACIÓN "PASCUALES-
DIB
UJA
DO
PO
R: F
ER
NA
ND
O L
LIV
E
AU
ME
NTA
CIÓ
N P
RIN
CIP
AL
13.8
KV
f A
ME
L 0
6 •
.UM
MA
CTC
*
£XT
£>
£7
rS
E'i
É^
£ •
OJ
AJ.
El K
WH.
t ¿•
•dKi
or *
g*t>
i nc.
ma»
iWM
W '
-iii
ifc
flM
rc* Q
UA
DPl
ta
£ í
I 1
5 1
S £
, T
-
I
- ,
- ¡
, J
.
j .
¡ ^
: -
! -
!
o c
. c
&
!
-5
t
' í1
•&
-
r
*
' '
»
4
lT
,5
*
«>
*
1 '
¡ '
j
s; p
|- ^
d ge!
¡t
x ¡:
|T lí
I
i
Z^
(f J
PA
NE
L D
E t
XS
TR
JBU
CX
* P
fWC
PA
L 1
2ÍV
CC
" .
»*»|
. .
,.
,-
.*
..
-.T
6>
¡. 5
. 6
(J
f;a jj
6-
(- jj
j- t- (.
j^ j^ j. j
^
j^ {j
i- ,
¡- j.
| fc
l f
»,
' fe
l f-
^ f.l
tT
f."
* T
*^
t "
* '
t * *
1 t
* t ' ti
t ' i
• ' i '
f '
r ^
"~^ *
S
is
e
?
1 f
1 ?
f
! s
--
--
!?
^'
!B
»>'ia
sSC
; \\ ' \'\
-^
2
S
tt
C
&8
'S
S-
ÍÍ
*í
*¿
*J
!t
*:
•— i—
'
'_ •»
&-
££
«»
fí
J;
¿.
<*
*"
«
£— d
i->
T
_«
Í
55
íí
íí
<r
^p
sí
üí
5í
55
í 1
í 3
--
'-
=S
ís
s^
fc
-i
¿f
f!
Í2
£-
J .
,.
,.
,-
i l
M|
|!
t£
Íl
íi
rs
5£
?í
!^
^ i ! :
s •
T '
;
ifl8
i|*
||iill
5 f
s |
!
"
s * i i
?
.? -
* 1
1
B
"e S í
£
6 í
£
E |
j
-c
c£
-o
(J
*"
EÍ
i¿
2(
'i
* t
• t
S
•-
r £
^
£
<?
c í
«.-
£
t* E
i-
j =
PAKEL DE
EftC
RQ
EN
CIA
1WV
CC
e ^
t
t;«
S =
PA
hE
LM
CO
MU
NIC
AC
ION
ES
BANCO DE
-4r
BAT^
R^SB
: 24 CELDAS
-
S * * i
c ?
i a o
SUB
EST
fcO
CN
HM
RA
HA
O
VT
LÜ
- K
«m
ClC
E
tUIl
lJA
RB
SIST
EM
AS
V
ÍOB
/iW
Ci
T !
»-4
BV
CC
-a».
5 -
CE
TFP
O
CC
B
P5un
:¡?M
jMM
iü
íííí
jHím
ij?¿
í;"n
ííf=
-MíU
i i
í n
hiM
f H
:S
* ? ;
í I
• ';
f !
í í
t '
¿ í
{ 1
=
I •
, «
i
|||!
íin
r'il
li -
i ¡i
iUÍ"
! p
f í !
í H
r í
í
" "
*
!
*
í í
í 1
í i
«I
íI
* i<
[ :
- í
* is
f
í *
!s
í £
f í
! !
i ^
r i
-! í
• '
- !
* í
í '
i ;
! ;
- <
">
!M
•
í <!
: •
*í
í í
: I
le
AU
ME
HT
AC
IÓN
DE
EM
ER
GE
NC
IA
DIE
SE
L-
3C1
i (• a
lmr-w
oon
be
i qu
e »' i
>ncu
«rT
tr
I ir
eco
ew
rr» m
tOTc:
,— T
WU
ff.'-J
f «»*•
-•ot
L c«j*
>or«
5t.
AI
M_I e
ro*
DE
vs
«jjC
To*
f«h
O^T
AO
OM
DE
K»M
-L
>S
MO
«CAO
OKA
(«LA
NGA
r
«fc
J D
C fe
AJO
VO
tTA
JÍ
»« «u
DC tO
ME
coM
orn
A
ALIM
EN
TA
CIÓ
N P
RIN
CIP
AL U
J K
V
«, T
ja^t
wC
W^-
^•«^í
OR
MA
TO
ft i
ÍK>
' J» ' J
t*\. 'F
ue*
.»: :*
TR
AW
S'O
^O
;».
IK'
UH
»**
.'!»
-
AjJ
BE
VT *C
>Ó
*L A
L T
ER
MTJV
A•
Er-
PJf
r.'t
Ar"
-f*~
4^C
l*>
--J.?
:»
IRA
HF
-'C
*TJ
""-
.- ?
Ȓ M
ixí-
mí'
)ft.
*.j
SO >
.' H
. *«
C-*
'.,.
t ,T
f
IRA
-."
: El
KW
-.
i-t'.V
-:-
f> -
-^--
-'x:
—'
• -f
* "\
.-*-r
\ *—
• ^^
-pii¡
• "s
l-t
. rru
rt*
0.2
_Jj.m
^lA
a>*-
-fc-
.-:»
ji-fi
Uo
*•*
LIM
ITAD
O»
it D
C c
* eo
«t
«T»l«
urT
OR
TIB
MO
ÉU
CM
rrcC
DC
WBM
JJM
ntD
jC
E» IU
ME
NTO
Ti M
KC
1 j
I.m
fF
'l **-*•-
1 1
?' >
i Ü
i~''n
'it5
,f
t !
_«
• .
j_
p-
J0' - J|
c J
1:
' .'
;t
;£ -
1. •
\ :
^
í
t '
f1
T
' *-.«. i
-.
!
.*W(|
c—
"^-
- (:
"--
iNH
EF
2
TÍP
O N
HB
II
E
; í i í
í f
í íH
|í í I i
- I
t M
jI t
< í.
I í
i i n
i í í r
! i f f
St'B
ES
TA
CIO
N
ST
v
RO
SA
MA
CK
AtfA
U
Wr
jJ K
SI?
TTM
* K
«e
ov Y
r-ífu
AO
;-H
OJ*
BC
2 ->
n&
A^r
oaí: W
T».*
.40
C *>
• (J
S..V
i D
:-8
TIP
O" j
M
AEI
12
5.C
C-4
00
A
*•
~
» V
í^
9 \
"*
f
'«f^
y1»
? >
ve?"»
~v»
í ;
i
Tipo i
i í 11
1 r i
11 r
NA
E
''125V
-CC
-400A
f
Jfc
( í
í ;
1
' "5
*
Í ,
* í
i í
* *
i i
í í
; T
?i
í 5
í ¡
í f
5 i
:• T
r.
T
T i
:
?
s1
i i
f t
; i
? •
M!
í ''
' \
-• ,^
-•
-*
« ./•_
/ '* *¿
*j •
* </*
"* -/*, •*
«/V
**
"*_
«¿.
4^
r'T
^"*
" **.
*"'
Ts^
f í ^
^'"
^'V
* •'
f-'*
; *r
lf~ T
^v*' '
' i '
• •
• 4
.
.
. • —
i •
•- " '4
f
•'
i f
, í
f ?
i ;
Si
*,
*'
,-
;-
;*
-t
s ;
^
t
~ t
i i
; 1
^
F i
? i
1 J .
J
í i
Í 1
D
4-1
25V
-CC
-100A
l .
I I
HA
1IÜ
2
3Ü
kV
K'
'l
í I
!
«
c^ S
TA
ROSA
23:
¡;
a/««
MAC
RAM
A IT
^JJ)
D
I 8C
KY)
CKtf
SST
IMA
DE
?£
DIA
GR
AM
A G
EN
ER
AL
SS
AA
P
UC
AR
ÁS
ER
VIC
IOS
AU
XIU
AR
ES
S
UB
ES
TA
CIÓ
N "P
UC
AR
Á"
3C -
225
*.»
-22W
13»'.'
.
SE
RV
ICIO
S A
UX
ILIA
RE
S A
C -
220
V
si
s'I
?"!
s"¡
5''
•?SV
??CN
.
GE
NE
RA
DO
R D
E_
E
ME
RG
EN
CIA
-^
SE
RV
ICIO
S A
UX
IL L
AR
ES
CC
- 1
8V
^ i £ | •5 T - í i c
i 4 3 * | ~ s o 1 & u.
= 1 í s T i •5 « c Í 5
8
« 1 c * ! _ i ,« =• z
•T,*
.rc
- s * < s ; i í c | 1 .r
C*'3
«S Q
U« C
*-w
n«c«
r *
TH
AN
EE
LE
C'R
C a
s •*
s •*
s ^
£ !
Í0:
t
* £ - £ 2- £ t u
se; £L
TfN
r i f 1 e & ~c t C O
* -t J £ t f £_ }¿ *- c f C
SE
RV
ICIO
S A
UX
ILIA
RE
S C
C -
125
V
V M
B*r
r« S
S M
0*n
«r»»
s 0
> C
orvr
xj*
! 25V
CC
ü:¡ ^;'
<
a
S ¿ e c V c £ í -j í ^
< ,¿
*
••
* *
•*
< ,'°
R',
S,.
í.0
RL
t J
a
t t
í ¿ I
I f
I í
c
- <
c*
í5
cE
*•
-¿
cc i | c £
K '
fc
í fe
*
fc
1
°-
í
1 Í
Í |
!E
í í
S|
4
i
íf
' f
"7
"
í
^£
¡
í c
C
" c
L*U
1
0
c
í |
SU
BE
ST
AC
IÓN
P
UC
AR
Á
15$
tmn
uit
ct
S1ST
QU
S K
22
0VC
A Y
AU
ME
NT
AC
IÓN
PR
mO
Pfc
L 1
3¿
«CV
AU
ME
NT
AC
IÓN
DE
EM
ER
GE
NC
IAi iAt
1C
RC
MR
C 2
t-*¿
JTD
7KA
Hg"
J>»U
XJR
ATP
AU
ME
NT
AC
IÓN
AL
TE
RN
AT
IVA
PB
CU
BÍC
ULO
DE
TW
BFO
R2
"TIP
O P
*0 la
DO
N-T
Cr
300K
VA
IMP
OR
TAN
TE
E- •
ciíin
Sant
Den
riFjc
d« It
(r»f
l
LE
YE
.ND
A'
NÍ
•FTK
SUl.l
MK
wc
«KM
tnuu
JKH
Tt -
tte*~
:
rem
ero
* te
CO
IfTA
DO
* D
I K
Wh
^UZ M
OC
AD
CH
U «
JM
iCA
.ttC
LC 0
1 M
JO V
OLT
XX
K^Lt
DI •(M
MC
OM
Vm
A T
VMM
A:M
TtM
FLO
OU
IC
CU
BÍC
ULO
TR
AN
5PC
«MA
DO
RT
IPO
'PA
DM
OU
NT
Er
3O
VM
UFTD
K D
C C
A O
M
tHD
WW
ICC
DC
MW
A2O
H (TI.;
H C
LM
MN
TO
TIH
HC
C. P
»J»U
OO
A M
OA
|jH
mi«
Mm
1 n
ú O
» A
USr
jAZO
» IT
ID.
;HTO
?• m
aca C
Aua
uoc
A w
*.
NO
TA i
EIK
WH
. convc
conar
*lig
rtA
l re
cwfW
m*r
c* Q
UJC
*80v
-3C
V*>
w-6
0O¿
C
» S5-
S6H
T
s/J
Í^-H
S
¿ 5
*g
\ ,
g -.
S1-
- -
P7
>i>
l>t^
: "^C
i*t
T
30-1
00A
í-
2 3
4 6
e ?
'i
e 9
10
i:
1 1 J
ii
£ r
£ «
I í
I C.
FX
sr»(
,rf
r i
{ 1
{ 1
í 1
í «
i1 í
Jn
!ii¡ í
85 8 H
s |
J í |
E j
j
! 1 i
I ! !e
íII
SS
? I I J
£
58
••
**•
£j
IN
f»
r*C
e
e. c
III
H
E
* *
£í
M
I M
í í
í
ni ¡
íür
; a
,•
t u
í u
Lu
u
í i
í I
n I
2J^ i
* s
;* I
" " í
II!!i
;
e
í í
lili
*
a
j •
í
í s :
í I
II
J
í I I
PUB
EST
AC
IOH
5T
O,D
OM
INC
C 2
30
,'JM
/»
f~
j NA
CRAK
A
HM
liJÜ
t DE «8
0V T
¿.;
• •.
' —
j*-
aaeH
AD
r,
"EV
15<D
L
I—JJ
*
^ '
•=.
nui--
rii_.
HC
W
* •
^^z
•E'
*.-,*
P3
AL
PA
NE
LP
1
48
0V
-30
-10
0A
23
4
5
67
6
6
íC
r 12
1;
13
14
15
16
17
IB
ig
2C
«^«^^-«^^ct^
tt V
'»
-'f
7'*
-'t *
«<
.-o
<
*<
¿V
i/•<
,. -
0.
^?R
V
. f
* e
-|
5 s *
fQ.
*
t •
ÍE
w
f 1
x
«r
- c
c *
r ¿ II
i I f
_C
* (B
I I
I£
f
<
T
f f,
5 T
Ü
f *
cr. , |
C í
? 5
AL
P2
2i
4£
£ T
12£
9
PA
NE
LP
1i
12
13 «
480V
- 30
-225
A
15 1
6 17
1$
T;
y
m>$^#
j*¡*
: ^t
cf^c
^:?::
G < | f K | < C t t , E* í
c e. < í £ > e í T:
< c t * E • "c
< * * i "5 i < E E
* í i f K < 1 t.
c c
c •
5 5
í *
5 í * £
u.
ÜT
i_
^ E * • i ¿ c E j i
tt 1 5 1 * Ó c v t
ic a < | t u c •«; < O í
a < • | f f R < C t f É • i
No *
YI*
I« A
iílr)
'ts"s
f-»ni;v
Vx
AT
R (
Hl
Fig
uro
Fu(i»o
i-
m
o
r *
*í
> "C '
'|
1 6
t í
£
í
1 f
í !
ítr
£
Cí
c
C:o 1 re F O CL
P4 2
** v^*
" E O.
£ j c § LL • O 3 «B
PA
NE
LP
1
3 <*s c c li; £ 8 | | G u «. V,
4
V
g r> tf 1 « u, | - c = r
C
»
T
••- •»-"»-
c
c
• | i í 5 f i r
5 9
*
*•*?
*.
"&v
i i
c
c
ÍT5
5
& S, J í • c i • £
S '
-TV
?
i J < i *• r s i
1;
48
0V
-30
-10
0A
•:14
r(( 5
S
i ft
I ü ic < JE í 1 | < c 1
S * E * ! • f í i
! fí (N >r 5 j t
'UJJ0
1S
UB
J
| 5 E
15 1
6
rVs
1 1
S I
t £ 6 | c ó u
V
15
18
20
2-
^S
^Í^
g^S
^I
i r!!
¡ ? |
5 5
c
a
a
c
DE
ST
O.D
OM
ING
O t3
C.'i»
/»i
DE
pe «
ov Y
««
«
ÍW-1
25V
-CC
-100A
'PA
TtO
230
kV
*í • 1 f f I u
I í t Í i i
\ T
' '
1 j
TE
SIS
D
E
GR
AD
O"
íSE
S^T
— "
^.T
JwiT
-"—
J-'
"'^C
^U
ÜV
jnD
NE
t M
CM
*»-
ÍUB
ES
TAC
10N
S
TO.D
OH
1HG
O £30/1
38/6
9 r
-
mfip
*K->
m
AK
DE
mm
ctcE
AU
HU
AJO
S
VS
TCH
A K
I»»TC
twef
a>cc
**
-i* '
P*
'H
FV
i$A
fC
«ÍC
n»
09-3
>*'
' :
1 •"
C
OK
S»-.
«'
*C--
*-
..
:
Pl
• ft*
TIP
O C
CE
s^
*¿<
^A
^**
^S
^^
L*-
*»-j*
viM
*-'í*
'A*'
J
5MK
íJ5'
Á,i»
4aA
.'*%
/*i,.
-*«*
.-^<*
*r^-
*;-.
h§t-t
rn^-
jtTS
Tfjíi
N'fÉ
infie
l ;^
;it9i9
vT?T
^w !?
l:¿
CM
ER
Q6N
CU
i
!"
•»
>>
*'
•»
-«
»>
*>
?;
I •
i í
F
IE !
• í j
»
5 ¡
•• j í j i u
1 1 • i
-i r
"í
iII
1
f t
i l
>>
í>
t-
"-
^J
iT
h M
íin-
s1-
f«i h
i •
i • f
h ?
n
LE
YE
ND
A~T
K
KK
ÍUi-M
nr-1
-c
ME
KM
IML
Hf V
I -•
•••U
í í
I 1 1!
13 J
KV
*. T
t*3**
<'
X
—"JC
iJK
iOC
GM
K-'t
/
a^a
^j^
oa
est.
~ ..... "
A»
MÍ.B
CTC
X O
t l
vi
MLrc
ro*
M t
OLT
wm
mc
M*
CO
NTA
DO
* S
I •*
••L
LUZ
INO
CA
JOM
MJW
CA
1-
MLI
OE fc
*JC
KX
TA
jtit»
, U
L! H
iw
u-.
ou
m.im
* r
aw
u
l*h
fU
ftN
U-I U
VT««M
t D
K C
OM
Utr
fTF
^2-
C _
.. W
TK
MK
Lir
ro*
M O
í C
OM
KW
HW
H C
KR
W 1
•RT "
tNS
^A
KO
- K
MM
MU
Him
AK
KIT
TC
. M
* H
OM
NA
L1Í
TJK
JH *T
iiiB
yrt
m T
»aoij*
om
T»co
a *
om
p*
rM«.
i iK
t«O
A«P
C 3
•**>
«» O
*»ÍA
:nx« u
».
AU
fcg
KT
AC
IÓN
AIT
ER
HA
TM
Aw
r^A
X^
ti*
*:,
4iLFQ
*a* J«i
AÍ*
É«
IW,-
-^-r
-.- e*r
wx»
i"t
•'
'^•r
-YT>
.JCL
^-
. EIK
WM
díg
ita!
"ípncis
ton
O.Z
MTIW
tUrR
» •W
MO
MM
MTTK
O D
> W
WU
DN
ITK
P!
co
*tU
MP
rrc iiM
»Lu.c
*i.»
mpo*i*«
P4T
1PO
NH
B«T
IPO
NH
B
T O
CT
J"-»
-Tr
SIS
!I
«I
^s
iíi
íá M
illu
í Mí*
í*
t fc
11 í I
II
í ü
í :
íHí
Ut-
'íii
••
11
»t
K :
I M
i H
^ I * f
i ] i
i j r
jMÍH
rjH
< s '
r ;
« =
s f
í ^ i
s 5
í í
- "
- r
r ...
| t
« * *
« i
ji
|¡ tj¡
*" n
11 * i
í i i
" ¡ '
NO
T*
MP
OP
TA
NT
E
En
»•u
b*c
&K
ion
QLM
VM
C no te
; p»
ra
ni ta
mpo
co d
t la
•lim
»*v
cx;n
b*l
toro
wno
O»
TRR
qviV
ZD
O £
3C
/l3
e/6
e
anra
jüt n
•m
oer
819T
DU K
4»V
Y
M
J 3*
-jJO
C-
'CTW
iC'-'
-'fc'
* •'•
c*«A
Oo*
[>e
^El£
a-
OU
MAO
O*:*
*---
.s'>
ÍS
SÍ5
»*
«.:a*
»'
MT»*
i*T
~1
r _J2í
~" M
"1 —
1
r Kr
mfn
t*t
or
•*m
ou
coni
Kxi
n
D2-
125V
-CC
-400
A
4 ¿
DIS
TRIB
UC
IÓN
í '
f?
íF
I
í
7-
I •
I i
t t
ti
i í
E í
^Í
i i
í
-t- 1
í T
5.c
: •
! •
i "r
í r1
'-,^
'!»
• i
' T
!—
¡i:—
( :—
+—
(:
- \
< =•
í
Úy"^p?.-
1t
! -i-
-i:
-
•^
'T
|
Jí(*
t £*
v -"
tr1
- t-
^ *••
*• *•
vy
r >•
'í
- ;
i '
-i
ce
^9
"'í
r
J
a"
; O
r í
>r
i ¡
:D1-
e
i i
01-A
125V
CC
-10G
AP
atio
125V
CC
-100
AP
atio
230
KV
_c_ 125V
CC
-100
AP
aC»6
9KV
SUBE
STA
CIÓ
N
QU
EVED
O £
»C
I3B
/W
DE
mm
oa
BE lísv
c;
! 35
EK
4OC
i "P
-iS^D
CfÉ
Cn»
»-;:-
AU
ME
NT
AC
IÓN
DE
EM
ER
GE
NC
IA
GR
UP
O
DIE
SE
L50K
VA
- 2
08/1
20V
- 3
0
"
GD
E
AU
ME
NT
AC
IÓN
PR
INC
IPA
L 1
3.8
KV
«ui
fA
UM
EN
TA
CIÓ
N A
LT
ER
NA
TIV
A
í í^/^.
í-j-k
^°-
CU
BlC
ULC
TR
AN
S=O
«MA
DO
C
TIP
O "
PA
C M
CX
JS^r
D !£
' i
H 1
2
fifH
Hi
"ÍS
niH
ijI'
i Ia
H I * í
i f
«l 1 M
*I í i
11
i í i
I f
I« 1
i *
*I
• U
lí-
i III
í 5 I
í 1
1it
M
* <
11
í I
! i í
*!J
í j
I
i M
i i I
JlH
-íí
Mili
í í
t r^- *
""
CUBI
CXA.
CU
r<A
CJB
-CJL
Or;
TIP
C
; itQ
Tá
mP
OR
TA
NT
E
En
«se
T2
8iD
O=
- 30-1
OQ
A
S «
X
2
*ífX Hs
I ,
f)-*
K*
I
h*(
9}»
^ 0—
v
II
^
D-2
- B
|
Ll/T)»
*'
f* V
-¡-
1
. '-
U^_
- ^-
,
S '
^-v
^3^
! -
vio
jw,
(J-4
- *
¡ i— ^1 1 ! !
. ,
_
tti^
J
~]
480V
- JC
-6
¿ÍV
W-
-^7
r*»W
—
-*—
{ v
KW
OC
.
NO
TA 1
Et K
WH
. con*«
xnbe
•i n
vdnof «gtttl
r*cb
*nH
n»n
te
*-o
-e—
f~c
t—""
v»-
. N
CT
N
C
«O
i¿
T\
*ao
-3&
*K:.5
oc-
rrs
rri! 1
* f
I í
TE
SIS
D
E
GF
.AP
O
SV
BE
STA
OO
S
riSC
UA
LE
S Z
JC
'lM
/flB
OV
UA
K
sum
aos
EC
TU
U H
41
0V Y
t
owev
wc
«ECH
- 3S
^¡>''
P3
fPat
ic 2
30K
V)
Pi
» i
•>- ••
•:
'3~T'* "
"í
•• M
'*
?:
?-
r -•
í
r" f
e f
-•
7 C
£
i1
^
¿ ~
f í
' i
f!
f jí
f IH
Mí
- -I
5 »
- i
3 t
5 r
P2
-T
i t
i
PA
NE
LP1
480V
- 30-
60H
2-22
5A
CO
CÍ
AL4
P
AN
EL
P2-
A (
Pat
io 2
30K
V -
am
plia
ción
]
-:: ir
t f: í:
111
i i ?
n"
*
r"
*
ré
*
r i
-* r
f f
f f
- ;
PA
NE
LP
1P
4-A
(P
atio
1M
KV
1*8
CTv
'- í s
? I!
AA
Li
PA
NE
L
*-B
(Pat
io 1
38K
V)
"•C
MC
^'a
et
P1
•oo.
^
4«\
* F
;
S
V "
3O
-60H
2 t3>
j
•:
•;
>•
- [
ICf^
CK
j*^
*<
??
&$$''
\
Í f ! ^
£
R
I " £ í í p
CW
OW
*X*»
*i
Un
MM
tag
rí
n ^
?. * ^a f 1 1
K ; e * i f • í ¿
ff
t
í*
f i e •5 1 k
? - li 1 f I 1 á
, 2 ¿ - A 1 5
r. E # 7 1 í ¿
" í
P J
= í
í • H r p lf
; ! i r
PA
NE
LP
1
Aire
Aco
ndic
iona
oo j
< Cl
2 3
- Í
M
6
i i
£ í
P11
AL L
AD
O D
E 2
0SV
A
DE
LT
3
\A (P
atio
69K
V)
Est
e pa
nel e
s ut
iliza
do p
ara
sum
inis
trar
vol
taje
=•
Dis
yun
tore
s be
69K
V•
llum
íruci
ón
pat
ío 6
9KV
* C
alef
acto
res
de d
isyu
ntor
es*
Tom
as p
atio
de
69K
V
TESI
S
| SUB
ESTA
CWf»
PA
SCUA
LES
23E
/!»/•
»n
viu
i BE
BEj
rnaa
sism
u a
c «M
V Y
e
«jW
wa
»~
1 1
j CS
taTK
X X
I"^=
r-
' 5^
|_
J=S
3T
-.-
•?r
~~B
n .
' .U
iü
i '
*"Jt
<•
M_
^ r*
»—
.
í*|
,
-_*—
-*
V r
: r^
use
" a
««"
E.«J
¡ *
i**
».-
«-.*.
W.
¡ í
i*e
a.a
v
£>*-
1 f
12S
VCC-
:OCA
30 h
V(«
n(iláac.
)
! *
.
«o*e
"í.
» n«-u
..
*-*»
;»»
» íes*-
.-•
¿ ;
fcfc
h»i'
fc^f.j
, u^^y-ji.
-,.
;
,h|rj—
;
€-~|
—
— "•
•"*• ;
f^i '
\ tKE
: ...,
"
r\M
'
r
C. '
« '
;~~"
'"
— **»
^
^V
T"
OM
Z5V
-CC
-JQ
ÜA
Ir;
C'
1 "
c^=.
«- .—
-M
.JW
-:
__
|A^_
PA
NE
L D
E
;'
*Z
- C
' - _ítv-
DlS
TR
IBU
dO
- ¡
^.«
rt«
^~
__'lí
_
i •
r
, '
' *w
- '
' -
A J
" * '
'~ *
r
" •"'
"" £
'"1
i- I2
C. .'-
\
»."
..*
*.»
-*
". .
V
.
-5J--
-- „
s
.r—
i." —
— — ~
j'-rc
f-
•^T
~-\
¿.
, fi*«
3tÜ
c_3r_
;_u
;^_ r—
_SN
_!'-
•*-,
(Cw
-u
¡*
i
^*"
~*.
:
TíM
* — .*-
D6-
1Z5V
CC
-2M
AP
ATI
O
í»fc
\E
1ÍJ
VC
C-1
00A
PH
»o13
8KV
SU
BE
STA
C10
H
PA
SC
UA
LE
S 2
3C '1M
/OS
nnuit
D
E «
mocs
95T
XH
A D
E
I
AN
EX
O 4
-1T
AB
LA
DE
CO
NS
UM
O D
E E
NE
RG
ÍA H
OR
AR
IA "
SU
BE
STA
CIÓ
N V
ICE
NT
INA
"
HO
RA
S 01:0
002
:00
03:0
004
:00
05:0
006
:00
07:0
008
:00
09:0
010
:00
11:0
012
:00
13:0
014
:00
15:0
016
:00
17:0
018
:00
19:0
020
:00
21:0
022
:00
23:0
00:
00
Oct
ubre
18,
200
0M
ED
IDO
RLE
CTU
RA
S (
kWh)
3101
4.03
3103
6.89
3105
9.59
3108
3.4
3110
3.75
3112
3.15
3113
6.07
3114
8.01
3115
9.43
3116
9.03
3117
8.92
3118
8.86
3119
9.27
3120
9.98
3121
9.87
3122
9.47
3123
8.93
3125
0.54
3126
6.91
3128
8.79
3130
9.34
3133
1.99
3135
4.12
3137
8.51
TO
TA
L C
ON
SU
MO
DIA
RIO
:
CO
NS
UM
OK
wh 22
.86
22.7
23.8
120
.35
19.4
12.9
211
.94
11.4
79.
559.
899.
9410
.41
10.7
19.
89 9.6
9.46
11.6
116
.37
21.8
820
.55
22.6
522
.13
24.3
9 22
386.
48
Nov
iem
bre
15,
200
0M
ED
IDO
RLE
CTU
RA
S (kW
h)11
423.
2311
447.
0911
464.
7111
481.
5511
505.
0211
525.
7611
537.
3211
549.
0811
559.
2111
570.
411
583.
7411
595.
6411
609.
6111
622.
3311
635.
211
649.
0711
662.
8911
680.
1211
705.
3611
722.
3811
751.
6811
771.
0911
789.
4211
814.
81
CO
NS
UM
OkW
h 23.8
617
.62
16.8
423
.47
20.7
411
.56
11.7
610
.13
11.1
913
.34
11.9
13.9
712
.72
12.8
713
.87
13.8
217
.23
25.2
417
.02
29.3
19.4
118
.33
25.3
9 22
413.
58
Dic
iem
bre
20,
200
0M
ED
IDO
RLE
CTU
RA
S (
kWh)
2499
3.45
2501
4,91
2505
625
078.
8425
080.
325
099.
4325
103.
7525
112.
625
124.
7325
135.
825
148.
1125
159.
125
173.
6925
188
2520
125
213.
2425
225.
7225
239.
1625
256.
0125
279.
125
303.
5925
327.
7225
356.
8225
372.
44
CO
NS
UM
OkW
h 21.4
641
.09
22.8
41.
4619
.13
4.32
8.85
12.1
311
.07
12.3
110
.99
14.5
914
.31 13
12.2
412
.48
13.4
416
.85
23.0
924
.49
24.1
329
.115
.62 22
400.
99
Ene
ro 1
7, 2
001
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S (
kWh)
4248
.142
74.4
4298
.143
19.5
4341
,643
65.3
4379
.043
91.6
4402
.844
13.1
4427
.444
41.9
4454
.644
66.8
4478
.644
91 .0
4504
.145
17.3
4532
.345
54.0
4578
.146
01.9
4625
.446
46.6
CO
NS
UM
OkW
h 26.3
423
.66
21.3
622
.14
23.7
13.6
912
.62
11.1
810
.31
14.3
214
,49
12.6
912
.211
.812
.413
.07
13.2
14.9
821
.79
24.1
23.7
123
.57
21.1
7 22
420.
49
AN
EX
O 4
-2TA
BLA
DE
CO
NS
UM
O D
E E
NE
RG
ÍA H
OR
AR
IA "
SU
BE
STA
CIÓ
N S
AN
TA
RO
SA
"
HO
RA
S 01:0
002
:00
03:0
004
:00
05:0
006
:00
07:0
008
:00
09:0
010
:00
11:0
012
:00
13:0
014
:00
15:0
016
:00
17:0
018
:00
19:0
020
:00
21:0
022
:00
23:0
00:
00
Oct
ubre
18,
200
0M
ED
IDO
RLE
CT
UR
AS
(kW
h)
106.
1
106.
3
106.
5
106.
6
106.
7
106.
9
107.
0
107,
1
107.
3
107.
4
107.
5
107.
6
107.
7
107.
8
107.
9
106.
0
108.
3
108.
5
108.
7
109.
0
109.
2
109.
4
109.
6
109.
7
TO
TA
L C
ON
SU
MO
DIA
RIO
:
CO
NS
UM
OK
wh
64
64 32 32 64 32 32 64 32 32 32 32
32 32 32 96 64 64 96 64 64 64 32 64
1216
Nov
iem
bre
15,
200
0M
ED
IDO
RLE
CT
UR
AS
(kW
h)
193.
419
3.5
193.
719
3.8
193.
919
4.2
194.
419
4,6
194.
819
4.9
195
195.
119
5.2
195.
319
5.4
195.
519
5.6
195.
719
5.9
196.
119
6.3
196.
519
6.7
197
CO
NS
UM
OkW
h32 64 32 32 96 6
464 64 32 32 32 32 32 32 32 32 32 64
64 64 64 64 96 64
1216
Dic
iem
bre
20,
200
0M
ED
IDO
RLE
CT
UR
AS
(kW
h)
306.
130
6.3
306.
430
6.6
306.
830
730
7.2
307.
430
7.5
307.
830
830
8.1
308.
230
8.3
308.
530
8.6
308.
730
8.8
308.
930
930
9.1
309.
330
9.5
309.
7
CO
NS
UM
OkW
h64 32 64 64 64 64 64 32 96 64 32 32 32 64 32 32 32 32 32 32 64 64 64 64
1216
Ene
ro 1
7, 2
001
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S (k
Wh)
19.0
19.9
20.7
21.5
22.4
23.1
24.1
25.4
27.0
28.5
29.8
31.3
32.7
34.5
35.6
37.4
39.2
40.8
42.1
44.1
46.3
47.5
47.6
49.7
CO
NS
UM
OkW
h0.8 0.8
0.8
0.9
0.7
0.9
1.4
1.6
1.5
1.3
1.5
1.4
1.8
1.2
1.8
1.8
1.6
1.2
2.0
2.3
1.1
0.1
2.1
2.1
32.7
2
AN
EX
O 4
-3TA
BLA
DE
CO
NS
UM
O D
E E
NE
RG
ÍA H
OR
AR
IA "
SU
BE
STA
CIÓ
N S
AN
TO D
OM
ING
O'
HO
RA
S 01:0
002
:00
03:0
004
:00
05:0
006
:00
07:0
008
:00
09:0
010
:00
11:0
012
:00
13:0
014
:00
15:0
016
:00
17:0
018
:00
19:0
020
:00
21:0
022
:00
23:0
00:
00
Oct
ubre
18,
200
0M
ED
IDO
RLE
CT
UR
AS
(kW
h)15
448.
4715
486.
4415
524.
4115
565.
2715
605.
8815
647.
6815
669.
9515
694.
415
722.
4315
742
1576
315
784.
9615
806.
0815
825.
2815
842.
1115
862.
2315
931.
5215
952.
3215
988.
416
033.
5416
064.
1616
108.
3816
147.
8616
197.
63
TO
TA
L C
ON
SU
MO
DIA
RIO
:
CO
NS
UM
OK
wh 37
.97
37.9
740
.86
40.6
141
.80
22.2
724
.45
28.0
319
.57
21.0
021
.96
21.1
219
.20
16.8
320
.12
20.0
020
.80
36.0
845
.14
30.6
244
.22
39.4
849
.77 40
739.
87
Nov
iem
bre
15, 2
000
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S
(kW
h)36
254.
5236
289.
1436
329.
0836
365,
4736
406.
5936
441.
0436
466.
6836
495.
436
518.
8336
544.
1236
568.
6836
592.
9836
616.
736
641.
2136
659.
6836
685.
8836
705.
3536
728.
7636
769.
436
818.
6836
853.
3136
898.
4936
931.
3936
976.
25
CO
NS
UM
OkW
h 34.6
239
.94
36.3
941
.12
34.4
525
.64
28.7
223
.43
25.2
924
.56
24.3
023
.72
24.5
118
.47
26.2
019
.47
23.4
140
.64
49.2
834
.63
45.1
832
.90
44.8
640
.00
761.
73
Dic
iem
bre
20,
200
0M
ED
IDO
RLE
CT
UR
AS
(k
Wh)
6286
0.15
6289
6.13
6293
4.28
6297
3.35
6300
9.1
6304
6.38
6307
6.6
6310
0.25
6312
1.42
6314
2.68
6316
1.63
6317
9.71
6319
9.16
6321
863
234.
1563
253.
463
272.
1963
289.
7563
318.
3963
354.
4363
394.
4863
434.
7863
474.
1463
515.
39
CO
NS
UM
OkW
h 35.9
838
.15
39.0
735
.75
37.2
830
.22
23.6
521
.17
21.2
618
.95
18.0
819
.45
18.8
416
.15
19.2
518
.79
17.5
628
.64
36.0
440
.05
40.3
039
.36
41.2
540
.00
695.
24
Ene
ro 1
7, 2
001
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S (
kWh)
8304
6.4
8308
5.15
8312
1.66
8315
9.29
8319
9.56
8323
9.9
8327
1.48
8329
6.76
8332
2.55
8334
4.38
8336
7.87
8338
9.75
8341
2.03
8343
5.64
8345
3.5
8347
4.3
8349
3.91
8351
5.41
8354
8.22
8358
7.26
8362
4.9
8366
1.13
8370
1.32
8373
3.75
CO
NS
UM
OkW
h 38.7
536
.51
37.6
340
.27
40.3
431
.58
25.2
825
.79
21.8
323
.49
21.8
822
.28
23.6
117
.86
20.8
19.6
121
.532
.81
39.0
437
.64
36.2
340
.19
32.4
3 40
727.
35
AN
EX
O 4
-4TA
BLA
DE
CO
NS
UM
O D
E E
NE
RG
ÍA H
OR
AR
IA "
SU
BE
STA
CIÓ
N
QU
EV
ED
O"
HO
RA
S 01:0
002
:00
03:0
004
:00
05:0
006
:00
07:0
008
:00
09:0
010
:00
11:0
012
:00
13:0
014
:00
15:0
016
:00
17:0
018
:00
19:0
020
:00
21:0
022
:00
23:0
00:
00
Ene
ro 1
7, 2
001
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S (k
Wh)
4592
.03
4641
.22
4689
.73
4738
.33
4786
.81
4795
.23
4804
.86
4821
.82
4841
.66
4856
.38
4870
.08
4885
.24
4900
.12
4915
4931
.77
4971
.39
4996
.28
5013
.05
5042
.08
5079
.71
5116
.22
5156
.851
96.3
852
22.0
1
TO
TA
L C
ON
SU
MO
DIA
RIO
:
CO
NS
UM
OK
wh 49
.19
48.5
148
.60
48.4
88.
429.
6316
.96
19.8
414
.72
13.7
015
.16
14.8
814
.88
16.7
739
.62
24.8
916
.77
29.0
337
.63
36.5
140
.58
39.5
825
.63 40
669.
98
Febre
ro 2
1, 2
001
ME
DID
OR
LEC
TU
RA
S (k
Wh)
3605
2.4
3609
4.9
3613
6.1
3617
7.9
3621
9.8
3626
1.6
3630
3.5
3632
1 .6
3634
0
3635
8.3
3637
5.1
3639
5.7
3644
0.8
3646
5.9
3648
6.2
3654
0.2
3657
5.6
3661
2.9
3665
9.5
3670
7.5
3674
4.4
3678
6.3
3683
5.7
3688
5.1
CO
NS
UM
OkW
h 42.5
041
.20
41.8
041
.90
41.8
041
.90
18.1
018
.40
18.3
016
.80
20.6
045
.10
25.1
020
.30
54.0
035
.40
37.3
046
.60
48.0
036
.90
41.9
049
.40
49.4
0 42
874.
7
AN
EX
O 4
-5T
AB
LA
DE
CO
NS
UM
O D
E E
NE
RG
ÍA H
OR
AR
IA "
SU
BE
ST
AC
IÓN
PA
SC
UA
LES
'
HO
RA
S 01:0
002
:00
03:0
004
:00
05:0
006
:00
07:0
008
:00
09:0
010
:00
11:0
012
:00
13:0
014
:00
15:0
016
:00
17:0
018
:00
19:0
020
:00
21:0
022
:00
23:0
00:
00
Oct
ub
re 1
8, 2
000
ME
DID
OR
LE
CT
UR
AS
(kW
h)
3816
35.2
638
1717
.12
3817
89.2
438
1862
.67
3819
36.0
738
2006
.46
3820
94.6
538
2227
.45
3823
00.1
638
2402
.61
3825
05.9
838
2620
.638
7013
.93
3870
64.2
438
7106
.71
3871
51.2
938
7193
.538
7237
.35
3873
13.3
138
7424
.61
3874
83.8
3875
70.2
938
7657
.38
3877
57.5
2
TO
TA
L C
ON
SU
MO
D
IAR
IO:
CO
NS
UM
OK
wh 81
.86
72.1
273
.43
73.4
070
.39
88.1
913
2.80
72.7
110
2.45
103.
3711
4.62
100.
0050
.31
42.4
744
.58
42.2
143
.85
75.9
611
1.30
59.1
986
.49
87.0
910
0.14
100.
00
1928
.93
No
viem
bre
15,
200
0M
ED
IDO
RLE
CTU
RA
S
(kW
h)
4481
94.3
4482
97.3
4484
00.1
4485
12.9
4486
20.1
4487
29.0
4487
96.5
4488
80.0
4489
70.8
4490
65.2
4491
73.3
4492
60,9
4493
62.0
4494
66.3
4495
52.7
4496
63.0
4497
46.5
4498
47.3
4499
45.5
4500
56.3
4501
64.0
4502
68.6
4503
69.7
4504
76.3
CO
NS
UM
OkW
h10
3.03
102.
8411
2.80
107.
1310
8.97
67.5
283
.43
90.7
894
.49
108.
0787
.61
101.
0610
4.32
86.4
011
0.27
83.5
210
0.80
98.1
811
0.78
107.
7110
4.64
101.
0610
6.59
100.
00
2382
Dic
iem
bre
20,
200
0M
ED
IDO
RL
EC
TU
RA
S
(kW
h)
5260
10.8
5261
21.0
5262
31.1
5263
18.5
5264
12.7
5265
06.9
5265
96.0
5267
03.9
5267
69.9
5268
64.6
5269
45.4
5270
40.9
5271
28.2
5272412
5273
06.4
5274
01.6
5274
83.9
5275
72.7
5276
64.0
5277
75.2
5278
85.9
5280
01.3
5281
06.4
5282
20.7
CO
NS
UM
OkW
h11
0.14
110.
1587
.40
94.2
094
.18
89.1
510
7.90
65.9
994
.72
80.7
695
.49
87.3
011
3.02
65.1
595
.24
82.3
088
.77
91.3
511
1.20
110.
7011
5.42
105.
0211
4.37
100.
00
2309
.92
En
ero
17,
200
1M
ED
IDO
RL
EC
TU
RA
S (
kWh
)59
5172
.659
5282
.959
5396
.859
5501
.559
5626
.359
5729
.059
5816
.159
5900
.559
5994
.859
6091
.859
6187
.959
6272
.759
6366
.359
6460
.459
6553
.459
6647
.359
6741
.159
6833
.859
6921
.559
7030
.159
7148
.959
7262
.659
7356
.459
7468
.4
CO
NS
UM
OkW
h11
0.34
113.
8610
4.67
124.
8210
2.67
87.1
084
.48
94.2
197
.02
96.1
384
.80
93.6
394
.07
93.0
093
.86
93.8
692
.68
87.7
210
8.56
118.
8411
3.68
93.8
011
2.00
100.
00
2395
.8
ANEXO 5-1TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN VICENTINA"
PANEL 208/1 20VTomas Edificio Circuito N°1
Tomas Edificio Circuito N°2
Cargador de Baterías 125VCC BC1
Cargador de Baterías 125VCC BC2
Cargador de Baterías 48VCC BC3
Cargador de Baterías 48VCC BC4
Calefactores gabinetes 52Q2
Calentador de agua, cocina, bodega
Iluminación Protecciones
Tomas patio 208/1 20V
Gabinete Transformador 1
Servicio Auxiliares E.E.Q
Servicio circuito auxiliares (Dúplex)
Gabinete Transformador 2
Casa guardián
al tablero de iluminación
Iluminación tableros circuito 1
Iluminación tableros circuito 2
luminación casa de control circuito 1
1 u m¡ nación casa de control circuito 2
iuminación exterior edificio
luminación patio transformadores
luminación patio 138 KV
UTR
Tomas radio, biblioteca
reserva
Servicios auxiliares Linea I barra 2
Tomas tableros (CA y CC)
IA
(A)003
OFF1.33.63.1
000
16.110.30.9
00
ON8.26.2
OFF3
17.2400
OFF00
IB(A)
00
4.3
1.13.8
10.6000
15.97.560.9
00
0.64.1
3.416.24
00
00
IC(A)
00
3.6
13.4
10.1000
15.911.4
00
3.317.2
00
00
PA(KW)
00
0.16
0.140.370.41
000
1.021.280.14
00
0.940.73
0.41.98
00
00
PB(KW)
00
0.24
0.160.411.22
000
0.980.870.15
00
0.050.53
0.491.87
00
00
PC(KW)
0D
0.3
0.170.381.22
000
0.981.52
00
0.491.92
00
00
ANEXO 5-2TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN SANTA ROSA"
PANEL P1 400A-3F-480V123456789
1011
IA(A)
Conmutador automático terciarios y línea distríb.
breaker principa! de entrada
al pane! P2
Reserva
8516.1
OFFInterbloqueo al generador y alimentación principal
a! panel P4
al panel P3
Al transformador T3
Reserva
Disyuntor de reactor 7X2
Disyuntor de reactor 7W2
2.61.3
62.7OFF
00
IB<A)
80.9218.1
3.61.3
56.2
00
IC(A)
76.8119.4
10
55.4
00
PA(KW)
18.62.1
1.10.6
13.5
00
PB(KW)
15.652.2
1.60.6
10.7
00
PC(KW}
15.742.5
0.40
11.2
00
PANEL P2 : TIPO NHB123456789
1011121314
Panel planta tratamiento de agua PTA
Bomba pozo profundo
Futuro enfriamiento autotransfomnador ATT 0A
Futuro enfriamiento autotransformador ATT 0B
Futuro enfriamiento autotransformador ATT 0C
Enfriamiento autotransformador ATU 0A
Enfriamiento autotransformador ATU 0B
Enfriamiento autotransformador ATU 0C
Enfriamiento autotransformador ATU 0R
Toma tratamiento de aceite autotransf. ATU
Panel de calefacción y ventilación P6
Toma tratamiento de aceite transí. TRN
Reserva
Reserva
00
OFFOFFOFF
1.4OFF
1.4,1.4
OFFOFFOFFOFFOFF
00
1.4
1.51.4
00
1.5
1.51.5
00
0.7
0.70.7
00
0.7
0.80.7
00
0.8
0.80.9
PANEL P3 :123456789
10111213141516171819202122
Seccionadores y disyuntores Totoras 1 y 2
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
Seccionadores acoplamientoFuturo
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
Disyuntor autotransformador ATU (52-2U2)
Futuro
Seccionadores autotransformador ATUFuturo
Disyuntor Línea Santo Domingo 1 (52-212)
Futuro
Seccionadores Línea Santo Domingo 1
Futuro
Disyuntor Línea Santo Domingo 2 (52-222)
Disyuntor acoplamtentoj(52-202)
Seccionadores Línea Santo Domingo 2
0OFFOFFOFFOFF
0OFFOFFOFFOFFOFF
0OFF
0OFF
0OFF
0OFF
000
0
0
0
0
0
0
000
0
0
0
0
0
0
000
0
0
0
0
0
0
000
0
0
0
0
0
0
000
0
0
0
0
0
0
000
PANEL P4: TIPO NHB12
Seccionadores y Disyuntor El Carmen
Reserva0
OFF0 0 0 0 0
3456789
101112131415161718192021222324
Reserva
Reserva
Disyuntor Línea Vicentina (52-132)
Seccionadores Línea Vicentina
Reserva
Reserva
Disyuntor Linea Selva Alegre 2 (52-152)
Seccionadores Línea Selva Alegre 2
Disyuntor Línea Eugenio Espejo (52-142)
Seccionadores Línea Eugenio Espejo
Disyuntor Transformador TRN (52-1 N2)
Seccionadores Transformador TRN
Disyuntor Transferencia (52-1 02)
Seccionadores Transferencia
Disyuntor Turbina de Gas (52-1 62)
Seccionadores Turbina de Gas
Futuro
Futuro
Futuro
Futuro
Disyuntor Autotransformador ATU (52-1 U2)
Seccionadores Autotransformador ATU
IA(A)
OFFOFF
00
OFFOFF
0000000000
OFFOFFOFFOFF
00
IB
(A>
00
0000000000
00
IC(A)
00
0000000000
00
PA(KW)
00
0000000000
00
PB(KW)
00
0000000000
00
PC(KW)
00
0000000000
00
PANEL P8 : 208/1 20V Casa de Contr123456789
101112131415161718192021222324252627282930313233
Del Transformador T3
Registrador de kWh y KVARh (0)
Futuro
Cargador de Baterías Grupo Diesel (0)
Cargador EA.31 (30)
Cargador de Baterías BC1 (30)
Bomba contra incendio (30)
Cargador de Baterías BC2 (30)
Cargador de baterías comunicaciones BC3 (30
Tomas patio Autotransformador ATU (30)
Tomas patio 138KV (Enfriamiento Transí. MOVÍ
Taller (30)
Regulador de Vottaje y de iluminación (30+N)
Grupo Diesel de emergencia (llega al tablero)
Tomas patio 230kV(30)
Enfriamiento transformador TRN (30+N)
Iluminación calles 230 kV (30)
Iluminación Patio 230 kV (30)
Iluminación Patio y calles sector autotransf. (30
Bomba agua pozo (30)
Calefactores Secci. 89-1 U5,1 U3.1 U1 , TB-D1 (Z
Calefactores Div. de Pot. Barras 230 kV (0)
Calefactores Div. de Pot. lineas 230 kV (0)
Calefactores seccionad, lineas Totoras 1 y 2 (3(
Servicios para JB-242 y JB-232
Iluminación calles sector 138 kV y EEQ (30)
Iluminación pal» 138 kV y 46 kV (30)
Calefactores sintoneadores de línea 138 kV (0¡
Calefactores seccionadores 230 kV circuito 1 (í
92.60
91.6
No existe breaker0.73.7
20.90
7.114.7
012.6
024.3
00.9
35.516.2
610.6
00.9
17.10.86.34.5
01.7
Calefactores seccionadores 230 kV circuito 2 (0)
ruturo
Futuro
Seccionadores Linea Papallacta 138 kV
OFFOFF
0.9
3.117.2
010.514.3
012.4
017.2
00
18.613
4.79.7
0
1.1
4.66.43.38.3
6.9
0
103.3
2.523.9
09.5
1.512.1
036.4
00
34.613
4.810.2
0
1.45.2
8.55.6
0
9.120
0.120.330.98
00.120.08
00.65
03.79
00.2
3.631.590.861.18
00.16
2.240.2
0.770.53
00.29
0.2
8.64
0.290.2
00.241.02
00.69
02.08
00
1.341.180.691.14
0
0.17
0.690.770.451.02
1.9
0
10.76
0.241.14
00.57
0.330.53
04.48
00
1.751.470.691.22
0
0.20.73
1.140.69
0
AN
EX
O 5
-3TA
BLA
DE
ME
DIC
IÓN
DE
SE
RV
ICIO
S A
UX
ILIA
RE
S "
SU
BE
ST
AC
IÓN
PU
CA
RÁ
"
CA
RG
AS
Cal
efac
tor
y F
uerz
a C
irc.1
Cal
efac
tor
y F
uerz
a C
irc.2
Cal
efac
tor
y F
uerz
a C
irc.3
Car
gado
r B
ater
ías
48V
N°1
Car
gado
r B
ater
ías
48V
N°2
Tom
as d
e F
uerz
a S
/EIlu
min
aci
ón
Pat
io S
/E
IA (A) 10
.2 17.
72.8
IB <A) 2
.9
IC (A)
2.8
PA
(KW
) 1.35
0.16
1.26
0.24
PB
(KW
) 0.24
PC
(KW
) 0.24
Sól
o f
unci
ona u
no a
la v
ez
24.1
18.3
34.8
2.28
1.75
3.79
Tie
mpo
de fu
nci
onam
iento
(Hor
as e
n e
l dí
a)24 24 24 24 0
disc
ontin
ua12
(6pm
-6am
)
|Vff
= 2
12
VC
AV
fn =
12
2.5
VC
A
CO
NS
UM
O M
EN
SU
AL
SU
BE
ST
AC
IÓN
:C
AR
GA
SC
alef
acto
r y
Fue
rza C
irc.1
Cal
efac
tor
y F
uerz
a C
irc.2
Cal
efac
tor
y F
uerz
a C
irc.3
Car
gado
r B
ater
ías
48V
N°1
Car
gado
r B
ater
ías
48V
N°2
Tom
as d
e F
uerz
a S
/EIlu
min
ació
n P
atio
S/E
Car
gas
de C
ontin
ua
TO
TA
L
CO
NS
UM
O:
EN
ER
GÍA
DIA
RIA
(KW
h) 32.4
3.84
30.2
417
.28 0 0
93.8
4
177.
6 K
Wh/d
ía
EN
ER
GÍA
ME
NS
UA
L(K
Wh) 97
211
5.2
907.
251
8.4 0 0
2815
.2
5328
KW
h/m
es
Porc
enta
je
(%» 18
.24
2.16
17.0
39.
730 0
52.8
4
100%
CO
NS
UM
O D
E A
UX
ILIA
RE
SE
N C
EN
TR
AL
PU
CA
RÁ
:
CO
NS
UM
O
DIA
RIO
S(p
rom
ed.)
AU
XIL
IAR
ES
UN
IDA
D 1
AU
XIL
IAR
ES
UN
IDA
D 2
SS
.AA
. G
EN
ER
ALE
SC
ON
SU
MO
T
OT
AL
ES
:
EN
ER
GÍA
DIA
RIA
(MW
h)
1.27
1.16
1.47 3.9
MW
h/d
ía
EN
ER
GÍA
ME
NS
UA
L(M
Wh
) 117
MW
h/m
es
INFLU
EN
CIA
DE
L C
ON
SU
MO
DE
S/E
PU
CA
RÁ
. E
N E
L C
ON
SU
MO
DE
LA
CE
NT
RA
L P
UC
AR
Á
El c
onsu
mo d
e la
Sub
esta
ción
Puc
ará r
epre
sen
ta e
l 4.
55%
del
to
tal
de
HID
RO
PU
CA
RÁ
. ad
emás
com
o s
e p
uede
obse
rvar
las
carg
as d
e c
ontin
ua y
alte
rna
dan
un
con
sum
o c
onst
ante
dur
ante
tod
o e
l m
es.(
en o
pera
ción
nor
mal
)
ANEXO 5-4TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN STO. DOMINGO"
PANEL P1 400A-3F-480V123456789
101112131415
IA(A)
Conmutador automático terciarios y línea distrib.
breaker principal de entrada
a! panel P2
Reserva
al panel P6, aire acondicionado
Reserva
Reserva
59.81.5
OFF58.3
OFFOFF
Interbloqueo al generador y alimentación principal
Al transformador T3
al panel P3
al panel P4
Reserva
bomba contra incendios
Disyuntor de reactor 7W2
Reserva
00
OFF00
OFF
IB(A)
61.41.4
60
00
00
IC(A)
60.51.5
59
00
00
PA(KW)
110.5
10.5
00
00
PB(KW)
11.50.5
11
00
00
PC(KW)
10.90.4
10.5
00
00
>ANEL P2 225A-3F-480V viene del P'123456789
1011121314151617181920
enfriamiento autotransformador ATU (A)
enfriamiento autotransformador ATU (B)
enfriamiento autotra reformador ATU (C)
enfriamiento autotransformador ATU (R)
enfriamiento autotransformador ATT (A) FUTUf
enfriamiento autotransformador ATT (B) FUTUI
enfriamiento autotransformador ATT (C) FUTU
enfriamiento autotransformador ATR (A)
enfriamiento autotransformador ATR (B)
equipo tratamiento de aceite a ut otra nsf armad on-
enfriamiento autotransformador ATR (C)
enfriamiento autotransformador ATR (R)
enfriamiento autotransformador ATO (A) FUTU
enfriamiento autotransformador ATQ (B) FUTU
enfriamiento autotransformador ATQ (C) FUTU
reserva
bomba de pozo profundo
reserva
reserva
reserva
1.500
1.400
1.500
0.800
0.700
NO EXISTE EL AUTOTRANSFORMADOR "R"OFFOFFOFF
00
OFF0
00
0
00
0
00
0
00
0NO EXISTE EL AUTOTRANSFORMADOR "R"OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF
0.800
00
0
PANEL P3 100A-3F-480V123456789
101112131415
breaker viene del panel P1
futuro
futuro
Futuro
futuro
futuro
futuro
disyuntor línea sta.rosa 2 (52-212)
seccionadores línea sta.rosa 2
disyuntor acoplamiento (52-202)
seccionadores acoplamiento
disyuntor línea sta.rosa 1 (52-222)
seccionadores linea sta.rosa 1
disyuntor autotransformador ATU (52-2U2)
seccionadores autotransformador ATU
ONOFFOFFOFFOFFOFFOFF
00000000
00000000
00000000
00000000
00000000
00000000
16171í1£2C212223
disyuntor línea quevedo 2 (52-232)
seccionadores línea quevedo 2
i disyuntor línea quevedo 1 (52-242)
seccionadores línea quevedo 1
reserva
reserva
, reserva
reserva
IA(AJ
CcCc
OFFOFFOFFOFF
IB(A)
) C) Cí C
C
IC(A)
) CJ C) C
c
PA(KW)
í CCCc
PB(KW)
í CCcc
PC(KW)
), 0), 0
00
PANEL P4 100A-3F-480V1A
345
6789
101112131415161718192021
breaker viene del panel P1
disyuntor línea esmeraldas 1 (52-112)
seccionadores línea esmeraldas 1
disyuntor línea esmeraldas 2 (52-122)
seccionadores íínea esmeraldas 2
futuro
futuro
futuro
futuro
disyuntor transferencia (52-102)
seccionadores transferencia
disyuntor autotransformador ATR (52-1 R2)
seccionadores autotransformador ATR
disyuntor autotransformador ATU (52-1 U2)
seccionadores autoíransformadorATU
futuro
futuro
reservareserva
reserva
reserva
ON0000
OFFOFFOFFOFF
000000
OFFOFFOFFOFFOFFOFF
0000
000000
0000
000000
0000
0000c0
0000
000000
0000
000000
PANEL P8 400A-3F-208/120V•i£
34j
ti789
1011
l^U141516
171819202122
Llegada del transformador T3
Al panel P7
Al panel P9
Cargador de baterías control BC1
Cargador de baterías control BC2
Cargador de baterías control BC3
nterbfoqueo viene del generador diesel
Reserva
UTR1
Panel iluminación y tomas L1 , casa de control
7.813.6
04.3
19.6
OFF0
32.2nterbloqueo del generador auxiliar y alimentación principal
lumínacíón calles sector 230KV circuito N°1
Calentador de agua casa de control y del guardi
luminación calles sector 230KV circuito N°2
Reserva
lumínación calles autotransformador y casa de
uminación patio 230KV
uminación calles sector 138KV
uminación patio 1 38KV y autotransformador
uminación calles sector 69KV y autotransformí
uminación patio 69KVy autotransformador
Control contactor panel D2
8.42.2
6OFF
3.28.33.54.83.42.5
4.512,9
04.6
011.7
72,56.6
45
9,45.95.8
5
c1C0
3.519.5
034.5
7.50
7.2
2.89.1
11.48.47.7
4.8
1.021.8Í
C0.371.65
C3.82
1.0S0.330.77
0.241
0.530.560.4
0.32
0.6-1.83
00.45
01.47
0.920.410.85
0.360.61.2
0.720.6
0.64
0.11.22
00.411.63
04.12
0.930.1
0.93
0.241.121.4
1.040.84
0.6
PANEL P7 100A-3F-20B/120V123456789
1011
futuro
futuro
futuro
futuro
futuro
disyuntor transferencia (52-002)
disyuntor autotransformador ATR
disyuntor línea Sto. Domingo 2 (52-012)
disyuntor linea Sto. Dominga 1 (52-022)
calefactor seccionadortes 69kv
reserva
1A
(A)OFFOFFOFFOFFOFF
0000
7.7OFF
IB(A)
0000
4.46
IC
(A)
00000
PA(KW)
00001
PB(KW)
0000
0.61
PC(KW)
0000
0.1
PANEL P9 100A-3F-208/120V123456789
10111213141516171819
Breaker general viene del P8
tomas patio 230 kv
tomas patio autotransformador ATU
tomas patio 138kv
tomas patio 69kv y autotransformador ATR
cargador de baterías grupo diesel
calefactor de reactor
iluminación y tomas planta tratamiento de agua
calefactores sintonizadores de línea 230KV
calefactores sintonizadores de línea 1 38KV
reserva
calefactores divisores de potencial línea 230kv
calefactores seccionadores circuito N°1 230kv
calefactores divisores de potencial - barras 2301
calefactores seccionadores circuito N°2 230kv
calefactores divisores de potencial 138kv
calefactores seccionadores 138kv
reserva
planta de tratamiento de agua
ON0000000
1.61.5
OFF3.43.61.6
61.76.2
OFF0
0000000
0
0000000
0
0000000
0.240.24
0.450.540.280,90.3
0.81
0
0000000
0
0000000
0
ANEXO 5-5TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN QUEVEDO"
PANEL P1 600A-3F-480V123456789
10
IA
(A)Conmutador automático terciarios y linea distrib.
breaker principal de entrada
Reserva
al panel P2
65OFF
39.4ínterbloqueo al generador y alimentación principal
ai panel P3
Reserva
Al transformador T3
al panel P4
Disyuntor de reactor 7W2
0OFF
232.6
0
IB(A)
61.2
39.2
0
19.42.6
0
IC(A)
55.5
39.4
0
16.100
PA(KW)
13
7
0
5.30.7
0
PB(KW)
10.6
7
0
30.6
0
PC(KW)
10.2
7
0
3.200
PANEL P2 600A-3F-480V123456789
10111213141516
planta tratamiento de agua PTA
bomba de pozo profundo
enfriamiento autotransf. ATU (A) - FUTURO
enfriamiento autotransf. ATU (B) - FUTURO
enfriamiento autotransf. ATU (C) - FUTURO
enfriamiento autotransformadorATT (A)
enfriamiento autotransformador ATT (B)
enfriamiento autotransformador ATT fC)
enfriamiento autotransformador ATT (R)
toma tratamiento de aceite transformador TRR
toma tratamiento de aceite autotransformador A
reserva
panel de aire acondicionado P6
reserva
reserva
reserva
fuera de serviciofuera de servicioOFFOFFOFF
0OFF
01.5
0OFFOFF
36.8OFFOFFOFF
000
1.40
36.9
000
1,50
36.7
000
0.70
6.7
000
0.70
6.6
000
0.80
6.6
PANEL P3 1 0OA-3F-480V123456789
101112131415161718190
212223
breaker, del panel P1
disyuntor línea Sto. Domingo 1 (52-212)
seccionadores línea Sto. Domingo 1
disyuntor línea Sto, Domingo 2 (52-222)
seccionadores línea Sto. Domingo 2
disyuntor autotransformador ATT (52-2T2)
seccionadores autotransformador ATT
disyuntor línea Pascuales 1 (52-232)
seccionadores línea Pascuales 1
disyuntor acopiamiento (52-202)
seccionadores acoplamientodisyuntor línea Pascuales 2 (52-242)
seccionadores línea Pascuales 2
futuro
utura
uturo
Uturo
uturo
uturo
reserva
eserva
eserva
•eserva
ON000000000000
OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF
00000000ü000
000000000000
000000000000
00
L_ °000000000
000000000000
PANEL P4 100A-3F-480V123456789
10111213U151617181920212223242526
reserva
reserva
disyuntor autotransformador ATT (52-1 T2)
seccionadores autotransformador ATT
reserva
reserva
disyuntor línea Daule 1 (52-152)
seccionadores linea Daule 1
disyuntor línea Daule 2 (52-162)
seccionadores línea Daule 2
disyuntor transferencia (52-102)
seccionadores transferencia
disyuntor transformador TRR (52-1 R2)
seccionadores transformador TRR
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
disyuntor línea Quevedo Norte (52-012)
disyuntor línea Quevedo Sur (52-022)
disyuntor transformador TRR (52-OR2)
disyuntor transferencia (52-002)
IA
(A)OFFOFF
00
OFFOFF
00000000
OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF
0000
IB(A)
00
00000000
0000
IC(A)
00
00000000
0000
PA{KW)
00
00000000
000ó1
PB(KW)
00
00000000
0000
PC(KW)
00
00000000
0000
PANEL P8 600A-3F-208/1 20V123456789
1011121314151617181920212223242526272829
viene del T3
cargador de baterías de control BC2
cargador de baterías de control BC1
cargador de baterías - comunicaciones
tomas patio autotransformador
alumbrado tratamiento de agua
tomas patio 69kv
bomba contra incendios
tornas patio 230kv
tomas patio 1 38kv
equipo comunicaciones
registrador kw y kvar
Motor selsyn
regulador voltaje iluminación L1
viene del grupo diesel
espacio
nterconexión NC
reserva
laminación de patio 230kv
luminación de calles - patio autotransformador
luminación de patio 1 38kv/69kv
reserva
enfriamiento transformador TRR
calefactores divi. Capacit. potencial 230kv Circ.
51.116.4
014.9
0000000
67.113.1
015.4
0000000
fuera de serviciofuera de servicio
70
OFFONOFF
12.98.59.9
OFF0
3.6calefactores divi. Capacit. potencial 230kv Circ. 2
calefactor reactor RCW
luminación de calles 230kv
luminactón calles sector 1 38 kv
calefactores sintonizadores línea 138KV
1710.9
0
30.80
88.518
0
1.5
15.714.6
16.79.9
0
0000000
2.20
111.8
16.1
0
015.91.1
5.940.98
01.26
0000000
0.90
1.511.021.18
00.65
2.21.43
0
6.510.69
00.24
0000000
3.750
0.981.022.2
0
0.33
2.041.83
1.180.33
0
0000000
0.06160
1.430.411.14
0
02.080.24
3031323334353637
calefactor seccionador 138KV
reserva
Panel del taller
calefactor equipo comunicaciones
sirena e iluminación planta tratamiento agua
calefactores seccionadores 230KV - Circuito 1
calefactores seccionadores 230KV - Circuito 2
UTR
IA(A)
OFFOFF
8.4
IB
(A)5.5
0
3.4
IC
(A)
1.7
0
PA(KW)
1.22
PB(KW)
0.73
0
0.45
PC(KW)
0.33
0
ANEXO 5-6TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN PASCUALES"
PANEL P1 480V^400A-30123456789
10111213141516
interbloqueo entre terciarios y linea distribución
breaker principal de entrada
al tablero P2
al panel P2-A
al tablero P6 (aire acondicionado)
reserva
IA(A)
144.64.8
056.2
OFFInterbloqueo al generador y alimentación principal
al transformador T3
al panel P3
al panel P4-A
al panel P4-B
bomba contra incendios
disyuntor de reactor 7W2
disyuntor de reactor 7X2
reserva
reserva
76.65.7
01.3
000
OFFOFF
IB
<A)
1410.6
057.8
76.75.9
00000
IC(A)
124.740
56.8
62.500
1.4000
PA(KW)
33.31.3
011.3
191.3
00.4
000
PB(KW)
30.50.4
011.5
17.21.4
00000
PC(KW)
27.31.6
011
14.200
0.5000
PANEL P8 208/120V-400A-30123456789
10111213141516171819202122
del transformador T3
al panel P9
panel de iluminación y tomas L1 casa de contro
cargador de baterías control BC3 - comunic
cargador de baterías BC1 - control
cargador de baterías BC2 - control
breaker del generador
al panel L4/Casa guardián
Calefactor disyuntor (52-022) Sto. Domingo 1
Bodega y comedor
interbloqueo generador
iluminación calles sector 230KV
iluminación patío 230KV
iluminación calles autotransf. y sala de control
iluminación sector autotransf. Y futuro 69KV
iluminación calles sector 138KV
iluminación patío 138KV
Aire acondicionado/oficina mantenimiento
reserva
Tomas paneles 18 y 20 (Policentro 1 y 2)
calentador de agua
control contactor panel L3
89.420.824.226.9
010.9
0
8.6
27.3
13.46.1181.9
9OFF
000
91.620.523.626.8
011.1
0
8
26.7
06.6
13.66.5
9
04.5
0
88.312.436.3
010.6
0
0
05.1
16.90
15.16.5
04.5
0
7.752.7
2.912.18
00.93
0
0.77
0.320.731.090.771.90.31,1
000
7.762.662.860.24
01.01
0
0.77
0.280.72
00.681.370.72
1
00.65
0
7.451.613.95
00.85
0
0
00.772.12
01.840.88
00.65
0PANEL P9 208/120V-100A-30123456789
101112
viene del panel P8tomas patio 230kv
tomas patio autotransformadores
tomas patio 138kv
Motor CDG
cargador de baterías grupo diesel
Calefactor seccionador autotransformador
calefactor de reactores
tefactor sintonizador lineas 138KV
Calefactor pos. 10 y DCP's pos. 9reserva
calefactores div.capa.de pot. 230kv-linea
0 0 0NO ESTA CONECTADO
00
00.8
OFF
00
0.9
0
0
00
0.9
0
0
00
00.16
0
00
0.2
0.08
0.6
0
00
0.2
0.4
131415161718192021
calefactores seccionadores 230kv-circuito1
calefactores div.capa.de pot. 230kv-barras
calefactores seccionadores 230kv-circuito2
calefactores div.capa.de pot. 138kv
calefactores seccionadores 138kv
seccionador de barra 89-1 Y1
seccionador línea Posorja 138KV
calefactor CDG
S/N
IA(A)
1.4
10.500
7.60
IB(A)
9.6
00
1.45.1
IC(A)
0
1.4
00
3.9
PA(KW)
0.32
1.2500
1.20
PB(KW)
1.4
00
0.320.4
PC(KW)
0.7
0.32
00
0.32PANEL P2 480V-225A-30123456789
1011121314151617181920
enfriamiento autotransf ormador ATU (A)
enfriamiento autotransformador ATU (B)
enfriamiento autotransformador ATU (C)
enfriamiento autotransformador ATU (R)
enfriamiento autotransf. ATT (A) FUTURO
enfriamiento autotransf. ATT (B) FUTURO
enfriamiento autotransf. ATT (C) FUTURO
enfriamiento autotransf. ATQ (C)-RESERVA
enfriamiento autotransf. ATQ (A)-RESERVA
enfriamiento autotransf. ATQ (B)-RESERVA
equipo tratamiento de aceite autotransf, ATU
enfriamiento autotransf. ATR (R)-FUTURO
enfriamiento autotransf. ATR (A)-FUTURO
enfriamiento autotransf. ATR (B)-FUTURO
enfriamiento autotransf. ATR (C)-FUTURO
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
4.4 4.4 4.4FUERA DE SERVICIO
4.413.7
OFFOFFOFFOFFOFFOFF
0OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF
4.113.5
0
4.413.5
0
0.8
0.82.3
0
0.8
0.72.3
0
0.7
0.82.3
0
PANEL P2-A 480V-225A-30123456789
10111213141516
diisyuntor Lfnea Paute 1
seccionadores Linea Paute 1
diisyuntor Línea Paute 2
seccionadores Linea Paute 2
diisyuntor Línea Trinitaria 1
diisyuntor Línea Trinitaria 2
seccionadores Línea Trinitaria 1
seccionadores Línea Trinitaria 2
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
reserva
PANEL P3 480V-100A-30(patio 230kv12345678
del panel P1
futuro
futuro
futuro
futuro
futuro
futuro
disyuntor linea Quevedo 2 (52-212)
0
000000000000000
0000000000000000
0000000000000000
0000000000000000
0000000000000000
0000000000000000
OFFOFFOFFOFFOFFOFF
0 0 0 0 0 0
91011121314151617181920212223
seccionadores linea Quevedo 2
disyuntor acoplamiento (52-202)
seccionadores acoplamiento
disyuntor linea Quevedo 1 (52-222)
seccionadores linea Quevedo 1
disyuntor autotransformador (52-2U2)
seccionadores autotransformador
disyuntor linea Milagro 2 (52-232)
seccionadores linea Milagro 2
disyuntor linea Milagro 1 (52-242)
seccionadores linea Milagro 1
reserva
reserva
reserva
reserva
IA
(A)00000000000
OFFOFFOFFOFF
IB
(A)00000000000
IC
(A)00000000000
PA(KW)
00000000000
PB(KW)
00000000000
PC(KW)
00000000000
PANEL P4nA 480V-100A-30(patio 138kv)
123456789
101112131415
viene del panel P1
disyuntor línea Policentro 2
disyuntor linea Policentro 1
disyuntor linea Santa Elena (52-1 12)
seccionadores linea Santa Elena
Alimentación Alarmas 18 "A"
Alimentación Alarmas 20 "A"
disyuntor linea Posorja (52-122)
seccionadores linea Posorja
disyuntor linea Salitral 2 (52-1 32)
seccionadores linea Salitral 2
disyuntor transferencia (52-102)
seccionadores transferencia
reserva
reserva
0
00000000000
OFFOFF
000000000000
000000000000
000000000000
000000000000
000000000000
PANEL P4-B 480V-100A-30(patio 138kv)123456789
101112131415
viene del panel P1
disyuntor autotransformador (52-1 U2)
seccionadores autotransformador
disyuntor linea Salitral 1 (52-142)
seccionadores linea Salitral 1
disyuntor autotransformador ATR(52-1 R2)
seccionadores (89-1 R5)
disyuntor autotransformador ¿52-1 Q2)
seccionadores autotransformador
Alimentación sección #10
Calefactoresl 8A-20A
Alimentación motor seccionador Policentro 1
Calefactor disyuntor Policentro 1 y 2
enfriamiento y cargador de tomas bajo carga aul
reserva
0
0
0
000000
1.30
0OFF
000000000
0
0
000000000
01.4
0
000000000
0.40
0
000000000
0
0
000000000
00.5
0
PANEL P11 -208/1 20V (Patio 69KV)11 Viene del lado de baja tensión del T3 61 591 58.8 5.4 5.2 5.2