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Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Y ELECTRÓNICA
DESARROLLO DE UN MÓDULO INFORMÁTICO PARA EL
CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL CONSIDERANDO
COCINAS DE INDUCCIÓN
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
WILLIAN ROLANDO DÍAZ YÁNEZ
JOSÉ LUIS QUISHPE SACANCELA
DIRECTOR: PhD. Hugo Arcos Martínez
Quito, noviembre 2016
I
DECLARACIÓN
Nosotros, Willian Rolando Díaz Yánez y José Luis Quishpe Sacancela,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaramos y cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
______________________
Willian Rolando Díaz Yánez
______________________
José Luis Quishpe Sacancela
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Willian Rolando Díaz Yánez y
José Luis Quishpe Sacancela, bajo mi supervisión.
________________________
PhD. Hugo Arcos Martínez
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTOS
Díaz Willian
Agradezco a Dios por cada día de vida que me regala.
A la Escuela Politécnica Nacional y a mis profesores quienes
aportaron en mi formación académica; en especial al Ing. Mentor
Poveda y al PhD. Hugo Arcos quienes me guiaron en el desarrollo de
este proyecto, transmitiéndome sus conocimientos.
A los ingenieros Santiago Córdova, Diego Torres, Yolanda Monta y al
resto de compañeros quien conforman el departamento SIG de la EEQ
por su colaboración y ayuda.
Finalmente, a mi amigo José Luis Quishpe por el esfuerzo brindado
para culminar esta etapa en nuestras vidas.
IV
Quishpe José Luis
A Dios por darme salud y sabiduría para lograr alcanzar mis metas.
A la Escuela Politécnica Nacional y sus docentes por los
conocimientos impartidos.
Al PhD. Ing. Hugo Arcos Martínez, director, profesor y amigo.
A los ingenieros Santiago Córdova, Roberto Herrera, Diego Torres y
personal del departamento SIG de la EEQ por su gran apoyo y
colaboración.
A los ingenieros Mentor Poveda y Ricardo Dávila por compartir su
conocimiento y experiencia.
A todos los profesionales y amigos que estuvieron presentes con sus
conocimientos y apoyo durante la realización del presente estudio.
A mi amigo Willian Díaz por su dedicación en el desarrollo de este
proyecto.
V
DEDICATORIA
Díaz Willian
A Dios quien supo guiarme por el buen camino.
A mi compañera de vida Dayana por ser un pilar fundamental en mi
vida, por demostrarme tu amor y por contar contigo en todo momento,
por ser como eres Te Amo.
A mis padres Reinaldo y Rosa, por sus consejos, valores y ser un
ejemplo de constante esfuerzo y perseverancia.
A mis hermanos Rodrigo, por ser mi segundo padre, por transmitirme
tus consejos y experiencias. Miriam, por enseñarme a defender lo que
quiero y aprecio. José Armando, por ser más que hermano mi mejor
amigo, mi cómplice, mi camarada. Norton y Diego, para que vea en mi
un ejemplo de persistencia y superación.
A Vicente y Sylvia, por sus consejos, por brindarme su amistad y
cariño.
VI
Quishpe José Luis
A Dios, por su infinito amor y haberme bendecido con una excelente
familia y permitirme cumplir mis objetivos.
A mis padres, Teófilo y Piedad, por su bondad y amor, por siempre
creer y esperar lo mejor de mí, por haberme formado como hombre de
bien, por sus consejos y palabras de aliento que me han dado a lo
largo de toda mi vida, por ser padres ejemplares.
A mis hermanos, Alexandra, Marlene, Paul y Santiago por su gran
cariño y amor, por apoyarme y cuidarme siempre.
A mis sobrinos, Kimberlly, Christopher, Mariuxi y Nayra por el cariño y
alegría que me brindan.
A mis cuñados Pedro, Pascual y Jenny por su cariño y apoyo.
VII
INDICE
DECLARACIÓN ....................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN .................................................................................................... II
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ III
DEDICATORIA ....................................................................................................... V
INDICE .................................................................................................................. VII
RESUMEN ........................................................................................................... XV
PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII
CAPITULO 1 ........................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
1.1 ANTECEDENTE ........................................................................................ 1
1.2 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 1
1.3 OBJETIVOS .................................................................................................. 2
1.3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................ 2
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 2
1.4 ALCANCE ..................................................................................................... 2
CAPÍTULO 2 ........................................................................................................... 4
MARCO TEÓRICO ................................................................................................. 4
2.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 4
2.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................................................... 4
2.2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .......................................... 4
2.2.2 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN ............................................. 4
2.2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN .............................................. 5
2.2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA ............................................... 5
VIII
2.2.5 ACOMETIDAS ........................................................................................ 5
2.2.6 ABONADO .............................................................................................. 5
2.2.7 COCINA ELÉCTRICA DE INDUCCIÓN ................................................. 5
2.2.8 RED DE ALUMBRADO PÚBLICO ......................................................... 6
2.2.9 PARÁMETROS DE LA CARGA ............................................................. 6
2.2.10 ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA ............................................... 8
2.2.11 MÉTODO DE LA REA .......................................................................... 8
2.2.12 MÉTODO DEL FACTOR DE COINCIDENCIA ..................................... 9
2.2.13 FACTOR DE UTILIZACIÓN ................................................................ 10
2.3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN
GEOGRÁFICA .................................................................................................. 11
2.3.1 SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA .................................. 11
2.3.2 ARCGIS ................................................................................................ 11
2.3.3 ARCFM ................................................................................................. 12
2.3.4 GEODATABASE .................................................................................. 12
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA MODELBUILDER ....................... 13
2.4.1 MODELBUILDER ................................................................................. 13
2.4.2 USO DE MODELBUILDER ................................................................... 13
2.4.3 Elementos del modelo ........................................................................ 16
2.4.4 ETAPAS DE UN MODELO EN MODELBUILDER ............................... 19
CAPÍTULO 3 ......................................................................................................... 22
LEVANTAMIENTO EN CAMPO DE LA INFORMACIÓN Y VALIDACIÓN EN LA
BASE SIG DE LA EEQ ........................................................................................ 22
3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 22
3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ ................................................ 22
IX
3.2.1 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO ........................................................... 22
3.2.2 ÁREA DE CONCESIÓN ....................................................................... 23
3.2.3 TIPOS DE CONSUMIDORES DE LA EEQ ........................................... 24
3.2.4 Programa de Cocción Eficiente (PEC) ............................................... 26
3.3 CASO DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN ANDALUCÍA 17 ............................ 27
3.3.1 ASPECTOS GEOGRÁFICOS ............................................................... 27
3.3.2 ASPECTOS TÉCNICOS ....................................................................... 30
3.4 ACTUALIZACIÓN CORPORATIVA DEL SIG ............................................. 36
3.4.1 FUENTES DE LA INFORMACIÓN ....................................................... 36
3.4.2 RECORRIDO EN CAMPO .................................................................... 37
3.5 INSPECCIÓN DE INFORMACIÓN EN CAMPO DEL PRIMARIO “D”........ 38
3.6 VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN ........................................................ 39
CAPÍTULO 4 ......................................................................................................... 43
DESARROLLO DE UN MÓDULO SIG PARA CALCULAR EL NIVEL DE CARGA
DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL.......... 43
4.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 43
4.2 CÁLCULO DE DEMANDA EN ÁREAS CON CONSUMOS MIXTOS ......... 43
4.2.1 DETERMINACIÓN DE DEMANDA COINCIDENTE DE USUARIOS
RESIDENCIALES .......................................................................................... 44
4.2.2 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS COMERCIALES .. 48
4.2.3 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS INDUSTRIALES
ARTESANALES ............................................................................................ 48
4.2.4 DEMANDA DEL ALUMBRADO PÚBLICO .......................................... 49
4.2.5 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA
TRANSFORMADORES EN HORAS PICO DE LA NOCHE .......................... 49
X
4.2.6 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA
TRANSFORMADORES EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA ......................... 50
4.2.7 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE CARGA DE LOS
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ................................................ 51
4.3 DESARROLLO DE MÓDULOS SIG ........................................................... 51
4.3.1 HERRAMIENTA PARA EL CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL A
NIVEL DE PRIMARIO .................................................................................... 51
4.3.2 HERRAMIENTA PARA LA REDISTRIBUCIÓN DE CARGA DE
TRANSFORMADORES DE USO RESIDENCIAL ......................................... 61
CAPÍTULO 5 ......................................................................................................... 64
VALIDACIÓN DEL MÓDULO MEDIANTE LA COMPARACIÓN DE LOS
RESULTADOS CON EL SOFTWARE COMERCIAL CYMDIST DE LA EEQ ...... 64
5.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 64
5.2 MÉTODOS USADOS PARA LA VALIDACIÓN .......................................... 64
5.2.1 SOFTWARE CYMDIST ......................................................................... 64
5.2.2 VALIDACIÓN UTILIZANDO MEDICIONES EN CAMPO ..................... 72
5.3 RESULTADOS OBTENIDOS DEL MÓDULO SIG ...................................... 73
5.3.1 PRIMERA HERRAMIENTA .................................................................. 73
5.3.2 SEGUNDA HERRAMIENTA ................................................................. 75
5.4 VALIDACIÓN DE RESULTADOS .............................................................. 78
5.4.1 COMPARACIÓN CON RESULTADOS DEL SOFTWARE CYMDIST .. 78
5.4.2 COMPARACIÓN DE RESULTADOS, MEDICIONES EN CAMPO ...... 81
5.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................... 83
5.5.1 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA ........................ 83
5.5.2 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO EN LA NOCHE ........................ 84
XI
CAPÍTULO 6 ......................................................................................................... 92
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 92
6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 92
6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 93
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 94
ANEXOS ............................................................................................................... 97
ANEXO I................................................................................................................ 98
“FEATURE DATASETS” DE LA EEQ ................................................................. 98
ANEXO II............................................................................................................. 100
SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LA PLATAFORMA ARCGIS DE LA EEQ......... 100
ANEXO III............................................................................................................ 103
NOMENCLATURA EEQ-MEER .......................................................................... 103
ANEXO IV ........................................................................................................... 104
HERRAMIENTAS PRINCIPALES DE MODELBUILDER ................................... 104
ANEXO V ............................................................................................................ 128
FORMULARIO DE LEVANTAMIENTO DE CAMPO - SECCIÓN
ACTUALIZACIÓN GIS ........................................................................................ 128
ANEXO VI ........................................................................................................... 132
MEDICIONES DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO ................ 132
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2. 1 Nomograma de la REA ....................................................................... 9
Figura 2. 2 Curvas del factor de coincidencia .................................................. 10
Figura 2. 3 Ventana principal del ModelBuilder ................................................ 14
Figura 2. 4 Elementos de un modelo de ModelBuilder .................................... 17
Figura 2. 5 Proceso de modelo de ModelBuilder .............................................. 19
Figura 2. 6 Vizualizacion de un parametro en un modelo ................................ 20
XII
Figura 2. 7 Declaración de parámetros de modelo ........................................... 21
Figura 3. 1 Sistema Eléctrico de la EEQ ............................................................ 23
Figura 3. 2 Área de concesión y cobertura de la EEQ ..................................... 23
Figura 3. 3 Zonificación del área de la EEQ por voltaje primario. [Autoría
propia] .................................................................................................................. 24
Figura 3. 4 Instalación de acometida y medidor ............................................... 26
Figura 3. 5 Subestación Andalucía 17 [Autoría propia] ................................... 27
Figura 3. 6 Área de servicio de alimentadores primarios [Autoría propia] .... 28
Figura 3. 7 Mapa de ubicación y edificabilidad (Recorte del área de estudio)
.............................................................................................................................. 29
Figura 3. 8 Diagrama unifilar de la subestación Andalucía 17 [5] ................... 30
Figura 3. 9 Placa de características del transformador T1 [Autoría propia] .. 31
Figura 3. 10 Placa de características del banco de capacitores [Autoría
propia] .................................................................................................................. 31
Figura 3. 11 Cambiador de taps tipo LTC [Autoría propia] .............................. 31
Figura 3. 12 Topología de alimentadores [Autoría propia] .............................. 32
Figura 3. 13 GPS utilizado en el levantamiento en campo............................... 38
Figura 3. 14 Plano del transformador 15844-E [Autoría propia] ...................... 39
Figura 3. 15 Pantalla de ingreso a la aplicación ArcGIS/ArcFM [8] ................. 40
Figura 3. 16 Crear Sesión [8] .............................................................................. 40
Figura 3. 17 Ingreso de un transformador [8] ................................................... 41
Figura 3. 18 Selección del tipo de medidor [8] ................................................. 41
Figura 3. 19 Creación de conexión consumidor [8] ......................................... 42
Figura 3. 20 Ingreso de varios suministros en un punto de carga [8] ............ 42
Figura 4. 1 Curva del factor de coincidencia para usuarios residenciales .... 45
Figura 4. 2 Metodología de la herramienta [Autoría propia] ............................ 52
Figura 4. 3 Etapas de la herramienta [Autoría propia] ..................................... 53
Figura 4. 4 Puntos de Carga y Conexion Consumidor en un edificio [Autoria
propia] .................................................................................................................. 54
XIII
Figura 4. 5 Punto de Carga y Conexion Consumidor de una vivienda [Autoria
propia] .................................................................................................................. 54
Figura 4. 6 Tabla “Suministro_Anual” [Autoría propia] .................................. 55
Figura 4. 7 Tabla “promedio y la desviación estándar por estrato” [Autoría
propia] .................................................................................................................. 56
Figura 4. 8 Tabla “Adquisición de cocina de inducción”................................. 58
Figura 4. 9 Tabla “Resumen del transformador” .............................................. 59
Figura 4. 10 Tabla “Demandas Calculadas” ...................................................... 60
Figura 4. 11 Tabla “Niveles de Carga” [Autoría propia] .................................. 60
Figura 4. 12 Etapas de la herramienta [Autoría propia] ................................... 61
Figura 4. 13 Metodología de la herramienta [Autoría propia] .......................... 62
Figura 4. 14 Polígonos creados sobre ArcGIS [Autoría propia] ..................... 63
Figura 5. 1 Metodología para el cálculo del nivel de carga de transformadores
.............................................................................................................................. 65
Figura 5. 2 Demanda diversificada a nivel de primario y transformador
[Autoría propia] ................................................................................................... 68
Figura 5. 3 Curva de demanda diversificada..................................................... 68
Figura 5. 4 Transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia] ...................... 76
Figura 5. 5 Cargas iniciales de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría
propia] .................................................................................................................. 76
Figura 5. 6 Reconfiguración del alcance de los transformadores 3189-E y
1484-E [Autoría propia] ....................................................................................... 77
Figura 5. 7 Cargas de los transformadores 3189-E y 1484-E después de la
reconfiguración de la red secundaria [Autoría propia] .................................... 77
Figura 5. 8 Demandas máximas de CYMDIST vs Módulo SIG [Autoría propia]
.............................................................................................................................. 80
Figura 5. 9 Demandas máximas de mediciones en campo y Módulo SIG
[Autoría propia] ................................................................................................... 82
Figura 5. 10 Nivel de carga de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría
propia] .................................................................................................................. 82
XIV
Figura 5. 11 Nivel de carga al medio día [Autoría propia] ............................... 84
Figura 5. 12 Nivel de carga porcentual al medio día [Autoría propia] ............ 84
Figura 5. 13 Nivel de carga en la noche [Autoría propia] ................................. 85
Figura 5. 14 Nivel de carga porcentual en la noche [Autoría propia] ............. 85
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2. 1 Menú principal de ModelBuilder [6] .................................................. 15
Tabla 2. 2 Descripción de los elementos de un modelo .................................. 17
Tabla 3. 1 Tipo de consumidores de la EEQ ..................................................... 26
Tabla 3. 2 Demandas de la S/E Andalucía [18] .................................................. 33
Tabla 3. 3 Cargabilidad de la S/E Andalucía. [18] ............................................. 33
Tabla 3. 4 Transformadores instalados en la S/E Andalucía [3] ...................... 34
Tabla 3. 5 Cantidad de clientes por primario [3] ............................................... 34
Tabla 3. 6 Cantidad de clientes del primario “D” [3] ........................................ 35
Tabla 3. 7 Cantidad de luminarias instaladas por primario [3] ........................ 35
Tabla 3. 8 Factor de utilización por primario [13] ............................................. 36
Tabla 4. 1 Factor de coincidencia para usuarios < 5 [11] ................................ 45
Tabla 4. 2 Factor de coincidencia para < 5 cocinas de inducción [11] ........... 47
Tabla 4. 3 Tipo de consumidores de la EEQ [11] .............................................. 56
Tabla 5. 1 Datos ingresados al CYMDIST .......................................................... 66
Tabla 5. 2 Demanda diversificada a nivel del primario 17-D ............................ 70
Tabla 5. 3 Resultados de mediciones realizadas en campo ............................ 72
Tabla 5. 4 Resumen de demandas máximas calculadas [Autoría propia] ...... 73
Tabla 5. 5 Comparación entre demanda Escalonada y calculada 17-D [Autoría
propia] .................................................................................................................. 78
Tabla 5. 6 Comparación con resultados de campo [Autoría propia] .............. 81
XV
RESUMEN
Existen gran cantidad de transformadores de distribución de uso residencial
dentro de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) que se encuentran subutilizados o
sobrecargados, por lo que es importante identificarlos ya que en estas condiciones
de operación resulta en pérdidas adicionales de energía, en tal virtud es
importante conocer el nivel de carga de los transformadores para trabajar sobre
ellos y dar una posible solución.
Se desarrolló un módulo informático que contiene dos herramientas para calcular
el nivel de carga de los transformadores de distribución de uso residencial
considerando cocinas de inducción eléctrica sobre la base del Sistema de
Información Geográfico (SIG) y utilizando base de datos del sistema comercial de
la EEQ (SIEEQ y PEC) y del departamento de pérdidas técnicas (PRPT). La
primera herramienta calcula el nivel de carga de los transformadores de un
alimentario primario y la segunda se usa para simular una redistribución de carga
entre dos transformadores que no operan en condiciones normales, de tal manera
que se mejore el nivel carga.
El módulo calcula el nivel de carga de los transformadores en horas pico al medio
día y en la noche en tres escenarios: considerando cocinas de inducción
instaladas, considerando una inclusión progresiva de cocinas en base al registro
PEC y otro que simula la inclusión total de cocinas.
La herramienta es aplicada al alimentador primario “D” Andalucía 17 de la EEQ
debido a que tiene un considerable número de transformadores de uso residencial
(67 de un total de 79). Fue necesario realizar el levantamiento de la información en
campo y validar con la base de datos del SIG de la EEQ. Además, se hizo un
análisis del estado actual del primario mencionado.
XVI
Como resultado de la aplicación del módulo se observa que si se considera la
inclusión total de cocinas de inducción eléctrica, cuatro transformadores (5.97%
del total) tienen un nivel de carga menor a 30%, es decir están subutilizados,
mientras que 33 transformadores (49.25% del total) tienen un nivel de carga mayor
al 130%, están sobrecargados. Además, se nota que la demanda máxima
considerando cocinas de inducción, comerciales de bajo consumo e industriales
artesanales, se da al medio día.
Los resultados de la primera herramienta también muestran que los
transformadores trifásicos adyacentes 3189-E y 1484-E tienen un nivel de carga
del 140.7% y 17.8 % respectivamente, aplicando la segunda herramienta se
realiza una redistribución de carga y se logra mejorar el nivel de carga a 93.4% y
78.11 % respectivamente.
.
XVII
PRESENTACIÓN
El incremento de nuevas cargas en la red de distribución conlleva una afectación a
los equipos de transformación y redes de distribución de energía eléctrica
directamente, considerando que se debe realizar un estudio de su impacto y con la
intención de aprovechar recursos de la empresas distribuidoras se plantea una
solución a este problema mediante el desarrollo de un módulo informático que
calcula el nivel de carga de transformadores de distribución de uso residencial
sobre la base del Sistema de Información Geográfica considerando cocinas
eléctricas de inducción instaladas y proyectadas.
En el capítulo 1 se realiza una introducción, se señala los objetivos, alcance y
justificación del proyecto.
En el capítulo 2 describe el marco teórico fundamental de Sistemas Eléctricos de
Distribución y Sistemas de Información Geográfico, también se indica el método
elegido para desarrollar el estudio.
En el capítulo 3 se realiza una descripción del sistema eléctrico de distribución de
la EEQ, se hace un análisis del primario “D” de la subestación Andalucía 17.
Además detalla el trabajo de inspección en campo realizado referente a la
relación entre clientes y transformadores, finalmente se hace la validación de la
información en la base SIG de la EEQ mediante la actualización de la información
en ArcGIS.
En el capítulo 4 se indica la metodología y consideraciones que se tomaron en el
desarrollo del módulo SIG que calcula el nivel de carga de transformadores de
distribución de uso residencial sobre la base SIG de la EEQ. Además se detalla y
describe las etapas de las dos herramientas desarrolladas.
XVIII
En el capítulo 5 se realiza la aplicación del módulo SIG y se valida los resultados
obtenidos mediante la comparación con el software comercial CYMDIST de la
EEQ y mediciones realizadas en campo.
En el capítulo 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones luego de la
evaluación del estudio.
1
CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTE
La eficiencia energética es un pilar importante para el desarrollo de una nueva matriz
productiva en nuestro país, que busca cambiar el uso de energías no renovables por
energías renovables “limpias” desde la parte de generación eléctrica con la creación de
centrales hidroeléctricas hasta el consumidor final “Usuarios” pasando por el área de
distribución donde se enfoca el desarrollo de este proyecto. El gobierno ha impulsado la
implementación y repartición de equipos y artefactos eléctricos en el sector residencial,
para lo cual es imprescindible realizar un estudio del impacto que causará en el SED.
1.2 JUSTIFICACIÓN
La base del SIG de la EEQ fue originalmente utilizada para realizar un inventario y avalúo
de los bienes de la empresa sin considerar la conectividad eléctrica del SED. El SIG
actual de la EEQ tiene relación eléctrica entre cada elemento del SED, de forma que el
manejo de esta información es importante para los departamentos que realizan estudios,
diseños, operación, control y mantenimiento dentro de la EEQ y a nivel nacional con el
uso del Advanced Distribution Management System (ADMS).
El presente Proyecto de Titulación se enfoca en dar una alternativa relacionada al manejo
de esta información, a través de la creación de un módulo informático SIG para calcular el
nivel de carga de transformadores de distribución de uso residencial. El módulo es útil
para el análisis tanto en estado actual (incluyendo cocinas de inducción instaladas) como
con la proyección (ingreso de nuevas cocinas de inducción) sobre la base del SIG de la
2
EEQ. El módulo propuesto permitirá optimizar el uso de los recursos de la empresa y
proveerá a los diseñadores y personal de planificación, información útil.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Desarrollar un módulo informático para el cálculo del nivel de carga de
transformadores de distribución de uso residencial considerando equipos de
cocción eléctrica por inducción instalados y proyectados sobre la base del Sistema
de Información Geográfica (SIG) de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ).
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Conocer las herramientas informáticas de SIG aplicables a sistemas
eléctricos de distribución.
· Evaluar las condiciones actuales de un alimentador primario de la EEQ.
· Desarrollar herramientas informáticas para el cálculo del nivel de carga de
transformadores de un alimentador primario y para la redistribución de
carga de los transformadores.
· Validar los resultados obtenidos por el módulo desarrollado mediante su
comparación con resultados del software comercial CYMDIST de la EEQ.
1.4 ALCANCE
En el presente proyecto se desarrolla un módulo informático para el cálculo del nivel de
carga de transformadores de uso residencial sobre la base de Sistemas de Información
3
Geográfica en estado actual considerando cocinas de inducción instaladas y proyectadas,
por tanto se investiga y recopila información necesaria. El estudio se realiza sobre el
primario “D” de la subestación Andalucía N°17 ubicada en la zona centro del área la
concesión de la EEQ y se usa información de: Sistemas de información Geográfico SIG,
Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas (PRPT), Sistema Documental de
Información (SDI) y el Sistema de Información Comercial (SIEEQ) de la EEQ.
Considerando la información de SIG se analiza y valida el estado actual (2015) del
primario realizando un levantamiento de información en campo y su respectiva
actualización en SIG para determinar la relación entre clientes y transformadores.
El módulo tendrá una opción que permitirá calcular el nivel de carga de todos los
transformadores de un primario en base a su conectividad eléctrica, una segunda opción
permitirá redistribuir la carga de cada transformador considerando tanto la topología de la
red secundaria circundante como el polígono superficial que contiene al transformador y a
un grupo de cargas.
Se aplica el módulo informático desarrollado para identificar transformadores
sobrecargados y subutilizados sobre los cuales se podrá realizar una redistribución de
carga de acuerdo al análisis técnico para obtener una correcta operación del Sistema de
Distribución (SED). El módulo será aplicado al alimentador mencionado y los resultados
serán validados mediante la comparación con resultados del software comercial
CYMDIST de la EEQ.
4
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se da a conocer los conceptos básicos de un sistema eléctrico de
distribución y sistema de información geográfico. Se describe los elementos y
parámetros principales del sistema ArcGIS, así como el método utilizado para
obtener la demanda máxima coincidente de usuarios residenciales y además se
indica el modo que se obtendrá el nivel de carga de los transformadores, todo esto
con el objeto de mejorar la comprensión del presente estudio.
2.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
2.2.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN
Es la parte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran
número de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra
restricción técnica de cualquiera naturaleza. [1]
2.2.2 SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN
Conjunto de líneas troncales, ramales, seccionamiento y protecciones que enlazan
a la subestación de distribución con los transformadores de distribución. [1]
5
2.2.3 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN
Transformador que reduce de un nivel de voltaje primario a un voltaje de
utilización. [1]
2.2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA
Es la red comprendida entre el transformador de distribución y las acometidas de
los clientes de bajo voltaje. [1]
2.2.5 ACOMETIDAS
Circuito que enlaza la red pública con la instalación individual del cliente.
Administrativamente el contador de energía es parte de la acometida, pudiendo
esta ser en alto o en bajo voltaje. [1]
2.2.6 ABONADO
Persona natural o jurídica que recibe el servicio de energía eléctrica de la empresa
distribuidora y está sujeto a las regulaciones y tarifas establecidas en la ley y
reglamentos correspondientes. [2]
2.2.7 COCINA ELÉCTRICA DE INDUCCIÓN
Equipo eléctrico utilizado por usuarios residenciales para la cocción de alimentos,
es elaborado de vitrocerámica altamente eficiente que calienta directamente los
recipientes por inducción. [2]
6
2.2.8 RED DE ALUMBRADO PÚBLICO
Es la parte de la red de distribución que trabaja a un voltaje secundario y controla
las luminarias para el alumbrado de vías y espacios de uso público. [1]
2.2.9 PARÁMETROS DE LA CARGA
2.2.9.1 Demanda
Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo
previamente establecido. Los valores instantáneos tienen un interés limitado a
condiciones transitorias en el análisis de un sistema de distribución. Los intervalos
de demanda normalmente empleados son: 5, 15, 30, 60 minutos. Siendo el
intervalo de tiempo más usual 15 minutos. [1]
= !"#$%í& ()*+)-.#/01 (2.1)
2.2.9.2 Demanda promedio
Se define como la relación entre el consumo de energía del usuario durante un
intervalo dado y el mismo intervalo. [1]
0$1 = !"#$%í& 21"34/.5& #" 6.#/01 - ()*+)-.#/01 (+) (2.2)
2.2.9.3 Demanda máxima
Es la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él,
durante el periodo considerado. Comúnmente se la llama demanda o carga pico.
[1]
7
2.2.9.4 Demanda máxima individual
Es el valor máximo de utilización de la demanda de un usuario o equipo en un
periodo de tiempo. [1]
2.2.9.5 Demanda diversificada
Es el valor de utilización de la demanda que un usuario o equipo realiza durante el
intervalo de demanda máxima del conjunto al que pertenece. [1]
2.2.9.6 Factor de demanda
Es la relación entre la demanda máxima de un sistema a la carga total instalada.
La carga total instalada es la suma de todas las potencias de placa de los
aparatos instalados en el sistema. [1]
75#/ = #/&"5&/&8916#"2.& ."36&:&5& (2.3)
2.2.9.7 Factor de carga
Es la relación entre la demanda promedio de un periodo establecido con respecto
a la demanda máxima del mismo periodo. El factor de carga es mayor que cero y
es menor o igual a la unidad. [1]
72 = /#5.& /á8./&
= !"#$%í& ()*+)-∗ /á8./&
(2.4)
8
2.2.9.8 Factor de coincidencia
Es la relación entre la demanda máxima coincidente y la suma de las demandas
máximas individuales. [1]
721." = #/&"5& /á8./& 21."2.5#"6#∑ #/&"5&3 /á8./&3 5# :13 21"34/.51$#3 (2.5)
2.2.9.9 Factor de diversificación
Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de las
subdivisiones de un sistema y la máxima demanda del sistema como un todo. El
factor de diversificación es usualmente menor que la unidad y es el inverso del
factor de coincidencia. [1]
75.> = ∑ #/&"5&3 /á8./&3 5# :13 21"34/.51$#3 #/&"5& /á8./& 5#: 3.36#/& (2.6)
2.2.10 ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA
Son los sectores geográficos hasta donde extiende el servicio la subestación o el
primario considerado. [1]
2.2.11 MÉTODO DE LA REA
El nomograma de la REA es una herramienta grafica de cálculo analógico que se
utiliza para calcular la demanda máxima coincidente de un grupo de cargas.
Las variables para usar el nomograma de la REA son: el número de
consumidores, consumo de energía por parte de los consumidores durante el
periodo de un mes y la demanda máxima coincidente, estos parámetros se
muestran en la Fig. 2.1.
9
Figura 2. 1 Nomograma de la REA1
El procedimiento para determinar la demanda máxima coincidente es:
· Ubicar el número de clientes.
· Ubicar la energía promedio consumida por los clientes en kWh/mes/cliente.
· Trazar una línea recta entre los clientes y la energía promedio consumida.
La demanda máxima coincidente es el corte entre la recta trazada y la columna de
demanda coincidente de la mencionada Fig. 2.1.
2.2.12 MÉTODO DEL FACTOR DE COINCIDENCIA
Como se muestra en la Fig. 2.2 El factor de coincidencia se determina de acuerdo
al número de usuarios y al tipo de usuario residencial que puede ser A, B o C.
Dónde:
· A, no considera cocinas eléctricas.
· B, considera cocinas eléctricas.
· y C, que considera aire acondicionado.
1 Vest, Stanley. Estimating kW Demand for Future Load son Rural Distribution System. IEEE Power
Apparatus and Systems. Agosto 1967. Nomograma REA Erratum, Febrero 1958. Pág. 1562. USA 1958.
10
Figura 2. 2 Curvas del factor de coincidencia2
2.2.13 FACTOR DE UTILIZACIÓN
El factor de utilización de transformadores de distribución indica el porcentaje de
utilización del transformador. Para los cálculos la demanda máxima debe estar en
kilovatios.
75? = /&8@A9."36&:&5&
=9
B0@A9."36&:&5&
(2.7)
Dónde:
75?: Factor de utilización
/&8: Demanda máxima
@A9."36&:&5&: Capacidad instalada
2 General Electric. Distribution Data Book. USA 1967.
11
2.3 CONCEPTOS FUNDAMENTALES DE SISTEMAS DE INFORMACIÓN
GEOGRÁFICA
2.3.1 SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA
Los Sistemas de Información Geográfica (SIG) son herramientas de análisis que
permiten identificar las relaciones espaciales de los fenómenos que estén en
estudio. Dentro del sistema de distribución eléctrica se puede clasificar
espacialmente información estratégica para una eficiente toma de decisiones. [4]
2.3.2 ARCGIS
ArcGIS es un sistema completo que permite recopilar, organizar, administrar,
analizar, compartir y distribuir información geográfica. En general ArcGIS permite:
· Resolver problemas
· Tomar mejores decisiones
· Planificar adecuadamente
· Utilizar los recursos eficientemente
· Administrar y ejecutar las operaciones de forma eficaz
ArcGIS es un software desarrollado por la empresa Enviromental System
Research Institute (ESRI) que se encuentra integrado por tres módulos:
ArcCatalog, ArcMap y ArcToolBox. [9]
i. ArcCatalog: Es un explorador y administrador de datos incorporados al
sistema.
ii. ArcMap: Es la aplicación central de ArcGIS que permite la visualización,
consulta, análisis y representación de los datos geográficos.
iii. ArcToolBox: Es un conjunto de herramientas que permite convertir archivos
desde y hacia otros formatos, así como realizar análisis complejos,
12
gestionar proyecciones y realizar otras operaciones relacionada a la
geometría de los datos y sus tablas asociadas.
2.3.3 ARCFM
ArcFM es una herramienta desarrollada sobre ArcGIS utilizada para la edición,
modelado, mantenimiento y gestión de instalaciones de electricidad, gas y
agua/aguas residuales. En la gestión, permite controlar todas las maniobras y
operaciones de la red; administrar las redes de distribución y controlar las
interrupciones de servicio. [9]
2.3.4 GEODATABASE
“La Geodatabase es un modelo que permite el almacenamiento físico de la
información geográfica, ya sea en archivos dentro de un sistema de ficheros o en
una colección de tablas en un Sistema Gestor de Base de Datos (Microsoft
Access, Oracle, Microsoft SQL Server, IBM DB2 e Informix)”. [6]
Dentro de una Geodatabase se pueden crear conjuntos de elementos donde se
almacenen grupos de datos correspondientes a un mismo tema. A este grupo de
datos, se los conoce como Dataset, los cuales pueden almacenar tanto
información vectorial (Feature Dataset) como raster (Raster Dataset ó Raster
Catalogo o agrupamiento). La finalidad principal es almacenar la información de
forma ordenada, por su tipología y por la temática que alberga. Los Sistemas de
Información Geográfica manejan gran cantidad de información y generan a su vez
mucha información, resultado de los análisis que se van efectuando.
En general, los Feature Dataset permiten almacenar información vectorial de
archivos tipo punto, línea o polígono. Por otro lado, el Raster Dataset permiten
almacenar información de archivos tipo raster, como imágenes *.jpg, *.bmp,
ortofotos, etc. y archivos raster creados por el ArcGIS. El Raster Catalog permite
13
almacenar información raster como si fuera una compilación de imágenes en una
carpeta. [7]
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA HERRAMIENTA MODELBUILDER
2.4.1 MODELBUILDER
ModelBuilder es una aplicación de ArcGIS que se utiliza para crear, editar y
administrar modelos que son flujos de trabajo que encadenan secuencias de
comandos de herramientas de geoprocesamiento y suministran la salida de una
herramienta como un resultado final o como entrada de otra herramienta.
ModelBuilder también se puede considerar un lenguaje de programación visual
para crear flujos de trabajo. [6]
ModelBuilder es muy útil para construir y ejecutar flujos de trabajo sencillos, pero
también proporciona métodos avanzados para ampliar la funcionalidad de ArcGIS,
ya que permite crear y compartir los modelos a modo de herramienta. Las
herramientas que se crean con ModelBuilder se pueden utilizar en secuencias de
comandos de Python y otros modelos.
ModelBuilder facilita las tareas repetitivas minimizando el trabajo tedioso, realiza
análisis rápidos ya que se ejecuta el mismo modelo cambiando parámetros
sutilmente para ver como difieren los resultados y aplicando en modelos complejos
se obtiene documentación gráfica del trabajo.
2.4.2 USO DE MODELBUILDER
Para empezar hay que abrir ModelBuilder dentro de ArcGIS haciendo clic
en “Geoprocesamiento” > ModelBuilder . Para agregar datos y herramientas al
lienzo (espacio de trabajo) de ModelBuilder se debe arrastrarlos desde la
14
ventana “Catálogo” o desde “Buscar” o utilizando el botón “Agregar” . Hay
diversas formas de conectar datos a herramientas; un método habitual es utilizar
la herramienta “Agregar conexión” . Una vez que se hayan conectado los datos a
las herramientas, se puede ejecutar el modelo desde ModelBuilder haciendo clic
en el botón Ejecutar . [6]
2.4.2.1 Menú principal
Hay cinco menús desplegables en el menú principal de ModelBuilder, tales como
modelo, edición, insertar, vista y ventana. La ventana principal de ModelBuilder es
amigable con el usuario y se visualiza de forma clara las herramientas disponibles
tal como se muestra en la Fig. 2.3.
Figura 2. 3 Ventana principal del ModelBuilder3
En la Tabla 2.1 se describire las partes mas impotantes de la ventana de
ModelBulder.
3 http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w00000001000000/
ar
15
Tabla 2. 1 Menú principal de ModelBuilder [6]
Menú Descripción
Modelo Opciones para ejecutar, validar y visualizar mensajes, guardar,
imprimir, importar, exportar, cerrar el modelo y establecer
propiedades para el modelo.
Edición Cortar, copiar, pegar, eliminar y seleccionar elementos de
modelo.
Insertar Agregar datos o una herramienta, crear una variable, crear una
etiqueta y agregar herramientas Sólo modelo e iteradores.
Vista Contiene una opción llamada “Diseño automático” que aplica los
ajustes especificados en el cuadro de diálogo “Propiedades del
diagrama al modelo”. También contiene opciones para acercar o
alejar. La opción “Zoom personalizado” permite hacer zoom en
un porcentaje específico.
Ventana Contiene una ventana de vista global que puede utilizar para
visualizar todo el modelo mientras se acerca a una parte
específica del modelo en la ventana de visualización.
Ayuda Acceda al sistema de” Ayuda de ArcGIS for Desktop” en línea y
al cuadro “Acerca de ModelBuilder”.
2.4.2.2 Lienzo de modelo
El lienzo de modelo es el espacio vacío en blanco en un modelo.
2.4.2.3 Diagrama de modelo
El diagrama de modelo es la apariencia y el diseño de las herramientas y variables
conectadas entre sí en un modelo.
16
2.4.3 Elementos del modelo
Hay tres tipos principales de elementos del modelo: herramientas, variables y
conectores.
2.4.3.1 Herramientas
Las herramientas de geoprocesamiento son los bloques de construcción básicos
de flujos de trabajo en un modelo. Las herramientas llevan a cabo varias acciones
en datos geográficos o tabulares. Cuando se agregan herramientas a un modelo,
se convierten en elementos de modelo.
2.4.3.2 Variables
Las variables son elementos de un modelo que contienen un valor o una
referencia a datos almacenados en el disco. Hay dos tipos de variables:
· Datos: Las variables de datos son elementos de modelo que contienen
información descriptiva sobre los datos almacenados en el disco, por
ejemplo la información de campo, la referencia espacial, la ruta, etc.
· Valores: Las variables de valor son valores como cadenas de caracteres,
números, booleanos (valores verdadero/falso).
2.4.3.3 Conectores
Los conectores conectan datos y valores a herramientas. Las flechas de conexión
indican la dirección del procesamiento. Los conectores de condición previa
conectan una variable a una herramienta y la herramienta se ejecuta sólo después
de que se haya creado el contenido de la variable de la condición previa.
17
En la Figura 2.4 se muestra cómo se clasifican los elementos del modelo
ModelBuilder y en la Tabla 2.2 se describe cada uno de ellos.
Figura 2. 4 Elementos de un modelo de ModelBuilder4
Tabla 2. 2 Descripción de los elementos de un modelo5
Elemento Imagen Descripción
Variable de
datos
Datos existentes agregados a un modelo. Por lo
general, las variables de datos son el resultado
de especificar los parámetros de entrada de una
herramienta.
4 http://desktop.arcgis.com/es/desktop/latest/analyze/modelbuilder/model-elements.htm 5 http://desktop.arcgis.com/es/desktop/latest/analyze/modelbuilder/model-elements.htm
18
Variable de
datos de
salida o
derivados
Los datos de salida o derivados son datos
nuevos creados al ejecutar una herramienta en
el modelo, se crea automáticamente una
variable para los datos derivados de la
herramienta y se conecta a la herramienta.
La herramienta crea un nuevo
conjunto de datos que se escribe en el
disco cuando se ejecuta el modelo.
La herramienta modifica los datos de
entrada al ejecutar el modelo. La
variable de datos derivados de
entrada y salida tendrán el mismo nombre que los
datos de entrada con un número único al final.
Variable de
valor
Los valores que se introducen en una
herramienta.
Variable de
valor
Los valores que son el resultado de una
herramienta. Los valores derivados pueden ser
entradas para otras herramientas
Herramienta
Herramienta integrada. Estas herramientas se
crean con “ArcObjects” y un lenguaje de
programación compilado como “.NET”. Las
herramientas integradas suelen ser
herramientas del sistema.
Los iteradores son herramientas
que repiten la misma operación o
aplican un bucle en un conjunto
de datos de entrada o valores. Sólo funcionan
dentro de ModelBuilder.
Las herramientas “Sólo modelo”
suelen mejorar ModelBuilder
funcionalmente.
19
La herramienta con esta
simbología es la
herramienta “Detener” al modelo.
Herramienta
Herramienta de secuencia de comandos. Estas
herramientas se crean utilizando el asistente
“Herramienta de secuencia de comandos” y
ejecutan un archivo de secuencia de comandos
en el disco, como un archivo de Python.
Herramienta
Herramienta modelo. Un modelo es un conjunto
de herramientas conectadas entre sí que
representan un flujo de trabajo. Una herramienta
de modelo se puede ejecutar desde su cuadro
de diálogo o agregarse y utilizarse en otro
modelo o en una secuencia de comandos.
2.4.4 ETAPAS DE UN MODELO EN MODELBUILDER
2.4.4.1 Proceso de modelo
Un proceso de modelo consiste en una herramienta y todas las variables
conectadas a ella. Las líneas de conexión indican la secuencia de procesamiento.
Figura 2. 5 Proceso de modelo de ModelBuilder6
6 http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w00000026000000/
20
2.4.4.2 Validación de modelos
La validación de modelos hace referencia al proceso de asegurarse de que todas
las variables de modelo (datos o valores) son válidas.
2.4.4.3 Parámetro de modelo
Los parámetros de modelo son los parámetros que aparecen en el cuadro de
diálogo de la herramienta de modelo. Es posible convertir cualquier variable de
modelo en un parámetro de modelo. La Fig. 2.6 muestra un parámetro en un
modelo.
Figura 2. 6 Vizualizacion de un parametro en un modelo7
La Fig. 2.7 muestra las propiedades de un parametro del modelo.
7 http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html
21
Figura 2. 7 Declaración de parámetros de modelo8
2.4.4.4 Datos intermedios
Cuando se ejecuta un modelo, se crean datos de salida para cada proceso en el
modelo. Algunos de estos datos de salida se crean sólo como un paso intermedio
para conectarse a otros procesos que crearán el producto final. Los datos
generados a partir de estos pasos intermedios, llamados datos intermedios, suelen
(aunque no siempre) quedar inservibles cuando el modelo ha terminado de
ejecutarse. Los datos intermedios se pueden considerar datos de trabajo
temporales que se deben eliminar después de ejecutar el modelo.
8 http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html
22
CAPÍTULO 3
LEVANTAMIENTO EN CAMPO DE LA INFORMACIÓN Y
VALIDACIÓN EN LA BASE SIG DE LA EEQ
3.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se describe el sistema de distribución eléctrico de la EEQ, así
como el procedimiento utilizado en el levantamiento de información en campo de
las redes primarias, trasformadores y clientes del alimentador primario “D” de la
subestación Andalucía. Además, se evalúa el estado actual del primario para
finalmente validar la información recopilada en la base SIG de la EEQ.
3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ
3.2.1 EMPRESA ELÉCTRICA QUITO
El sistema de distribución de la EEQ comprende las subestaciones de distribución
que transforman el voltaje de transmisión y subtransmisión al voltaje primario para
ser derivado a las redes de distribución en medio voltaje y mediante los
transformadores de distribución a un bajo nivel de voltaje para la alimentación a
los diferentes tipos de consumidores como se muestra en la Fig. 3.1.
23
Figura 3. 1 Sistema Eléctrico de la EEQ9
3.2.2 ÁREA DE CONCESIÓN
El área de concesión de la EEQ incluye la provincia de Pichincha, los cantones:
Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, Los Bancos, Puerto Quito,
Oyacachi y Cayambe. En la provincia de Napo los cantones: Quijos y El Chaco.
Con las distribuidoras EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en
negociación que modificaría el área de concesión indicada en la Fig. 3.2.
Figura 3. 2 Área de concesión y cobertura de la EEQ10
9 Manual Actualización GIS de la EEQ. 2014
24
Según la base de datos del SIG en el mes de diciembre del 2015 se tienen
1.042.881 clientes, para servir a una población de 2.826.228 habitantes, con una
superficie de área de concesión de 14 971 km². [3]
El sistema de distribución de la EEQ se encuentra alimentado por redes primarias
en: 6.3 kV, 13.2/7.62 kV y 22.8/13.2 kV. La zona centro de la ciudad de Quito está
alimentada a 6.3 kV, la zona noroccidente a 13.2/7.62 kV y el resto del área de
concesión urbana y rural están a 22.8/13.2 kV, como se muestra en la Fig. 3.3.
Figura 3. 3 Zonificación del área de la EEQ por voltaje primario. [Autoría propia]
Los usuarios de la EEQ son servidos de 47 subestaciones, con 194 alimentadores
primarios. La EEQ dispone de 37700 transformadores en configuraciones
monofásicas, bifásicas y trifásicas. [5]
3.2.3 TIPOS DE CONSUMIDORES DE LA EEQ
Las normas de distribución de la EEQ definen cinco tipos de consumidores
regulados: residencial, comerciales, industrial, alumbrado público y otros. [11]
10 Presentación Programa de Cosificación Eficiente EEQ, página 5.
25
3.2.3.1 Residencial
Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico
destinado exclusivamente al uso doméstico.
3.2.3.2 Comercial
Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico para
fines de negocio o cualquier actividad con fines de lucro.
3.2.3.3 Industrial
Persona natural o jurídica, pública o privada que utiliza el servicio eléctrico para la
elaboración o transformación de productos por medio de cualquier proceso
industrial.
3.2.3.4 Alumbrado público
Constituye la iluminación de vías y espacios públicos destinados a la movilidad y
ornamentación. [2]
3.2.3.5 Otros
Se aplica a los consumos destinados a entidades de servicio público, entidades de
asistencia social, entidades oficiales, etc. [2]
3.2.3.6 Cliente No Regulado
Es un consumidor que debido a que supera un nivel límite de consumo, goza de
condiciones especiales en su suministro de energía.
26
La Tabla 3.1 resume la cantidad de consumidores por tipo de consumidor de la
EEQ.
Tabla 3. 1 Tipo de consumidores de la EEQ11
Tipo de consumidor Cantidad Porcentaje [%]
Residencial 885040 84.86
Comercial 127870 12.26
Industrial 14756 1.41
Alumbrado publico 105 0.0001
Otros 15072 1.45
No regulados 38 0.000036
Total 1042881 100
3.2.4 Programa de Cocción Eficiente (PEC)
El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) ha impulsado el
Programa de Cocción Eficiente que tiene objetivo principal migrar el uso del Gas
Licuado de Petróleo (GLP) a Electricidad para cocción de alimentos y
calentamiento de agua en el sector residencial. [19]
Figura 3. 4 Instalación de acometida y medidor12
11 www.regulacionelectrica.gob.ec 12 Presentación Programa de Cocción Eficiente EEQ, página 8.
27
3.3 CASO DE ESTUDIO: SUBESTACIÓN ANDALUCÍA 17
3.3.1 ASPECTOS GEOGRÁFICOS
3.3.1.1 Ubicación
La subestación Andalucía 17 está ubicado al norte de la ciudad de Quito en las
calles Gonzalo Gallo y Gonzalo Benítez como se muestra en la Fig. 3.5.
Figura 3. 5 Subestación Andalucía 17 [Autoría propia]
3.3.1.2 Área de cobertura de la S/E
El alimentador primario “A” es el de mayor área de servicio con 23282 m2,
mientras que el primario con menor cobertura es el primario “C” con 921 m2 debido
a que este primario tiene principalmente grandes clientes industriales. El primario
“D” tiene un área de servicio de 6678 m2 con una considerable cantidad de cargas
residenciales y comerciales, por estar ubicado sobre un sector de conjuntos
habitacionales, condominios y sobre la Av. de la Prensa respectivamente. Las
áreas de cobertura de los primarios se muestran en la Fig.3.6.
28
Figura 3. 6 Área de servicio de alimentadores primarios [Autoría propia]
3.3.1.3 Uso de suelo
La S/E Andalucía está dentro del área urbana de la ciudad de Quito, existen
clientes residenciales, comerciales e industriales. El uso de suelo está establecido
mediante ordenanza municipal de la ciudad.
29
Figura 3. 7 Mapa de ubicación y edificabilidad (Recorte del área de estudio)13
El área de cobertura de los primarios de la subestación Andalucía recae en su
mayor parte en zonas residenciales de acuerdo al Plan de Uso y Ocupación del
suelo del DMQ del año 2012, mientras que para el resto de área el uso de suelo
es múltiple. La zona múltiple recae principalmente en la Av. de la Prensa y Av.
Occidental.
El área de estudio contiene entre otros a los hospitales Pablo Arturo Suarez,
Atención Integral al Adulto Mayor, General Provincial; los parques Luciano
Andrade Marín, Hugo Borja y Cumana; lugares deportivos como las canchas Quito
Norte y centros educativos como el colegio William Thomson.
13 Plan de uso y ocupación del suelo del DMQ 2012
30
3.3.2 ASPECTOS TÉCNICOS
3.3.2.1 Diagrama unifilar
La subestación Andalucía 17 tiene interconexión con las subestaciones El Bosque
15 y Cotocollao 19. El conductor de los alimentadores primarios que salen de la
S/E es subterráneo de material de cobre con calibre 700 MCM AWG. El conductor
de las troncales aéreas de los alimentadores primarios es mayormente de aluminio
AAC 4/0 AWG.
Figura 3. 8 Diagrama unifilar de la subestación Andalucía 17 [5]
3.3.2.2 Subestación
La subestación Andalucía dispone de un transformador de 15/20MVA, 46/6.3 kV,
de 1998, un juego de cabinas, con seis primarios y un banco de condensadores de
3.0 MVAR.
31
Figura 3. 9 Placa de características del transformador T1 [Autoría propia]
Figura 3. 10 Placa de características del banco de capacitores [Autoría propia]
Los alimentaros primarios son cortos y con carga media, el transformador dispone
de cambiador de taps tipo LTC, la subestación no está ubicada en el baricentro de
su carga. [5]
Figura 3. 11 Cambiador de taps tipo LTC [Autoría propia]
3.3.2.3 Nivel de voltaje
El nivel de voltaje de la S/E Andalucía es de 6,3kV en medio voltaje, 210/121V y
240/120V en bajo voltaje.
32
Las estructuras de soporte de las redes de medio voltaje son de hormigón armado
de 11.5m y 12m de altura y un peso de rotura de alrededor de 500kg, mientras
que para las redes de bajo voltaje y alumbrado público las estructuras instaladas
son de hormigón armado de 9m y 10m con un peso de rotura de 350kg.
La topología de los alimentadores primarios de medio voltaje de la subestación
Andalucía se muestran en la Fig. 3.12.
Figura 3. 12 Topología de alimentadores [Autoría propia]
3.3.2.4 Demanda
La demanda máxima registrada en el mes de diciembre del 2015 en la
subestación Andalucía se muestra en la Tabla 3.2.
33
Tabla 3. 2 Demandas de la S/E Andalucía [18]
Primario Demanda
(MVA)
A 3,75
B 2,19
C 2,83
D 2,59
E 2,12
G 2,85
TOTAL 16,33
La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16,33 MVA. [18]
3.3.2.5 Cargabilidad
Las corrientes a demanda máxima del mes de diciembre del 2015 de los primarios
de la S/E Andalucía se resumen en la Tabla 3.3.
Tabla 3. 3 Cargabilidad de la S/E Andalucía. [18]
Primario Corriente [A]
A 380,16
B 198,72
C 264,96
D 244,80
E 195,84
G 263,08
La cargabilidad de la subestación Andalucía es del 76.80%. [18]
3.3.2.6 Carga instalada
La subestación Andalucía hasta el mes de diciembre del 2015 cuenta con 535
transformadores de distribución para una potencia instalada de 47322 kVA a lo
largo de sus seis primarios (A, B, C, D, E, y G).
34
Tabla 3. 4 Transformadores instalados en la S/E Andalucía [3]
Primario Transformadores Total Total primario
Monofásicos Trifásicos Cantidad Potencia (kVA)
Cantidad kVA Cantidad kVA
A 82 2962,5 87 8612,5 169 11575
B 3 90 56 5602,5 59 5692,5
C 1 25 19 5412,5 20 5437,5
D 10 325 69 5957,5 79 6282,5
E 8 217,5 108 10400 116 10617,5
G 6 197,5 86 7520 92 7717,5
TOTAL 110 3817,5 425 43505 535 47322,5
El alimentador primario “D” involucrado en el estudio tiene un total de 79
transformadores de distribución, 54 de propiedad de la empresa y 25 de clientes
particulares.
3.3.2.7 Clientes
El número de clientes registrados al mes de diciembre del 2015 por primario de
acuerdo a la base del SIG se muestra en la Tabla 3.5.
Tabla 3. 5 Cantidad de clientes por primario [3]
Primario Cantidad A 7067 B 3904 C 259 D 4541 E 1607 G 5357
TOTAL 22735
Para el alimentador primario “D” involucrado en el estudio se detalla el tipo de
consumidores en la Tabla 3.6.
35
Tabla 3. 6 Cantidad de clientes del primario “D” [3]
Tipo de consumidor Cantidad Residencial 4273 Comercial 205 Industrial 51 Otros 12 TOTAL 4541
3.3.2.8 Alumbrado público
El número total de luminarias por alimentador primario de la subestación
Andalucía al mes de diciembre del 2015 se indica en la Tabla 3.7.
Tabla 3. 7 Cantidad de luminarias instaladas por primario [3]
Primario Cantidad luminarias
A 1045 B 442 C 22 D 665 E 394 G 725
TOTAL 3293
En el primario “D” el número de luminarias es de 665 y su fuente de luz es en su
mayoría de sodio. El primario C tiene solo 22 luminarias ya que es un primario que
sirve a un gran cliente industrial.
3.3.2.9 Situación actual de los transformadores de distribución
El alimentador primario “D” tiene un factor de utilización igual a 0.6951, el mismo
fue obtenido mediante la demanda diversificada del primario. La Tabla 3.9 muestra
el número de clientes promedio por transformador que se calcula relacionando el
número de clientes totales y el número de transformadores del primario.
36
Tabla 3. 8 Factor de utilización por primario [13]
Primario Factor de utilización con la demanda
diversificada a nivel de primario
Número de
clientes totales
Número de transformadores
Número de
clientes promedio
D 0.6951 4541 79 58
3.4 ACTUALIZACIÓN CORPORATIVA DEL SIG
3.4.1 FUENTES DE LA INFORMACIÓN
La información ingresada a la base SIG de la EEQ debe estar georreferenciada
(redes y cartografía), es decir el levantamiento se lo debe realizar con GPS’s con
sistema de postproceso. [8]
La actualización de la información en el SIG se realiza mediante varios medios
que son:
· Recorrido en campo realizado por un actualizador de la empresa, con el
uso de formularios, GPS’s, larga vistas y equipo de protección personal.
Un recorrido integral se lo realiza desde la salida de la subestación hasta el
cliente.
· Recolección diaria de información recibida por el Departamento de
Operación y Mantenimiento Urbano y Rural con la indicación de las
modificaciones realizadas en las redes, equipos y estructuras de soporte en
campo.
· Proyectos de empresa y particulares recibidos por el Departamento de
Fiscalización de Redes a través del Sistema de Información de Distribución
(SDI).
37
· Micro-proyectos y proyectos de remodelación de redes recibidos por el
Departamento de Construcción de Redes.
· Proyectos de soterramiento recibidos por la Unidad de Soterramiento a
través del SDI.
· Proyectos de alumbrado público recibidos del Departamento de Alumbrado
Público desde la Gerencia de Distribución.
3.4.2 RECORRIDO EN CAMPO
La actualización del SIG en campo se realiza cuando no se ha recibido
información de los departamentos de la EEQ de los cambios hechos en las redes
eléctricas y en la cartografía.
Para realizar una actualización integral se debe utilizar una metodología
apropiada, la misma que debe tomar aspectos importantes como son: evitar
errores en la recolección de la información y la seguridad laboral.
Las herramientas y equipo necesario para la recolección de información en
campo son básicamente: equipo de seguridad industrial (camisa y pantalón jean,
casco, gafas, protector solar, chaleco reflectivo, zapatos dieléctricos, identificación
personal), binoculares, GPS (dispositivo de posicionamiento global), tablero con
formularios y transporte de la empresa.
38
Figura 3. 13 GPS utilizado en el levantamiento en campo
3.5 INSPECCIÓN DE INFORMACIÓN EN CAMPO DEL PRIMARIO “D”
El levantamiento de información en campo se realizó en dos etapas, la primera
involucra la actualización de las redes, equipos y estructuras en medio voltaje,
mientras que en la segunda etapa se levantó la información de las redes de bajo
voltaje (alumbrado público, tramos de BV y acometidas).
El levantamiento de medio voltaje se realizó con el formulario recibido por la
sección de Actualización GIS de la Gerencia de Distribución en el cual se tomó
datos de número de empresa, potencia, código estructura, marca, propietario, si
cuenta con alumbrado y observaciones del transformador en el caso que hubiere.
En el ANEXO V se indica el formulario y la información recopilada.
Para el levantamiento de información en bajo voltaje se utilizó un plano por cada
transformador, que incluye alumbrado público, red secundaria y clientes
asociados. Por ejemplo, la Fig. 3.14 se muestra un plano que contiene los clientes
y luminarias asociadas al transformador con número de empresa 15884-E.
39
Figura 3. 14 Plano del transformador 15844-E [Autoría propia]
3.6 VALIDACIÓN DE LA INFORMACIÓN
Una vez terminada la inspección en campo se procede a validar la información en
la base SIG de la EEQ mediante la edición de transformadores, luminarias, puntos
de carga (clientes) y tramos de bajo voltaje no coincidentes.
En el proceso de revisión de la información se nota que la base SIG está
desactualizada, las redes y equipos eléctricos en medio y bajo voltaje, por lo que
es necesario actualizarla mediante el manejo del software ArcGIS-ArcFM y para
ello se solicita la autorización de la Sección de Actualización del SIG de la EEQ.
El procedimiento para realizar la actualización consiste en ingresar al ArcGIS-
ArcFM con una licencia de editor; crear una sesión, realizar los cambios
necesarios, guardar, conciliar y postear la información a la base corporativa.
40
Figura 3. 15 Pantalla de ingreso a la aplicación ArcGIS/ArcFM [8]
Figura 3. 16 Crear Sesión [8]
De los elementos, 79 transformadores pertenecientes al primario “D”, 17 de ellos
fueron actualizados, se modificaron campos como número de empresa, propiedad,
potencia, fase de conexión, alcance de la red secundaria, por lo tanto se corrigió el
22% de la información de transformadores. El detalle del levantamiento en campo
se puede observar en el ANEXO V.
En la Fig. 3.17 indica la manera como se edita un transformador en ArcGIS.
41
Figura 3. 17 Ingreso de un transformador [8]
Dentro de los 1641 puntos de carga registrados en la base SIG, cinco puntos de
carga no se encontraban registrados y 683 estaban mal asociados al
transformador, es decir se editaron 688 elementos que representan el 42% del
total. Las Fig. 3.18, 3.19 y 3.20 muestran el procedimiento utilizado para editar un
punto de carga.
Figura 3. 18 Selección del tipo de medidor [8]
42
Figura 3. 19 Creación de conexión consumidor [8]
Figura 3. 20 Ingreso de varios suministros en un punto de carga [8]
En lo que se refiere a las luminarias, fue necesario actualizar un 30% del total
existente en el primario. Principalmente se crearon luminarias y se actualizaron las
potencias.
Hay que indicar también que se encontraron redes secundarias malladas en la
base SIG por lo que fue necesario separar las mismas de acuerdo a la información
obtenida en campo.
Los cambios realizados durante la validación de la información fueron reportados
al personal de la sección de Actualización del SIG para que tengan en
consideración que la información del primario “D” Andalucía 17 esta validada hasta
el año 2015.
43
CAPÍTULO 4
DESARROLLO DE UN MÓDULO SIG PARA CALCULAR
EL NIVEL DE CARGA DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL
4.1 INTRODUCCIÓN
Este capítulo describe la metodología utilizada para desarrollar un módulo con dos
herramientas para calcular el nivel de carga de trasformadores de uso residencial
al medio día y en la noche, considerando cocinas de inducción instaladas y
proyectas; y, simulando la incorporación de una cocina de inducción por cada
usuario residencial.
Se muestra como calcular la demanda máxima coincidente de los usuarios
residenciales considerando las cocinas de inducción, demanda máxima comercial
e industrial. También se describen los factores utilizados para calcular la demanda
en el transformador, finalmente se describe el desarrollo de las herramientas que
conforman el módulo informático de SIG.
4.2 CÁLCULO DE DEMANDA EN ÁREAS CON CONSUMOS MIXTOS
Para calcular la demanda máxima coincidente de los usuarios residenciales se usa
el método de la REA, para calcular la demanda de cocinas de inducción se usa el
método descrito en las normas de sistemas de distribución de la EEQ, mientras
que para calcular la demanda máxima comercial e industrial se usa el factor de
carga.
44
4.2.1 DETERMINACIÓN DE DEMANDA COINCIDENTE DE USUARIOS
RESIDENCIALES
Para calcular la demanda coincidente de usuarios residenciales o pequeños
comercios se utiliza el método de la REA mediante dos factores: A y B. [11]
El factor A (factor del consumidor) considera la diversificación de la carga en
función del número de usuarios residenciales.
7&261$ A = 2DE − G. I2 + G. I(2K + IG)E/KM (4.1)
Dónde:
2: Número de clientes o consumidores
El factor B (factor kWh) depende del consumo mensual de energía por usuario.
7&261$ N = G. GGOPKO ∗ (@1"34/1 )*+//#3/2:.#"6#)G.QQO (4.2)
La demanda coincidente se calcula multiplicando el factor A y B.
5/&821."2 $# = 7&261$ A ∗ 7&261$ N [kW] (4.3)
Cuando el número de usuarios es menor a cinco. La demanda máxima coincidente
se calcula de la siguiente manera. [11]
Se calcula el factor A para cinco clientes.
7&261$ A = ODE − G. I ∗ O + G. I(5K + IG)E/KM = EE. EKIO
Se calcula el factor B con el consumo de los “n” clientes menores a cinco.
7&261$ N = G. GGOPKO ∗ (@1"34/1 )*+//#3/2:.#"6#)G.QQO
45
Entonces la demanda máxima coincidente para cinco usuarios es:
5/&821."2 O $#3.5#"2.&:#3 = 7&261$ A ∗ 7&261$ N [kW]
Es necesario conocer el factor de coincidencia para los cinco usuarios, la misma
que se obtiene de la curva (A) de la Fig.4.1., este factor es igual a 0.45.
Figura 4. 1 Curva del factor de coincidencia para usuarios residenciales14
En la tabla 4.1 se muestra los factores de coincidencia para el número de usuarios
menores a 5 usuarios.
Tabla 4. 1 Factor de coincidencia para usuarios < 5 [11]
Número de usuarios residenciales
B&261$21."2
1 1.00 2 0.65 3 0.55 4 0.50 5 0.45
14 General Electric. Distribution Data Book. USA 1967.
46
Con los valores obtenidos se calcula la demanda máxima individual de cinco
usuarios que es igual a:
5#/."5 =5/&821."2 O $#3.5#"2.&:#3
B&261$21."2 O 434&$.132 (4.4)
Dónde:
5#/."5: Demanda máxima individual.
5#/21."2 O 434&$.13: Demanda máxima coincidente de cinco usuarios.
B&261$21."2 O 434&$.13: Factor de coincidencia de cinco usuarios.
2: Número de clientes igual a cinco.
La demanda máxima coincidente para menos de cinco usuarios es igual a:
5/&821."2 $# = 2 ∗ 5#/."5 ∗ B&261$21."2 SO (4.5)
Dónde:
2: Número de clientes menores a cinco
B&261$21."2 SO : Factor de coincidencia menor a cinco usuarios
Dentro de los usuarios residenciales, se calcula la demanda máxima de cocinas
de inducción con la expresión 4.6.
5/&8212."&3 = TUV ∗ B&261$21."2 " 212."&3 ∗ 5#/&8."5 212."&3 (4.6)
Dónde:
5/&8212."&3: Demanda máxima de n cocinas
TUV: Número de cocinas
B&261$21."2 " 212."&3: Factor de coincidencia de n cocinas
5#/&8."5 212."&3: Demanda máxima individual de cocinas de inducción
47
La demanda máxima unitaria de cocina de inducción se obtiene de la
multiplicación del factor de demanda por la potencia de placa de una cocina de
inducción.
5#/&8."5 212."&3 = B5#/ ∗ WX (4.7)
5#/&8."5 212."&3 = G. Q ∗ I)* = Y. K )*
Dónde:
5#/&8."5 212."&3: Demanda máxima individual de cocina de inducción
B5#/: Factor de demanda de una cocina de inducción igual 0.8
@Z: Potencia de placa de un equipo de cocción igual a 4kW establecido por el
MEER.
El factor de coincidencia cuando se tiene más de 5 cocinas de inducción se
calcula con la expresión 4.8.
B&261$21."2 " 212."&3 = 0.485 ∗ TUV^_.`abccd + 0.3437 (4.8)
El factor de coincidencia cuando se tiene menos de 5 cocinas de inducción se
muestra en la Tabla 4.2.
Tabla 4. 2 Factor de coincidencia para < 5 cocinas de inducción [11]
Número de cocinas de inducción
B&261$21."2SO 212."&3
1 1.00 2 0.81 3 0.68 4 0.54 5 0.47
48
4.2.2 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS COMERCIALES
La demanda máxima de usuarios comerciales se calcula usando el factor de
carga. Producto de un estudio realizado por el departamento de PRPT se
obtuvieron factores de carga que variaron entre 0,4 y 0,45, estos valores fueron
obtenidos de mediciones aplicadas a un considerable grupo de usuarios
comerciales. Para el estudio se toma el valor de 0,4 ya que de este modo se
obtendrá la mayor demanda máxima de los usuarios comerciales. [14]
El periodo se obtiene relacionando los 365 días (8760 horas) del año dividido para
12 meses.
5/&8 = /#5/0#$.1517@
5/&8 21/ =!"#$%.& B&264$&5& [)*+//#3]
QijG[+]EK /#3#3
7@ (4.9)
Dónde:
/#5/0#$.151: Demanda media en un periodo
5/&821/: Demanda máxima comercial [kWh]
7@: Factor de carga
4.2.3 DETERMINACIÓN DE DEMANDA DE USUARIOS INDUSTRIALES
ARTESANALES
De la misma manera que para los usuarios comerciales la demanda máxima de
los usuarios industrial artesanal se calcula con un factor de carga de 0.4. [15]
49
klmn Vopq =rstuvwx yxz{|ux}x [~��/�t�]
����[�]�� �t�t�
�� (4.10)
Dónde:
���p/���V�p�: Demanda media en un periodo
klmn Vopq: Demanda máxima industrial [kWh]
��: Factor de carga [14]
4.2.4 DEMANDA DEL ALUMBRADO PÚBLICO
La demanda debido al alumbrado público se obtiene sumando la potencia
individual de cada luminaria.
5#/A/9 = ∑ 9.."36&:&5& (4.11)
4.2.5 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA TRANSFORMADORES
EN HORAS PICO DE LA NOCHE
La demanda máxima coincidente del transformador en la noche se obtiene
sumando las demandas coincidentes de los usuarios residenciales, alumbrado
público y un porcentaje de pérdidas dividido para el factor de potencia. [11]
5/&821."2 "12+# )�A = 5/&821."2 $# � G.j∗5#/&8212."&3 � 5#/5#/A/9�G.GYj∗5/&821."2 $#B016#"2.&
(4.12)
Las pérdidas técnicas resistivas son iguales al 3.6% de la demanda máxima
coincidente residencial. [11]
50
La demanda máxima de cocinas de inducción en la noche es igual al 60% de la
demanda calculada con la ecuación 4.6. [12]
4.2.6 DETERMINACIÓN DE DEMANDA MÁXIMA PARA TRANSFORMADORES
EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA
El valor de la demanda máxima residencial al medio día es igual al 50% de la
demanda máxima residencial calculada. [20]
5/&8U�VoU �� �p = G. O5/&821."2 $# (4.13)
Dónde:
5/&8U�VoU �� �p: Demanda coincidente residencial al medio día
Para obtener la demanda máxima coincidente del transformador al medio día se
debe tomar en cuenta el factor de coincidencia intersectorial, que se utiliza en
transformadores de distribución que tienen más de un tipo de usuario. Este factor
se aplica sobre el tipo de usuario que tenga menor consumo. [15]
Por ejemplo, dentro de un transformador de uso residencial, comercial e industrial,
cuando se tiene predominio residencial, el factor de coincidencia intersectorial se
aplica al consumo de los clientes comerciales e industriales y es igual a 0.9, como
se observa en la expresión 4.14. [15]
5/&821." 5.& = G. O ∗ 5/&821."2 $# + G, P(5/&8 21/#$2 + 5/&8 Z�) (4.14)
Si el predominio es comercial e industrial, el factor de coincidencia intersectorial se
aplica al consumo residencial.
5/&821." 5.& = G. P(G. O ∗ 5/&821."2 $#) + 5/&8 21/#$2 + 5/&8 Z� (4.15)
51
Por lo tanto, la demanda máxima al medio día en el transformador se calcula con
la expresión 4.16. [11]
5/&821."5.& )�A = 5/&821."5.&�5#/&8212."&3�G.GYj∗5/&821."5.&B016#"2.& (4.16)
4.2.7 DETERMINACIÓN DEL NIVEL DE CARGA DE LOS
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
Finalmente el nivel de carga se obtiene en base al factor de utilización que es la
relación entre la demanda máxima vista en el trasformador y la capacidad
instalada del transformador.
75? = 5#/21."2/6$&B1@A9."36&:&5&
(4.17)
4.3 DESARROLLO DE MÓDULOS SIG
El módulo SIG utiliza información del Sistema de Información Comercial de la
EEQ (SIEEQ) y del Programa de Cocción Eficiente (PEC). El módulo contiene dos
herramientas, la primera calcula el nivel de carga de transformadores de
distribución de uso residencial de un primario, en tanto que la segunda
herramienta realiza una redistribución de carga entre transformadores que sean
cercanos y con características técnicas similares.
4.3.1 HERRAMIENTA PARA EL CÁLCULO DEL NIVEL DE CARGA DE
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DE USO RESIDENCIAL A NIVEL
DE PRIMARIO
Esta herramienta desarrollada en ModelBuilder calcula el nivel de carga de los
transformadores de distribución de uso residencial de un determinado primario de
52
forma sistemática. La herramienta se fundamenta en la conectividad eléctrica
registrada en la base SIG de la EEQ.
4.3.1.1 Descripción de la herramienta
La metodología utilizada de la herramienta informática se resume en la Fig. 4.2.
Figura 4. 2 Metodología de la herramienta [Autoría propia]
Selección de Puntos de Carga y
Luminarias
Escoge un primario con conectividad
SIG (ArcGIS)
Se agrega el tipo de estrato
Relación punto de carga – conexión
consumidor
Busca a todos los usuarios asociados
a los puntos de carga
Relación conexión consumidor –
atributo Consumidor y Registro
PEC
Se añade cocinas de inducción
De la tabla atributo consumidor se
añade el tipo de uso de energía y los
consumos mensuales de un año.
Obtención del Nivel de Carga de
transformadores de uso residencial.
Relación Usuarios -Transformador
Unión usuarios residenciales con
cocinas de inducción
Verificación de usuarios que realmente
están usando cocina de inducción
Depuración Base PEC
Se asocian los usuarios residenciales,
comerciales, industriales y alumbrado
público a cada transformador
Depuración de los usuarios de tipo
residencial
Promedio y desviación de usuarios
residenciales por estrato
53
Para la aplicación de esta herramienta es necesario tener la base del SIG
actualizada para garantizar una correcta conexión eléctrica. La herramienta está
elaborada en nueve etapas de ModelBuilder como se ve en la Fig. 4.3,
posteriormente se explica cada una de las etapas.
Figura 4. 3 Etapas de la herramienta [Autoría propia]
4.3.1.1.1 Selección de puntos de carga y luminarias
En esta etapa se aplica un filtro a las capas (layers) de puntos de carga y
luminarias, para seleccionar únicamente las que pertenecen a un determinado
primario. Los puntos de carga heredan el tipo de estrato de acuerdo al shape
“polígonos de estratos” fijados en la base SIG.
4.3.1.1.2 Relación de los puntos de carga con conexión consumidor
En ArcGIS un punto de carga puede representar a un tablero armario de
medidores o a un solo medidor, por esta razón, esta etapa se busca todos los
suministros asociados a los puntos de carga del primario seleccionado.
54
Como se ve en la Fig. 4.4 hay un punto de carga con 30 usuarios y se interpreta
que es un edificio.
Figura 4. 4 Puntos de Carga y Conexion Consumidor en un edificio [Autoria propia]
Mientras que la Fig. 4.5 muestra un punto de carga que solo tiene un usuario, se
asume que es una vivienda.
Figura 4. 5 Punto de Carga y Conexion Consumidor de una vivienda [Autoria propia]
4.3.1.1.3 Relaciones de puntos de carga con tablas atributos consumidor y PEC
En esta etapa se realiza uniones entre tablas para obtener el tipo de uso de
energía, el cual puede ser residencial, comercial o industrial. Además, se añade
consumos mensuales del periodo de un año, estos campos se puede observar en
la Fig. 4.6.
55
Figura 4. 6 Tabla “Suministro_Anual” [Autoría propia]
Adicionalmente se relaciona los suministros seleccionados con los registrados en
la base PEC del SIEEQ, de donde se extraen datos importantes como: instalación
del circuito expreso y equipamiento, fecha en la que recibió el incentivo y consumo
base (consumo promedio de los dos últimos años).
4.3.1.1.4 Depuración de registros de consumos del PEC
El MEER establece que para acceder al incentivo, un usuario debe tener una
cocina de inducción instalada y un incremento de 80 kWh en su consumo
mensual. Como resultado de un estudio realizado por el PRPT, este valor se
ajusta a 73 kWh.
Para determinar si el usuario está realmente usando su cocina de inducción se
realiza la diferencia entre el consumo mensual en el cual recibió el incentivo y el
consumo base (consumo promedio de los dos últimos años antes de usar cocina
de inducción), si la diferencia es mayor a 73 kWh se considera que el usuario usa
cocina de inducción. De esta manera se clasifica a los usuarios con cocinas de
inducción instaladas y proyectadas.
56
4.3.1.1.5 Cálculo de promedios y desviación estándar de consumos residenciales
En esta etapa se separa los suministros por el tipo de uso: residencial, comercial o
industrial.
Los usuarios residenciales se categorizan en estratos de consumo, los cuales
están determinados como A1, A, B, C, D y E, como se observa en la Tabla 4.3.
Tabla 4. 3 Tipo de consumidores de la EEQ [11]
Categoría de estratos de consumo de la EEQ
Estratos de consumo (kWh/mes/cliente)
E 0 a 100 D 101 a 150 C 151 a 250 B 251 a 350 A 351 a 500
A1 501 a 900
Finalmente en esta etapa se calcula el promedio y la desviación estándar por
estratos de consumo como se observa en la Fig. 4.7.
Figura 4. 7 Tabla “promedio y la desviación estándar por estrato” [Autoría propia]
57
4.3.1.1.6 Depuración de usuarios Residenciales
En esta etapa se depura los consumos de los usuarios residenciales, comparando
cada registro mensual con un rango establecido entre un límite superior e inferior.
El límite superior es igual al valor máximo del estrato (ver Tabla 4.3) más el
promedio calculado por la desviación estándar.
�./340#$.1$ = :./340!36 + 9$1/#5.1 ∗ 5#3> (4.18)
El límite inferior es igual a:
�./."B#$.1$ = 9$1/#5.1 ∗ (E − 5#3>) (4.19)
Ejemplo: para el estrato tipo E el límite superior es 100 kWh/mes/cliente, el
promedio y la desviación estándar son 52.24 y 30.41 kWh/mes/cliente, entonces
los límites serán:
�./340#$.1$ = EGG + OK. KI ∗ G. YGIE
�./340#$.1$ = EEO. QP [kWh/mes/cliente]
�./."B#$.1$ = OK. K(E − G. YG. IE)
�./."B#$.1$ = Yj. YO [kWh/mes/cliente]
Después, se vuelve a calcular los promedios únicamente con los consumos
mensuales que se encuentren dentro del rango.
Debido a que ciertos usuarios comerciales tienen un comportamiento residencial,
se los recategoriza con la ayuda de polígonos de estratos mencionados
inicialmente, para ello se aplica la siguiente condición: si el usuario es comercial y
su consumo es menor al límite superior de estrato del polígono se lo considera
como residencial caso contrario se mantendrá como comercial.
58
4.3.1.1.7 Relación suministro con cocinas de inducción
En esta etapa se obtiene a todos los usuarios residenciales con campos que
indiquen si el cliente está usando o ha solicitado el servicio de cocinas de
inducción como se puede ver en la Fig. 4.8.
Figura 4. 8 Tabla “Adquisición de cocina de inducción”
4.3.1.1.8 Relación de los Suministros con transformadores
En esta etapa se relaciona a todos los usuarios, tanto residenciales, comerciales,
industriales y alumbrado público con su respectivo transformador. La información
que se requiere de los transformadores son el número de empresa, potencia,
propiedad y el código estructura.
Como resumen se obtiene cada transformador con la información que se muestra
en la Fig. 4.9, cuyos campos principales son:
· Número de Clientes Residenciales.
59
· Suma de Consumo Residencial.
· Número de Cocinas Instaladas.
· Número de Cocinas Proyectadas.
· Número de Clientes Comerciales.
· Suma de Consumo Comercial.
· Número de Clientes Industriales.
· Suma de Consumo Industrial.
· Número de luminarias.
· Suma de Consumo de Alumbrado Público.
Figura 4. 9 Tabla “Resumen del transformador”
4.3.1.1.9 Cálculo del nivel de carga
En la etapa final se calcula:
· Demanda máxima de uso residencial, comercial, industrial y alumbrado
público en kW.
· Demanda con cocinas de inducción instaladas, proyectadas y simulando
una inclusión total en kW.
Posteriormente se calcula la demanda máxima para transformadores en horas
picos del medio día y en la noche considerando:
60
· Cocinas de inducción instaladas.
· Cocinas de inducción proyectadas.
· y, una simulación del ingreso total de cocinas de inducción.
Estos cálculos se muestran en la Fig. 4.10.
Figura 4. 10 Tabla “Demandas Calculadas”
Finalmente se calcula el nivel de carga de transformadores en porcentaje para las
demandas calculadas anteriormente las cuales se muestran en la Fig. 4.11.
Figura 4. 11 Tabla “Niveles de Carga” [Autoría propia]
Todos los cálculos en esta etapa se hacen en función a la metodología planteada.
61
4.3.2 HERRAMIENTA PARA LA REDISTRIBUCIÓN DE CARGA DE
TRANSFORMADORES DE USO RESIDENCIAL
Esta herramienta informática creada en ArcGIS permite calcular el nivel de carga
de transformadores de uso residencial considerando la conexión eléctrica
verificada en campo, adicionalmente la herramienta permite mejorar el nivel de
carga de los transformadores mediante la redistribución de cargas. La selección
del transformador, red secundaria, puntos de carga y luminarias se realiza
mediante la creación de un polígono, donde el usuario de la herramienta es libre
de considerar el alcance del polígono.
4.3.2.1 Descripción de la herramienta
La herramienta está elaborada en ocho etapas de ModelBuilder como se observa
en la Fig. 4.12.
Figura 4. 12 Etapas de la herramienta [Autoría propia]
62
La metodología utilizada en el desarrollo de esta herramienta se resume en el
diagrama de flujo de la Fig. 4.13.
Figura 4. 13 Metodología de la herramienta [Autoría propia]
Selección de Puntos de Carga y
Luminarias
Escoge mediante la creación de un
polígono en GIS (ArcGIS)
Se añade el tipo de Estrato
Relación punto de carga –
conexión consumidor
Busca a todos los usuarios asociados
a los puntos de carga
Relación conexión consumidor –
atributo Consumidor y Registro
PEC
Se añade cocinas de inducción
Se añade el tipo de uso de energía y
los consumos mensuales de un año
Obtención del Nivel de Carga de
transformadores de uso
residencial.
Relación Usuarios -Transformador
Unión usuarios residenciales con
Cocinas de inducción
Verificación de usuarios que realmente
están usando cocina de inducción
Depuración Base PEC
Se asocian los usuarios residenciales,
comerciales, industriales y alumbrado
público a cada transformador
Se utilizan todos los suministros
Promedio y desviación de usuarios
residenciales por estrato
63
Se utiliza la metodología de la primera herramienta con dos variantes las cuales se
detallan a continuación.
La etapa de selección del transformador, puntos de carga y luminarias se realiza
mediante un polígono previamente creado en ArcGIS. Se debe crear uno por cada
transformador.
Los polígonos se dibujan en base a la conexión geométrica de la red secundaria
con la alternativa de variar el alcance del polígono y realizar la redistribución de
carga como se muestra en la Fig. 4.14.
Figura 4. 14 Polígonos creados sobre ArcGIS [Autoría propia]
En la etapa de depuración de usuarios residenciales se realiza un cambio con
respecto a la primera herramienta, ya que los usuarios con consumo “Cero” se
llenan con la consumo base de acuerdo al estrato de consumo debido a que esta
herramienta debe considerar a todos los usuarios para sus cálculos. [17]
64
CAPÍTULO 5
VALIDACIÓN DEL MÓDULO MEDIANTE LA
COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS CON EL
SOFTWARE COMERCIAL CYMDIST DE LA EEQ
5.1 INTRODUCCIÓN
El módulo desarrollado será aplicado sobre la base SIG de la EEQ,
específicamente en el primario “D” de la subestación Andalucía 17 y los resultados
serán contrastados con los valores obtenidos del software comercial CYMDIST y
con mediciones de campo registradas por el Departamento de Pérdidas Técnicas,
finalmente se presenta la interpretación de resultados.
5.2 MÉTODOS USADOS PARA LA VALIDACIÓN
5.2.1 SOFTWARE CYMDIST
El software CYMDIST es actualmente utilizado para estudios del sistema de
distribución en la EEQ. La metodología para el cálculo del nivel de carga de
transformadores de distribución utilizando se resume en la Fig. 5.1.
La base de datos del CYMDIST es obtenida a través de la migración de la
información desde la base SIG, para ello debe existir una correcta relación entre
los clientes y el transformador.
65
Mediante el uso del CYMDIST se obtendrá la demanda diversificada a nivel de
alimentador primario y el método a escoger es la de carga distribuida, es decir se
utiliza los consumos de los clientes.
Figura 5. 1 Metodología para el cálculo del nivel de carga de transformadores15
Para obtener el reporte del CYMDIST se debe ingresar como datos iniciales del
primario:
15 Dávila, Ricardo. “Análisis técnico para la implementación del plan de cocción eficiente en redes primarias”. Sección
Índice Sectorizado de Perdidas EEQ. Septiembre 2014.
Obtención de la Relación Cliente-
Transformador
Primarios con conectividad GIS
(ArcGIS)
Primarios sin conectividad GIS
(generación de polígonos ACAD)
Obtención de la Demanda
Diversificada a nivel de
alimentador primario
Distribución de carga en CYMDIST
Determinación a través de la
demanda máxima a nivel de
cabecera del primario
Calculo de la Demanda Máxima
Individual (escalamiento de
demanda)
Incorporación de la Demanda por
Cocción
66
· Voltaje
· Potencias por fase.
· El factor de potencia
Esta información se obtiene del registro anual de demandas de la base del PRPT.
En el año 2015, el mes de noviembre es el que registra la mayor demanda, sus
valores se resumen en la Tabla 5.1.
Tabla 5. 1 Datos ingresados al CYMDIST
Primario Voltaje(KVLL) SA SB SC FP 17D 6,4044 802,483 884,639 815,367 97,96
La obtención de la demanda diversificada por transformador se determina a través
de la distribución de carga mediante formulación matemática.
���ℎ = ∑ ��ℎVo (5.1)
Dónde:
���ℎ: Total de la energía consumida por los clientes conectados al primario
��ℎV Consumo individual por hora por el cliente “i” conectado al primario
El consumo individual se obtiene del consumo registrado en el medidor
multiplicado por un factor de pérdidas en el alimentador y el transformador.
��V = �����pVp���1 − ¡¢k£¤V� − ¡¢k¥�£¦�§¨© ª « ¬®w¯¬®° (5.2)
Dónde:
��V: Potencia activa asignada al cliente “i”
����pVp��: Demanda activa registrada en el medidor de cabecera del alimentador
primario
¡¢k£¤V�: Pérdidas en p.u. para alimentadores primarios
¡¢k¥�£¦�§: Pérdidas en p.u. para transformadores de distribución
67
El consumo individual en kVAr se obtiene multiplicando el consumo en kilovatios
por la raíz del cuadrado del inverso del factor de potencia menos uno.
�±²¢V = ��Vª³� `¦�©a − 1 (5.3)
Dónde:
�±²¢V: Potencia reactiva asignada al cliente “i”
´µ: Factor de potencia registrado en el medidor de cabecera del primario.
La demanda diversificada obtenida es a nivel de primario por lo cual se debe hacer
un “escalamiento de la demanda” para obtener la demanda máxima a nivel de
transformador y de esta manera poder comparar los resultados con los obtenidos
del módulo SIG desarrollado.
Se presenta un ejemplo aplicando el escalamiento de la demanda como se
muestra en la Fig. 5.2 y se tiene como datos:
· Número de usuarios del primario= 4000
· Un transformador de 100 kVA con 100 usuarios y una demanda asignación
de 60 kVA.
68
Figura 5. 2 Demanda diversificada a nivel de primario y transformador [Autoría propia]
La metodología para realizar el escalonamiento está basada en los factores de
coincidencia utilizando la curva característica de demanda básica diversificada y
tomando la curva “Lighting and Miscellaneous Appliances”
Figura 5. 3 Curva de demanda diversificada
69
Para realizar el escalonamiento primero se debe obtener la demanda máxima
diversificada por usuario, para un usuario es 0.61 p.u y para 4000 usuarios es 0,17
p.u., estos valores se obtienen de la segunda curva de demanda diversificada de
la Fig. 5.3.
�U�Vo(��V�£�V�:c___ q§q£�V�§) = 0.170.61 = 0.2787
Para un transformador de distribución de 60 kVA con 100 usuarios residenciales el
factor de coincidencia será:
�U�Vo(¥�£o§¦:`__ q§q£�V�§) = 0.200.61 = 0.3297
El factor de escalamiento es la relación entre el factor de coincidencia a nivel de
primario y el factor a nivel de transformador. [17]
��§U£¤ = �U�Vo(¥�£o§¦:`__ q§q£�V�§)�U�Vo(��V�£�V�:c___ q§q£�V�§)
= 0.32970,2787 = 1.176
La demanda máxima por el método de escalamiento es igual a la multiplicación del
factor de escalamiento por la demanda diversificada asignada al transformador
obtenido del reporte del CYMDIST. [17]
�¹ºª¥�£o§ = ��§U£¤ ∗ �pV» = 1.176 ∗ 60 = 70.6�±²
Se debe tener en consideración que el escalonamiento no se ajusta para
transformadores con número de clientes bajo, para esos casos se utiliza el método
de la REA. [17]
70
5.2.1.1 Simulación utilizando el software CYMDIST
Se realiza una simulación del primario “D” obteniendo la demanda diversificada a
nivel del primario y luego mediante el factor de escalonamiento se obtiene la
demanda máxima por transformador. La Tabla 5.2 muestra los resultados
obtenidos del CYMDIST, los mismos que se analizan posteriormente.
Tabla 5. 2 Demanda diversificada a nivel del primario 17-D
Nro. De Transformador
Código estructura
Capacidad Nominal
(kVA)
Total kVA coincidentes
(kVA)
15833 3C45S 45 9,97
170810 2C25S 25 0,35
75877 2C37.5S 37,5 0,74
5375 3C45S 45 2,87
2556 3C30S 30 3,99
101345 2C15S 15 3,54
171008 3C45S 45 6,73
100104 3C50S 50 3,14
164071 3C30S 30 3,38
10702 3O75S 75 13,52
75500 2C37.5S 37,5 3,78
70130 2C25S 25 4,12
167804 3O30S 30 5,25
20726 2C37.5S 37,5 3,74
26881 2C37.5S 37,5 8,44
1484 3C60S 60 4,36
111449 2C50S 50 16,39
12460 3O125S 125 10,13
28323 2C50S 50 6,13
19344 3C100S 100 7,64
1512 3C50S 50 7,19
15856 3C45S 45 5,26
12514 2C25S 25 11,79
21972 3C45S 45 44,73
43808 3C50S 50 10,71
75826 3C50S 50 11,12
109010 3O112.5S 112,5 22,27
16067 3C45S 45 44,75
71
3524 3C37.5S 37,5 29,78
3858 3C30S 30 15,42
14230 3C60S 60 22,68
14228 3C45S 45 29,34
3933 3C45S 45 13,98
75809 3C45S 45 28,34
3016 3C75S 75 24,22
48428 3C75S 75 21,1
2010 3C60S 60 25,68
15844 3C50S 50 33,35
3280 3C60S 60 32,7
R5380_2 3C60S 60 21,25
16094 3O45S 45 22,7
3736 3C45S 45 29,24
15330 3C45S 45 41,69
3812 3C45S 45 35,88
16068 3C45S 45 42,36
3852 3C112.5S 112,5 41,58
3028 3C75S 75 44,17
111735 3O300S 300 45,68
3399 3C75S 75 42,6
465 3C60S 60 52,47
16095 3O112.5S 112,5 42,93
16106 3C45S 45 38,9
38852 3C75S 75 40,53
2863 3C45S 45 48,18
3849 3O112.5S 112,5 39,19
100778 3C100S 100 53,54
4021 3C75S 75 42,16
107767 3C100S 100 79,95
6924 3C75S 75 39,56
48714 3C100S 100 71,02
3614 3O150S 150 49,08
3954 3C75S 75 66,7
10703 3C75S 75 61,38
20305 3C150S 150 106,71
3189 3C75S 75 64,57
15859 3C112.5S 112,5 86,13
37254 3C125S 125 124,51
72
Como se puede observar existen valores anómalos como el de transformador
Particular-170810 tiene un consumo muy bajo, es debido a que se encuentra un
edificio en construcción y solo tiene un suministro destinado a la guardianía. El
trasformador EEQ-75077 es de alumbrado público, se presenta este error en otros
transformadores ya que el método aplicado en el CYMDIST no consideran el
alumbrado público.
5.2.2 VALIDACIÓN UTILIZANDO MEDICIONES EN CAMPO
Se obtuvo la información de la toma de carga de ciertos transformadores de las
subestaciones Andalucía 17, Iñaquito 28 y Carolina 24 cuyo detalle se muestra en
el ANEXO VI. El atributo a comparar es la demanda máxima actual del
trasformador medida en campo con la demanda máxima actual calculada
considerando cocinas de inducción instaladas. Se debe considerar que las
mediciones son de una semana, es decir la probabilidad de que en esa semana
tenga la demanda máxima de un año es de 1/52, pese a esta observación este
valor sirve de referencia para poder comparar los valores calculados.
5.2.2.1 Mediciones en campo
Las mediciones de campo que se utilizan son de los primarios descritos
anteriormente debido a que no existe registro del año 2015 de los transformadores
del primario “D” Andalucía.
Tabla 5. 3 Resultados de mediciones realizadas en campo
Primario Número de Transformador
Capacidad Nominal [kVA]
Dmax Medida [kVA]
17A 46051 50 45,53 17A 12535 50 22,92 17B 4975 150 32,85 17B 12488 150 27,20 17B 21555 112,5 102,04
73
17B 162955 30 12,57 17B 168553 50 21,78 24A 10727 400 55,38 24A 21785 75 15,19 24A 3550 150 30,49 24A 2127 75 42,71 24A 4077 100 63,29 24B 165770 25 16,11 24B 3970 75 17,67 24B 13542 30 6,72 24B 10350 225 26,07 24E 26401 200 35,26 28D 165737 100 35,14 28D 101420 125 24,68 28D 70412 125 40,06 17A 75813 25 41,90
5.3 RESULTADOS OBTENIDOS DEL MÓDULO SIG
5.3.1 PRIMERA HERRAMIENTA
Una vez validada la información en la base del SIG se aplica la herramienta sobre
los transformadores de uso residencial del primario “D”, dando como resultado la
información que se muestra en la Tabla 5.4.
Tabla 5. 4 Resumen de demandas máximas calculadas [Autoría propia]
Nro.
Transformador Propietario
Capacidad Nominal
(kVA)
Número de Clientes
residenciales Dmax
transformador
15833 EEQ 45 1 15,75
170810 PARTICULAR 25 1 2,24
75877 EEQ 37,5 2 6,40
5375 EEQ 45 3 6,29
2556 EEQ 30 4 6,39
101345 PARTICULAR 15 6 11,16
171008 PARTICULAR 45 6 8,68
74
100104 PARTICULAR 50 7 6,17
164071 PARTICULAR 30 8 8,88
10702 EEQ 75 9 18,23
75500 PARTICULAR 37,5 9 9,83
70130 PARTICULAR 25 10 8,62
167804 PARTICULAR 30 10 9,61
20726 PARTICULAR 37,5 12 8,43
26881 EEQ 37,5 12 11,48
1484 EEQ 60 13 10,72
111449 PARTICULAR 50 13 18,18
12460 PARTICULAR 125 14 14,97
28323 PARTICULAR 50 14 14,59
19344 PARTICULAR 100 15 13,38
1512 PARTICULAR 50 16 16,43
15856 PARTICULAR 45 17 12,64
12514 PARTICULAR 25 19 16,31
21972 EEQ 45 22 56,80
43808 EEQ 50 30 21,58
75826 EEQ 50 33 22,96
109010 PARTICULAR 112,5 39 27,50
16067 EEQ 45 41 51,57
3524 EEQ 37,5 44 36,38
3858 EEQ 30 45 34,69
14230 EEQ 60 47 40,24
14228 EEQ 45 48 33,22
3933 EEQ 45 50 31,35
75809 EEQ 45 53 39,70
3016 EEQ 75 54 44,01
48428 EEQ 75 56 41,02
2010 EEQ 60 57 43,48
15844 EEQ 50 61 46,99
3280 EEQ 60 63 45,35
R5380_2 EEQ 60 63 42,91
16094 EEQ 45 66 38,67
3736 EEQ 45 67 50,77
15330 EEQ 45 69 45,92
3812 EEQ 45 72 52,13
16068 EEQ 45 72 48,26
3852 EEQ 112,5 81 54,09
3028 EEQ 75 82 57,05
111735 PARTICULAR 300 86 56,05
75
3399 EEQ 75 92 67,36
465 EEQ 60 94 65,49
16095 EEQ 112,5 97 57,63
16106 EEQ 45 97 63,62
38852 EEQ 75 97 63,96
2863 EEQ 45 101 73,26
3849 EEQ 112,5 104 61,04
100778 EEQ 100 111 83,42
4021 EEQ 75 112 74,92
107767 EEQ 100 112 80,88
6924 EEQ 75 118 74,75
48714 EEQ 100 118 86,10
3614 EEQ 150 120 70,40
3954 EEQ 75 133 101,37
10703 EEQ 75 142 91,58
20305 EEQ 150 149 113,15
3189 EEQ 75 166 102,26
15859 EEQ 112,5 170 119,47
37254 EEQ 125 241 146,19
5.3.2 SEGUNDA HERRAMIENTA
Para entender el uso de la herramienta que realiza la redistribución de carga de un
transformador se presenta un ejemplo. En la Fig. 5.4 se observa dos polígonos
que encierran a dos transformadores, el número de empresa del primero es 3189-
E de características, trifásico, 75kV, 6.3kV/220V y el otro es el 1484-E de
características, trifásico, 60 kV, 6.3kV/220V donde el nivel de carga es 140. 7% y
17.8 % respectivamente, al ser transformadores cercanos, ambos trifásicos y
propiedad de la empresa se puede reconfigurar la red secundaria para una
distribución eficiente de la carga. La Fig. 5.5 indica la cantidad de cargas de cada
transformador en estado inicial.
76
Figura 5. 4 Transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]
Figura 5. 5 Cargas iniciales de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]
Para realizar una repartición de carga entre los transformadores se debe
reconfigurar el alcance de la red secundaria de los dos transformadores,
quedando el nuevo alcance como se muestra en la Fig. 5.6 y posteriormente se
procede a correr el módulo.
77
Figura 5. 6 Reconfiguración del alcance de los transformadores 3189-E y 1484-E [Autoría propia]
Después de reconfigurar el alcance de la red secundaria se observa que el nivel
de carga es 93.4% y 78.11 % respectivamente, y de esta manera se concluye que
solo con una adecuada reconfiguración de la red secundaria, los transformadores
operan en niveles correctos.
Figura 5. 7 Cargas de los transformadores 3189-E y 1484-E después de la reconfiguración de la red secundaria [Autoría propia]
78
5.4 VALIDACIÓN DE RESULTADOS
En la validación de resultados se comparan las demandas máximas obtenidas del
software CYMDIST y las mediciones realizadas en campo con las demandas
máximas obtenidas del módulo desarrollado.
5.4.1 COMPARACIÓN CON RESULTADOS DEL SOFTWARE CYMDIST
En la tabla 5.5 se muestra la demanda máxima de los transformadores calculados
con la herramienta SIG en comparación con el software CYMDIST. Se escogieron
los transformadores que tiene comportamiento residencial ya que el CYMDIST no
considera el alumbrado público y el método de escalamiento no es válido para un
número de usuarios pequeño.
Tabla 5. 5 Comparación entre demanda Escalonada y calculada 17-D [Autoría propia]
Nro. Transformador
Capacidad Nominal
[kVA]
Dmax Escalonada
Cymdist [kVA]
Dmax Calculada módulo [kVA]
Error Absoluto
[kVA]
465 60 63,58 65,49 1,91
1484 60 7,13 10,72 3,59
1512 50 11,55 16,43 4,88
2010 60 33,23 38,8 5,57
2556 30 9,86 6,39 3,47
3016 75 35,62 41,28 5,66
3028 75 53,78 57,05 3,27
3280 60 41,55 45,35 3,8
3812 45 44,70 46,96 2,26
3852 112,5 50,63 54,09 3,46
3858 30 26,12 28,18 2,06
5375 45 5,06 6,29 1,23
12460 125 16,86 14,97 1,89
12514 25 18,03 16,31 1,72
14230 60 30,68 40,24 9,56
15844 50 41,20 46,99 5,79
15856 45 8,35 12,64 4,29
79
16068 45 51,83 48,26 3,57
16094 45 28,71 38,67 9,96
16095 112,5 52,02 57,63 5,61
19344 100 12,49 13,38 0,89
20726 37,5 7,04 8,43 1,39
26881 37,5 14,40 11,48 2,92
28323 50 9,92 14,59 4,67
37254 125 135,50 146,19 10,69
43808 50 15,75 21,58 5,83
48714 100 83,14 86,10 2,96
70130 25 7,27 8,62 1,35
75500 37,5 7,12 9,83 2,71
75809 45 36,68 39,70 3,02
75826 50 16,03 22,96 6,93
100104 50 6,28 6,17 0,11
101345 15 7,70 11,16 3,46
109010 112,5 29,87 27,50 2,37
111735 300 55,62 56,05 0,43
164071 30 6,56 8,88 2,32
167804 30 9,26 9,61 0,35
En la comparación de resultados obtenidos del software CYMDIST y el módulo
SIG, se observa una diferencia que va desde 0.11 kVA hasta 10.69 kVA entre las
demandas máximas escalonadas y calculadas. La Fig. 5.8 muestra un diagrama
de barras para una mejor visualización de los resultados, en la cual se diferencia
la potencia instalada del transformador, demanda máxima escalonada y demanda
máxima del módulo.
80
Fig
ura
5.
8 D
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30
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35
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465
1484
1512
2010
2556
3016
3028
3280
3812
3852
3858
5375
12460
12514
14230
15844
15856
16068
16094
16095
19344
20726
26881
28323
37254
43808
48714
70130
75500
75809
75826
100104
101345
109010
111735
164071
167804
Potencia en kVA
N°
de
tra
nsf
orm
ad
or
Ca
p N
om
(kV
A)
Dm
axE
sc
Dm
axC
al
81
5.4.2 COMPARACIÓN DE RESULTADOS, MEDICIONES EN CAMPO
En la tabla 5.6 se muestra la comparación de la demanda máxima y del nivel de
transformadores entre las mediciones en campo y los resultados obtenidos por el
módulo.
Tabla 5. 6 Comparación con resultados de campo [Autoría propia]
Para un mejor visualización de los resultados se presenta la Fig. 5.9 y 5.10 que
muestra un diagrama de barras con la comparación de las demandas máximas y
nivel de carga. Donde se observa un rango de diferencia del nivel de carga del
0.07% al 16.39% entre lo medido y calculado.
Código Puesto
Capacidad Instalada
[kVA]
Dmax Medida [kVA]
Nivel de Carga Medida
[%]
Dmax Calculada
[KVA]
Nivel de Carga Calculad
a [%]
Error Absoluto Nivel de Carga
[%]
46051 50 45,53 91,05 40,89 81,78 9,27
12535 50 22,92 45,83 22,28 44,55 1,28
4975 150 32,85 21,90 37,90 25,27 3,37
12488 150 27,20 18,13 27,60 18,40 0,27
21555 112,5 102,04 90,70 109,26 97,12 6,42
162955 30 12,57 41,91 9,84 32,79 9,12
168553 50 21,78 43,57 26,14 52,29 8,72
10727 400 55,38 13,84 66,85 16,71 2,87
21785 75 15,19 20,26 18,77 25,03 4,77
3550 150 30,49 20,33 39,37 26,24 5,91
2127 75 42,71 56,94 44,73 59,64 2,7
4077 100 63,29 63,29 72,94 72,94 9,65
165770 25 16,11 64,44 12,60 50,41 14,03
3970 75 17,67 17,67 23,87 31,82 14,15
13542 30 6,72 22,40 8,91 29,69 7,29
10350 225 26,07 11,58 30,21 13,43 1,85
26401 200 35,26 17,63 31,59 15,79 1,84
165737 100 35,14 35,14 35,21 35,21 0,07
101420 125 24,68 19,75 22,48 17,98 1,77
70412 125 40,06 32,05 34,83 27,87 4,18
75813 25 41,90 167,59 45,99 183,98 16,39
82
Figura 5. 9 Demandas máximas de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría propia]
Figura 5. 10 Nivel de carga de mediciones en campo y Módulo SIG [Autoría propia]
0
50
100
150
200
250
300
350
400P
ote
nci
a
(kV
A)
Número de Transformador
Capacidad Instalada kVA
Dmax Medida kVA
DmaxCalculada KVA
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
Niv
el
de
Ca
rga
(%
)
Número de transformador
Nivel de Carga Medida
Nivel de Carga Calculada
83
5.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS
Según la normas de distribución de la EEQ, un transformador puede operar con
una sobrecarga máxima del 30% de su valor nominal por un corto periodo de
tiempo sin afectar su vida útil, si el nivel de carga es menor del 30% del valor
nominal se considera como un transformador subutilizado. [11]
El primario “D” Andalucía 17 cuenta con 79 transformadores de los cuales 67 son
de uso residencial sobre los cuales se aplicó el módulo en los escenarios de horas
pico del medio día y en la noche considerando cocinas de inducción instaladas,
proyectadas y simulando la incorporación de una cocina por cada usuario
residencial.
5.5.1 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO AL MEDIO DÍA
Se realiza una distinción del nivel de carga de los transformadores residenciales
obtenidos, categorizándolos como subutilizados, operan normalmente y
sobrecargados.
En el estado actual existen 26 transformadores subutilizados y no existen
transformadores sobrecargados, si ingresan progresivamente cocinas de
inducción en base al registro PEC se observa un incremento a 6 transformadores
sobrecargados, y si se simula una inclusión total de cocinas de inducción el
número sube a 33 transformadores sobrecargados. Donde se nota un crecimiento
del 49.3% en transformadores sobrecargados. Las figuras 5.11 y 5.12 reflejan el
nivel de carga de los transformadores con cocinas de inducción expresadas en
cantidad y porcentaje.
84
Figura 5. 11 Nivel de carga al medio día [Autoría propia]
Figura 5. 12 Nivel de carga porcentual al medio día [Autoría propia]
5.5.2 NIVEL DE CARGA EN HORAS PICO EN LA NOCHE
En el estado actual existen 18 transformadores subutilizados y 4 transformadores
sobrecargados, si ingresan progresivamente cocinas de inducción en base al
registro PEC se observa un incremento a 11 transformadores sobrecargados y si
se simula una inclusión total de cocinas de inducción suben a 32 transformadores
26
20
6
41 41
28
6
33
Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas
Nivel de carga al medio día del primario 17D
expresado en número de transformadores
Subutilizado Normal Sobrecargado
38,8%
29,9%
9,0%
61,2% 61,2%
41,8%
0,0%
9,0%
49,3%
Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas
Nivel de carga al medio día del primario 17D
expresado en porcentaje (%)
Subutilizado Normal Sobrecargado
85
sobrecargados, que representa un crecimiento del 47.8% en transformadores
sobrecargados. Las figuras 5.13 y 5.14 representan los escenarios posibles del
nivel de carga de los transformadores con cocinas de inducción expresadas en
cantidad y porcentaje.
Figura 5. 13 Nivel de carga en la noche [Autoría propia]
Figura 5. 14 Nivel de carga porcentual en la noche [Autoría propia]
Se observa claramente que con la incorporación de cocinas de inducción la
demanda máxima pasaría de la noche al medio día.
1816
9
45
40
26
4
11
32
Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas
Nivel de carga en la noche del primario 17D
expresado en número de transformadores
Subutilizado Normal Sobrecargado
26,9% 23,9%
13,4%
67,2%59,7%
38,8%
6,0%
16,4%
47,8%
Actual Con cocinas a instalarse Con todas las cocinas
Nivel de carga en la noche del primario 17D
expresado en porcentaje (%)
Subutilizado Normal Sobrecargado
92
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
Ø Las empresas eléctricas de distribución del país utilizan el software ArcGIS
(homologación del MEER) para el manejo de información espacial en el
sector eléctrico. La funcionalidad de ArcGIS puede ser ampliada mediante
el uso de ModelBuilder que permite crear y ejecutar herramientas para darle
un manejo óptimo a la información.
Ø El levantamiento en campo realizado a lo largo del primario “D” de la
subestación Andalucía (17), dio como resultado que la información de la
base SIG estuvo correcta en un 91% con respecto a los transformadores y
58% en puntos de carga.
Ø La herramienta que calcula el nivel de carga a nivel de primario da como
resultado que en el estado actual existen 18 transformadores subutilizados
con un nivel de carga menor al 30% y cuatro transformadores
sobrecargados que están por encima del 130% de la capacidad nominal.
Ø La segunda herramienta se utilizó para redistribuir las cargas de los
transformadores trifásicos con número de empresa 3189-E y 1484-E cuyo
nivel de carga es de 140.7% y 17.8% respectivamente, es decir el primero
sobrecargado y el otro subutilizado. Posterior a la redistribución de la carga,
con ayuda de la herramienta, se puede bajar el nivel de carga de 140.7% a
93.4% y subir del 17.8% al 78.11%.
93
Ø En la comparación de resultados obtenidos con el software CYMDIST, se
observa que existe una diferencia de 0.11 kVA a 10.69 kVA entre las
demandas máximas en hora pico. Por lo tanto, se puede decir que se
obtuvo valores similares y con ello dando validez al módulo. Estas
variaciones se deben a la metodología de escalonamiento aplicada en los
resultados del CYMDIST.
Ø Dentro de los transformadores analizados existe un rango de diferencia del
nivel de carga entre el 0.07% y 16.39% de las demandas máximas
obtenidas de mediciones en campo y la herramienta informática, es decir se
han obtenido valores similares dando validez al módulo. La diferencia se
debe a que las lecturas en campo se las realiza en una semana y el módulo
utiliza consumos promediados en un año, la probabilidad de que en esa
semana se obtenga la demanda máxima es de 1.92%.
6.2 RECOMENDACIONES
Ø Para obtener resultados reales se debe tener actualizado correctamente la
información en la base SIG.
Ø La redistribución de la carga se debe realizar entre dos transformadores
que tengan las mismas características eléctricas por ejemplo que sean
monofásicos o trifásicos, y que físicamente se pueda redistribuir la carga.
94
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Poveda, Mentor, “Planificación de Sistemas de Distribución”, Ecuador,
Julio1987.
[2] CONELEC, “Plan Maestro de Electrificación del Ecuador 2013- 2022”,
Expansión de la Distribución, 2012.
[3] Base de datos del Sistema de Información Geográfico (SIG) de la EEQ.
Ecuador, Enero 2016.
[4] Ajila, Agustín. TESIS DE POSTGRADO. Universidad San Francisco de Quito.
“Los Sistemas de Información Geográfico como Herramienta para la Proyección
de la Demanda de Energía Eléctrica en CNEL (Corporación Nacional de
Electricidad) Regional El Oro”, Quito Mayo 2012.
[5] <<http://www.eeq.com.ec>>
[En línea]. Avaible:
http://www.eeq.com.ec
[Ultimo acceso: 8 DICIEMBRE 2015]
[6] <<http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html>>
[En línea]. Avaible:
http://servidoresgeograficos.blogspot.com/2008/07/geodatabase.html
[Ultimo acceso: 8 DICIEMBRE 2015]
[7] << http://www.todosig.es/8-geodatabases.html >>
[En línea]. Avaible:
http://www.todosig.es/8-geodatabases.html
[Ultimo acceso: 10 DICIEMBRE 2015]
95
[8] Manual de Actualización GIS. Departamento del Sistema de Información
Geográfica (DSIG) EEQ. Quito, 2015
[9] Ance, Gabriel. Análisis Geoespacial de la Red de Distribución Eléctrica. CIDEL,
PAPER-126-16032010.DOC. Argentina 2010.
[10]<<http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w0000000
1000000/>>
[En línea]. Avaible:
http://resources.arcgis.com/es/help/main/10.1/index.html#/na/002w000000010000
00/
[Último acceso: 25 FEBRERO 2016]
[11] Normas para Sistemas de Distribución Parte A, Guía para Diseño de Redes
para Distribución. Ecuador, Quito. 2015.
[12] Poveda M., <<Efectos de la Cocción Eléctrica en las Redes de Distribución>>,
2014.
[13] Haro, Diana. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de
Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Mejora del factor de utilización de
trasformadores de distribución de la EEQ”. Ecuador, Quito. 2015.
[14] Gavilema, Paul. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de
Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Metodología para estimación de demanda de
grandes centros comerciales”. Ecuador, Quito. 2011.
[15] Poveda, Mentor. Consultor en el área de Sistemas de Distribución de Energía
Eléctrica de la EEQ. Ecuador, Quito. 2015.
96
[16] Vest, Stanley. “AIEE Paper: Estimating kW Demand for future load on Rural
Distribution System”, U.S.A., Agosto, 1957.
[17] Dávila, Ricardo. “Análisis técnico para la implementación del plan de cocción
eficiente en redes primarias”. Sección Índice Sectorizado de Perdidas EEQ.
Septiembre 2014.
[18] Programa de Reducción de Pérdidas Técnicas (PRPT) de la EEQ. Base de
Datos del Sistema de Información de Distribución (SDI). Diciembre 2015.
[19] Programa de Cocción Eficiente de la Empresa Eléctrica Quito. Enero 2016.
[20] Llasha, Elena. TESIS ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL, Facultad de
Ingeniería Eléctrica y Electrónica. “Curva de carga de usuarios residenciales con
cocción y calentamiento de agua eléctricos”. Ecuador, Quito. Octubre 2015.
97
ANEXOS
98
ANEXO I
“FEATURE DATASETS” DE LA EEQ
99
100
ANEXO II
SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LA PLATAFORMA ARCGIS
DE LA EEQ
La simbología utilizada dentro del ArcGIS se maneja la simbología determinada
por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), esta simbología se
muestra a continuación.
Simbología puesto de transformación
Simbología de luminaria
101
Simbología de seccionador fusible
.
Simbología de seccionador cuchilla
Simbología de punto de carga
Simbología de protección BV
Simbologia de pararrayo
102
Simbología de poste
Simbología de tensor
103
ANEXO III
NOMENCLATURA EEQ-MEER
A continuación se muestra unos ejemplos de la codificación utilizada dentro del
ArcGIS de la EEQ y homologada por el MEER.
De forma general:
· ALIMENTADOR = 1400170S0A
Significa:
1400= Numero que corresponde a la EEQ
17= Número de subestación Andalucía
0S= Nivel de tensión a 6.3 kV.
0A= Primario A
· Tipo de fases de conexión
Tabla Codificación de fases de conexión en ArcGIS [3]
Fase Conexión 4 A 2 B 1 C 5 AC 6 AB 3 BC 7 ABC
104
ANEXO IV
HERRAMIENTAS PRINCIPALES DE MODELBUILDER
A continuación se realizará una descripción de las principales herramientas
utilizadas en el desarrollo del módulo para calcular del nivel de carga de
transformadores de distribución.
Table to Table (Conversión)
Convierte una tabla de entrada a una tabla de “dBASE” o “geodatabase”. Esta
herramienta es compatible y puede convertir tablas de entrada a “dBASE” (.dbf), o
“geodatabase corporativa”, textos separados por tabulados (.txt), hojas de cálculo
de Microsoft Excel (.xls o .xlsx). Esta herramienta se puede utilizar para exportar
una tabla de ArcGIS a una tabla de “dBASE” (.dbf) que se puede leer y editar en
Microsoft Excel.
Todos los campos en la tabla de resultados y el contenido de esos campos se
pueden fiscalizar con el “mapa de campo” ya que controla cómo se escriben los
campos de entrada de las “entidades de entrada” en las “entidades de salida”.
Para eliminar campos durante el procesamiento, se debe eliminar los campos de
salida del “mapa de campo”. Esto no afectará a la entrada. El tipo de datos de un
campo de salida toma el mismo valor predeterminado que el tipo de datos del
primer campo de entrada (de ese nombre) que encuentre. El tipo de datos se
puede cambiar manualmente en cualquier momento a cualquier tipo de datos
válido. Puede especificar las posiciones inicial y final de los campos de texto
usando la opción de formato.
105
Ventana de parámetros de la herramienta “Table to Table”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Tablet o Table”
Parámetro Explicación Tipo de datos
Input Rows La tabla de entrada que será convertida en
una nueva tabla.
Table View;
Layer
Output location El destino donde se escribirá la tabla de
salida.
Workspace
Output Table El nombre de la tabla de salida. Si la
ubicación de salida es una carpeta,
convertirá las filas de entrada a una tabla
de dBASE especificando un nombre con la
extensión dbf.
String
Expression
(Optional)
Una expresión SQL utilizada para
seleccionar un subconjunto de registros.
SQL
Expression
Field Map
(Optional)
Los campos y los contenidos de los campos
seleccionados de la tabla de entrada. Es
posible agregar, renombrar o eliminar
campos de salida.
Field
Mappings
106
Add Join (Administración de datos)
Une una capa a otra capa o tabla (donde 'capa' es una capa de características,
vista de tabla) basado en un campo común. Los registros de la tabla de unión se
hacen coincidir con los registros en el nombre de la capa de entrada. Se realiza
una concordancia cuando los valores del campo de unión de entrada y del campo
de unión de salida son iguales. la unión realizada es temporal.
Funcionamiento de la herramienta “Add Join”
La entrada debe ser una capa de entidades, una vista de tabla que tiene una tabla
de atributos; no puede ser una clase de entidad o tabla. Los registros de la tabla a
unir se pueden hacer concordar con más de un registro en la capa o vista de tabla
de entrada.
Cuando une tablas, la opción predeterminada es mantener todos los registros. Si
un registro de la tabla objetivo no coincide con otro en la tabla de unión, se
establecen valores nulos determinados en ese registro para todos los campos que
se anexan a la tabla de destino desde la tabla de unión como se muestra en la
figura.
107
“Join” de dos tablas con valores coincidentes y nulos
Con la opción de conservar únicamente los registros coincidentes, si un registro de
la tabla de destino no tiene una coincidencia en la tabla de unión, ese registro se
quita de la tabla de destino resultante.
“Join” de dos tablas con valores coincidentes [10]
Si los valores de unión de campo de salida no son únicos, sólo se utilizará la
primera aparición de cada valor. La unión perdura sólo por la duración de la
sesión. Para mantener la unión y usarla en otra sesión, hay que guardar la capa
en un archivo de capa. Esto sólo se aplica a las capas.
La tabla de unión puede ser cualquiera de los siguientes tipos de tablas: una tabla
de geodatabase (archivo o personal) un archivo dBASE,
108
Ventana de parámetros de la herramienta “Add Join”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add Join
Parámetro Explicación Tipo de datos
Layer Name or
Table View
Capa o vista de tabla a la que se unirá la
tabla a unir.
Layer; Table
View
Input Join Field Campo en la capa o vista de tabla de entrada
sobre el que se basará la unión.
Field
Join Table Tabla o vista de tabla que se unirá a la capa o
vista de tabla de entrada.
Layer; Table
View
Output Join Field El campo en la tabla a unir que contiene los
valores sobre los cuales se basará la unión.
Field
Keep All
(optional)
Especifica qué se realizará con los registros
en la entrada que coincide con un registro en
la tabla a unir.
KEEP_ALL —Todos los registros en la capa o
vista de tabla de entrada se incluirán en la
salida.
KEEP_COMMON —Sólo los registros en la
Booleana
109
entrada que concuerden con una fila de la
tabla a unir estarán presentes en el resultado
Remove Join (Administración de datos)
Esta herramienta quita una unión de una capa de entidades o de una vista de
tabla. El nombre de “Unión” es el nombre de la tabla que se unió a la capa de
entrada o vista de tabla. Si la tabla de unión es un archivo dBASE
llamado MyTable.dbf, el nombre de la unión será "MyTable"; por lo que para
eliminarla, deberá especificar "MyTable".
Cuando una capa se une con dos tablas y se quita la primera unión, se quitarán
ambas uniones. Por ejemplo, Layer1 se une a TableA. Después, Layer1 se une
a TableB. Si se quita la unión con TableA, también se quitará la unión conTableB.
Ventana de parámetros de la herramienta “Remove Join”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Remove Join”
Parámetro Explicación Tipo de datos
Layer Name or Table Capa o vista de tabla de la Raster Catalog Layer;
110
View que se quitará la unión. Raster Layer; Table View
Join Unión que se quitará. String
Calculate Field (Administración de datos)
Calcula los valores de un campo para una clase de entidad, una capa de
entidades. Cuando se utiliza con un conjunto seleccionado de entidades, como las
creadas a partir de una consulta en Crear capa de entidades o Seleccionar capa
por atributo, esta herramienta solamente actualiza los registros seleccionados. El
cálculo que realiza el “Calculate Field” solamente se puede aplicar a un campo por
operación.
Esta herramienta respeta la configuración de entorno Extensión de salida. Solo se
calcularán los valores de campo de las entidades que estén dentro de la
extensión.
Los valores de campo existentes se sobrescriben. Para conservar los valores
originales, se debe hacer una copia de la tabla de entrada.
Ventana de parámetros de la herramienta “Calculate Field”
111
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Calculate Field”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input Table Tabla que contiene el campo que se actualizará
con el cálculo nuevo.
Table View
Field Name Campo que se actualizará con el cálculo nuevo. Field
Expression Expresión de cálculo simple que se utiliza para
crear un valor que completará las filas
seleccionadas.
SQL
Expression
Expression Type
(Opcional)
Este parámetro está obsoleto y no se utiliza. Si
introduce algún valor, se pasará por alto.
VB —La expresión se escribe en formato VB
estándar. Esta es la opción predeterminada.
String
Code Block
(Opcional)
Bloque de código de Python para expresiones
complejas.
String
Add Field (Administración de datos)
Agrega un nuevo campo a una tabla o a la tabla. Las entradas válidas para
trabajar con este comando son tablas independientes, archivos de capa,
shapefiles y tablas dBase. En los shapefiles y las tablas dBase, si el tipo de campo
define un carácter, se insertan espacios en blanco para cada registro. Si el tipo de
campo define un elemento numérico, se insertan ceros para cada registro. El
campo agregado siempre se mostrará al final de la tabla.
Para las geodatabases, si el tipo de campo define un carácter o un número, se
inserta <nulo> en cada registro si se activa el parámetro predeterminado “Permitir
campos nulos”. La precisión y la escala de un campo describen la precisión y el
tamaño máximos de los datos que se pueden almacenar en el campo. La precisión
describe la cantidad de dígitos que se pueden almacenar en el campo y la escala
describe la cantidad de espacios decimales para campos flotantes y dobles.
112
Ventana de parámetros de la herramienta “Add Field”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add Field”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input Table La tabla de entrada a la que se agregará el campo
especificado. El campo se agregará a la tabla de
entrada existente y no creará una tabla de salida
nueva.
Layer; Table
View
Field Name El nombre del campo que se agregará a la tabla de
entrada.
String
Field Type Tipo del nuevo campo que puede ser, texto,
números fraccionarios, números enteros, fechas o
secuencia larga de números binarios.
String
Field
Precision
(Opcional)
Número de dígitos que se pueden almacenar en el
campo. Se cuentan todos los dígitos,
independientemente del lado de la coma en que se
encuentren.
Long
Field Scale Número de posiciones decimales almacenadas en Long
113
(Opcional) un campo. Este parámetro solo se utiliza en los
campos de datos de tipo flotante y doble.
Field Length
(Opcional)
La longitud del campo que se está agregando. Esto
establece el número máximo de caracteres
permitidos para cada registro del campo.
Long
Field Alias
(Opcional)
El nombre alternativo dado al nombre de campo.
Este nombre se utiliza para dar nombres más
descriptivos a los nombres de campos crípticos.
String
Field
IsNullable
(Opcional)
Especifica si el campo puede contener valores nulos.
Los valores nulos son diferentes de los campos
vacíos o cero y solo son compatibles con los campos
de una geodatabase.
Boolean
Field
IsRequired
(Opcional)
Especifica si el campo creado es un campo
obligatorio para la tabla.
Boolean
Field
Domain
(Opcional)
Se utiliza para limitar los valores permitidos en
cualquier atributo específico de una tabla, clase de
entidad o subtipo en una geodatabase.
String
Summary Statistics (Administración de datos)
Calcula el resumen de estadísticas para los atributos en una tabla. La Tabla de
salida constará de campos que contienen el resultado de la operación estadística.
Con esta herramienta están disponibles las siguientes operaciones estadísticas:
suma, valor medio, máximo, mínimo, rango, desviación estándar, recuento,
primero y último.
Si se especifica un Campo de caso, las estadísticas se calcularán por separado
para cada valor de atributo único. La Tabla de salida contendrá solo un registro si
114
no se especifica ningún Campo de caso. Si se especifica alguno, habrá un registro
para cada valor de Campo de caso.
Cuando se utilizan capas, solo se utilizan las entidades seleccionadas para
calcular las estadísticas.
Ventana de parámetros de la herramienta “Summary Statistics”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Summary Statistics”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input Table La tabla de entrada que contiene los campos que
se utilizarán para calcular las estadísticas. Que
puede ser una tabla dBASE o una clase de
entidad.
Table View;
Layer
Output Table La tabla de geodatabase o dBASE de salida que
almacenará las estadísticas que se calcularon.
Table
Statistics Fields El campo numérico que contiene los valores de
atributos que se utilizaron para calcular la
estadística especificada. Se pueden especificar
varias estadísticas y combinaciones de campos.
Value Table
115
Case Field
(Optional)
Los campos en la Tabla de entrada se utilizan
para calcular las estadísticas para cada valor de
atributo único por separado
Field
Merge (Administración de datos)
Combina varios conjuntos de datos de entrada del mismo tipo de datos en un
nuevo conjunto de datos de salida. Esta herramienta puede combinar punto, una
línea o clases de elementos de polígono o tablas. Se usa la herramienta “Merge”
para combinar conjuntos de datos de entrada con un conjunto de datos existente.
Funcionamiento de la herramienta “Merge”
Ésta herramienta se usa para combinar conjuntos de datos de varias fuentes en
un nuevo conjunto de datos de salida único. Todos los conjuntos de datos de
entrada deben ser del mismo tipo.
Todos los campos del conjunto de datos de salida y el contenido de esos campos
se pueden controlar utilizando el Mapa de campo.
Si se fusionan las clases de entidades (feature classes), el conjunto de datos de
salida estará en el sistema de coordenadas de la primera clase de entidad en la
116
lista “Conjuntos de datos de entrada”, a menos que se establezca el entorno de
geoprocesamiento del sistema de coordenadas de salida.
Ventana de parámetros de la herramienta “Merge”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Merge”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Inputs
Datasets
Conjuntos de datos de entrada que se fusionarán en
un conjunto de datos de salida nuevo. Los conjuntos
de datos de entrada pueden ser tablas o clases de
entidades. Todos los conjuntos de datos de entrada
deben ser del mismo tipo.
Table View
Output
Dataset
Conjunto de datos de salida que contendrá todos los
conjuntos de datos de entrada combinados.
Feature
Class;Table
Field Map
(Opcional)
Controla cómo se asignan y transfieren los campos de
atributo de los conjuntos de datos de entrada al
conjunto de datos de salida.
117
Select Layer By Location (Administración de Datos)
Selecciona entidades en una capa basada en una relación espacial con las
entidades de otra capa. Cada entidad de la Capa de entidades de entrada se
evalúa con respecto a las entidades de la capa o la clase de
entidad Seleccionando entidades. Si se cumple la Relación especificada, se
selecciona la entidad de entrada.
La entrada debe ser un layer de entidades y no una clase de entidad. Esta
herramienta evalúa una relación espacial en el sistema de coordenadas del origen
de datos del layer de entidades de entrada. Establezca el entorno del sistema de
coordenadas de salida en el Mapa actual para que en el procesamiento se utilice
el mismo sistema de coordenadas que en la visualización.
La herramienta se puede utilizar para encontrar el número de entidades
seleccionadas por la herramienta Seleccionar layer por ubicación.
118
Ventana de parámetros de la herramienta “Select Layer By Location” [10]
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Select Layer By Location”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input Feature Layer Capa que contiene las entidades que se
evaluarán con respecto a los elementos
seleccionados. Se aplicará la selección a esta
capa.
Feature
Layer
Relationship
(Opcional)
Relación espacial que se evaluará.
INTERSECT —Las entidades en la capa de
entrada se seleccionarán si intersecan con
una entidad seleccionada. Esta es la opción
predeterminada.
String
Selecting Features
(Opcional)
Las entidades de la capa de entrada se
seleccionarán según su relación con las
entidades de esta capa.
Feature
Layer
Selection type
(Opcional)
Determina cómo se aplicará la selección a la
entrada y cómo combinarla con una selección
existente. NEW_SELECTION —La selección
resultante reemplaza toda selección existente.
String
Select Layer By Attribute (Administración de Datos)
Agrega, actualiza o quita una selección en una capa o vista de tabla basada en
una consulta por atributos. La entrada debe ser una capa de entidades (feature
class) o una vista de tabla. La entrada no puede ser una tabla o clase de entidad.
Si se realiza una consulta de definición en la capa de entrada, solo se incluirán en
la selección las entidades o filas que coincidan con la consulta de definición.
119
Ventana de parámetros de la herramienta “Select Layer By Attribute”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Select Layer By Attribute”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Layer Name
or Table View
Capa de entidades o vista de tabla a la que se
aplicará la selección.
Table View;
Selection
Type
(Opcional)
Determina cómo se aplicará la selección y qué hacer
si ya existe una selección. ADD_TO_SELECTION —
La selección resultante se agrega a la selección
actual.
String
Expression
(Opcional)
Una expresión SQL utilizada para seleccionar un
subconjunto de registros.
SQL
Expression
Feature Class To Feature Class (Conversión)
120
Convierte un archivo “shape”, una clase de entidad de cobertura o una clase de
entidad de geodatabase en un shapefile o clase de entidad de geodatabase.
Ventana de parámetros de la herramienta “Feature Class To Feature Class”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Feature Class To Feature
Class”
Parámetro Explicación Tipo de datos
Input Features La clase de entidad o capa de entidades que
se convierte.
Feature Layer
Output
Location
La ubicación en la que se crea la clase de
entidad de salida. Puede ser una
geodatabase o una carpeta
Workspace;Feature
Dataset
Output
Feature class
El nombre de la clase de entidad de salida. String
Expression
(Opcional)
Una expresión SQL utilizada para seleccionar
un subconjunto de entidades.
SQL Expression
Field Map
(Opcional)
Los campos y los contenidos de campos que
se eligieron desde la clase de entidad de
entrada. Puede agregar, cambiar el nombre o
Field Mappings
121
eliminar los campos de salida.
Add XY Coordinates (Administración de datos)
Agrega los campos “POINT_X” y “POINT_Y” a las entidades de entrada de punto y
calcula sus valores. Esta herramienta modifica los datos de entrada. Si existen los
campos POINT_X y POINT_Y se vuelven a calcular sus valores.
Funcionamiento de la herramienta “Add XY Coordinates”
Los valores de los campos POINT_X y POINT_Y de salida se basan en el sistema
de coordenadas del conjunto de datos.
Ventana de parámetros de la herramienta “Add XY Coordinates”
122
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Add XY Coordinates”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input
Features
Las entidades de punto cuyas coordenadas x, y se
incorporarán como los campos POINT_X y POINT_Y.
Feature
Layer
Spatial Join (Análisis)
Une los atributos de una entidad con otra basada en la relación espacial. Las
entidades de destino y los atributos unidos de las entidades de unión se escriben
en la clase de entidad de salida. Una unión espacial implica la concordancia de las
filas de las entidades de unión con las Entidades de destino según sus
ubicaciones espaciales relativas. Por defecto, todos los atributos de las entidades
de unión se incorporan a los atributos de las entidades de destino y se copian a la
clase de entidad de salida
123
Ventana de parámetros de la herramienta “Spatial join” [10]
Todas las entidades de destino de entrada se escriben en la clase de entidad de
salida sólo si la operación de unión está establecida en “unir uno a uno” y se
mantienen activada todas las entidades de destino (KEEP_ALL).
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Spatial join”
Parámetr
o
Explicación Tipo de
datos
Target
Features
Los atributos de las entidades de destino y los atributos de
las entidades unidas se transfieren a la clase de entidad
de salida.
Feature
Layer
Join
Features
Los atributos de las entidades de unión se unen a los
atributos de las entidades de destino.
Feature
Layer
Output
Feature
Class
Una nueva clase de entidad que contiene los atributos de
las entidades de unión y de destino. Por defecto, todos los
atributos de las entidades de destino y los atributos de las
entidades unidas se escriben en la salida.
Feature
Class
Join
Operation
(Opcional)
Determina cómo se manejarán las uniones entre las
entidades de destino y las entidades de unión en la clase
de entidad de salida.
JOIN_ONE_TO_ONE —Si se encuentran varias entidades
de unión que tengan la misma relación espacial con una
sola entidad de destino, se agregarán los atributos de las
múltiples entidades de unión mediante una regla de fusión
de asignación de campos. Esta es la opción
predeterminada.
String
Keep All
Target
Determina si todas las entidades de destino se
mantendrán en la clase de entidad de salida (conocida
Boolean
124
Features
(Opcional)
como "unión externa") o solo se mantendrán aquellas que
tengan la relación espacial especificada con las entidades
de unión ("unión interna").
Field Map
of Join
Features
(Opcional)
Controla qué campos de atributos estarán en la clase de
entidad de salida. La lista inicial contiene todos los campos
tanto de las entidades objetivo como de las entidades de
unión. Los campos se pueden agregar, eliminar, se les
puede cambiar el nombre o las propiedades.
Field
Mapping
s
Match
Option
(Opcional)
Define los criterios que se utilizan para hacer que
concuerden las filas. Las opciones de correspondencia
son:
INTERSECT —Las entidades de las entidades de unión se
harán coincidir si se intersecan con una entidad objetivo.
Esta es la opción predeterminada.
String
Make XY Event Layer (Administración de datos)
Crea una capa de entidad de puntos nueva basada en las coordenadas X y Y
definidas en una tabla de origen. La capa creada por esta herramienta es
temporal. La capa de entidad de puntos de salida que se creó con esta
herramienta es temporal y no permanecerá después de que termine la sesión.
125
Ventana de parámetros de la herramienta “Make XY Event Layer”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Make XY Event Layer”
Parámetro Explicación Tipo de datos
XY Table La tabla que contiene las coordenadas X y Y que
definen las ubicaciones de las entidades de punto
que crear.
Table View
X Field Campo de la tabla de entrada que contiene las
coordenadas X.
Field
Y Field Campo de la tabla de entrada que contiene las
coordenadas Y.
Field
Layer Name or
Table View
Nombre de la capa de eventos de punto de
salida.
Feature Layer
Iterate Feature Selection
Itera las entidades de una clase de entidad, la herramienta está pensada para
utilizarse solo en ModelBuilder. Esta herramienta utiliza “Create feature Class”
para hacer una nueva selección y crea dos salidas: entidades seleccionadas y
valor. Las entidades seleccionadas de la salida son una capa de entidades y se
126
puede utilizar en otras herramientas de geoprocesamiento que acepten una capa
de entidades en ModelBuilder.
La herramienta tiene dos salidas: las entidades seleccionadas y valor de grupo del
campo para las entidades seleccionadas, que se puede utilizar como variable en
línea “Value” en otras herramientas.
Ventana de parámetros de la herramienta “Iterate Feature Selection”
Tabla Descripción de parámetros de la herramienta “Iterate Feature Selection”
Parámetro Explicación Tipo de
datos
Input
Features
Clase de entidad de entrada o capa que contiene
entidades que se van a iterar.
Feature
Layer
Group By
Fields
(Opcional)
El campo o campos de entrada utilizados para agrupar
las entidades para la selección. Se puede definir
cualquier número de campos de entrada, y su resultado
será una selección basada en una combinación única
de los campos.
Value Table
127
Skip Nulls
(Opcional)
Determina si se omiten los valores nulos en el campo o
campos de agrupamiento durante la selección.
Activado: omitir todos los valores nulos en los campos
de agrupamiento durante la selección.
128
ANEXO V
FORMULARIO DE LEVANTAMIENTO DE CAMPO -
SECCIÓN ACTUALIZACIÓN GIS
PRIMARIO ANDALUCÍA 17 D
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121
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UB
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I 21
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1
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15
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15
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15
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0
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5 11
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R
210/
121
05/0
6/20
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NIA
O
210/
121
05/0
6/20
15
132
ANEXO VI
MEDICIONES DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN
CAMPO
133
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 21
REFERENCIA: RECLAMO 5839817
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: AZUAY Y AMAZONAS
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779681,74 9979586 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 165737 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20132
Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 165737 de 100 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 8,08 % POTENCIA DISPONIBLE 64,86 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 16,81 % FACTOR DE CARGA 47,94 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 35,1 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
2784,68 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN CONELEC
004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 16,58 34,58 7,76
DEMANDA kVA 16,86 35,14 8,08
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,96 1,00 -1,00
EL 0,89% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,46 1,00 -1,00
EL 26,79% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 -0,43 0,98 -0,98
EL 72,52% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 119,44 121,78 116,58 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 120,67 122,95 117,74 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
134
VOLTAJE FASE 3 119,58 121,63 117,06 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,60 1,28 0,00 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,59 1,45 0,14 SI
EL 0,60% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,57 1,88 0,00 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 1,71 2,31 0,95 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 1,74 2,30 1,13 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 1,84 2,30 1,24 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 49,07 118,20 17,60
CORRIENTE FASE 2 49,27 108,00 21,00
CORRIENTE FASE 3 45,67 90,90 25,10
CORRIENTE NEUTRO 23,75 54,40 12,60
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 48,40% 38,29% 71,71%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 52,92% 40,36% 68,69%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 76,19% 50,54% 57,87%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
10
20
30
40
13:…
19:…
0:3…
6:0…
11:…
17:…
22:…
4:0…
9:3…
15:…
20:…
2:0…
7:3…
13:…
18:…
0:0…
5:3…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA
135
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 22
REFERENCIA: RECLAMO 5839817
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: GUAYAS Y AMAZONAS
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779679,6 9979668 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 101420 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 125 Número de Serie 20919
Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 101420 de 125 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS
VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,55 % POTENCIA DISPONIBLE
100,32 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 8,74 % FACTOR DE CARGA
43,23 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 19,7 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
1742,2
5 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULAC
IÓN CONELEC
004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 10,37 23,99 5,23
DEMANDA kVA 11,07 24,68 5,68
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 -0,36 1,00 -1,00
EL 68,45% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,99 0,86
EL 61,61% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,94 1,00 0,87
EL 19,54% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 122,22 124,55 119,39 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 123,40 125,69 120,61 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN
136
FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 122,23 124,34 119,61 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,58 1,26 0,00 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,58 1,47 0,00 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,57 1,94 0,16 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 1,75 2,27 1,12 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 1,87 2,33 1,25 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 1,79 2,26 1,12 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 27,14 77,30 11,30
CORRIENTE FASE 2 34,50 68,80 20,10
CORRIENTE FASE 3 28,77 73,40 11,90
CORRIENTE NEUTRO 15,99 33,60 9,60
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 92,86% 26,39% 100,78%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 53,75% 27,62% 64,68%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 74,82% 27,90% 96,30%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
5
10
15
20
25
30
13:…
18:…
0:0…
5:3…
11:…
16:…
22:…
kW
137
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-OCT- 23
REFERENCIA: RECLAMO 5839817
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 22/10/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 29/10/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: AZUAY Y AMAZONAS
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779662,87 9979606 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 70412 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 125 Número de Serie 20898
Propiedad CLIENTE Fecha de Instalación 22/10/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 29/10/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24C ((24C) ALIMENTADOR "C" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 70412 de 125 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 3,94 % POTENCIA DISPONIBLE
84,94 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 11,37 % FACTOR DE CARGA
37,01 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 32,1 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
2219,40 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN CUMPLE
REGULACIÓN CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 13,21 35,70 4,35
DEMANDA kVA 14,19 40,06 4,92
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,92 1,00
0,75
EL 51,49% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,96
0,81
EL 63,49% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 0,95
0,74
EL 82,64% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 125,47 127,66 122,64 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 125,55 128,03 122,46 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
138
VOLTAJE FASE 3 126,67 129,18 123,49 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,64 1,97
0,00 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,66 1,29
0,00 SI
EL 0,60% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,64 1,50
0,00 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,10 2,54
1,50 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,00 2,46
1,32 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,21 2,70
1,57 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 38,05 109,60 8,40
CORRIENTE FASE 2 38,88 111,10 17,10
CORRIENTE FASE 3 44,22 127,80 11,60
CORRIENTE NEUTRO 15,64 38,02 7,28
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 47,77% 31,25%
107,50%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 56,37% 31,37%
49,08%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 34,65% 25,23%
72,82%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
10
20
30
40
13:…
18:…
0:1…
5:4…
11:…
16:…
22:…
3:4…
9:1…
14:…
20:…
1:4…
7:1…
12:…
18:…
23:…
5:1…
10:…
16:…
21:…
3:1…
8:4…
14:…
19:…
1:1…
6:4…
12:…
17:…
23:…
4:4…
10:…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
139
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 26
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: BOUSSINGALT Y 6 DE DICIEMBRE
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO
PUNTO GIS: 780405,006 9978818 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 3550 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 150 Número de Serie 20919
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 3550 de 150 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 7,41 % POTENCIA DISPONIBLE
119,51 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 12,45 % FACTOR DE CARGA 59,60 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 20,3 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
2961,82 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 17,63 29,58 10,59
DEMANDA kVA 18,66 30,49 11,12
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,88 0,98 0,77
EL 78,87% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,75 1,00 -1,00
EL 12,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,96 1,00 0,87
EL 5,26% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 122,53 125,35 119,74 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
140
VOLTAJE FASE 2 122,44 125,00 119,67 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 123,40 126,08 120,27 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,42 1,01 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,41 1,03 0,00 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,40 0,95 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,43 3,17 1,55 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,69 3,65 1,81 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,67 3,60 1,75 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 61,33 111,10 32,80
CORRIENTE FASE 2 49,25 105,90 26,90
CORRIENTE FASE 3 45,89 101,40 25,40
CORRIENTE NEUTRO 23,65 50,56 9,76
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 27,93% 45,51%
39,91%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 33,13% 61,06%
45,93%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 35,92% 95,04%
44,98%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
10
20
30
40
11:…
16:…
22:…
3:4…
9:1…
14:…
20:…
1:4…
7:1…
12:…
18:…
23:…
5:1…
10:…
16:…
21:…
3:1…
8:4…
14:…
19:…
1:1…
6:4…
12:…
17:…
23:…
4:4…
10:…
15:…
21:…
2:4…
8:1…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
141
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 27
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: TOBAR Y FLOR
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO
PUNTO GIS: 780001,7 9978860 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 2127 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 75 Número de Serie 20662
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 2127 de 75 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS
VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 16,91 % POTENCIA DISPONIBLE 32,29 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 34,79 % FACTOR DE CARGA 57,25 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 56,9 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
3976,46 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 23,67 41,34 11,17
DEMANDA kVA 26,13 42,71 12,68
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,90 1,00 -1,00
EL 4,46% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 1,00 0,77
EL 54,27% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,91 1,00 -1,00
EL 55,65% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 126,17 129,00 123,29 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
142
VOLTAJE FASE 2 124,98 127,69 121,49 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 125,53 128,43 122,88 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,39 0,95 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,42 1,03 0,13 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,41 1,01 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,67 3,60 1,62 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,62 3,36 1,75 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,46 3,47 1,56 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 74,15 134,60 31,90
CORRIENTE FASE 2 69,47 143,30 30,30
CORRIENTE FASE 3 59,13 119,80 25,00
CORRIENTE NEUTRO 26,22 59,24 11,37
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 34,64% 29,55%
55,14%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 38,66% 18,66%
51,00%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 55,38% 23,27%
54,32%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE: TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
10
20
30
40
50
12:…
18:…
23:…
5:2…
10:…
16:…
21:…
3:2…
8:5…
14:…
19:…
1:2…
6:5…
12:…
17:…
23:…
4:5…
10:…
15:…
21:…
2:5…
8:2…
13:…
19:…
0:5…
6:2…
11:…
17:…
22:…
4:2…
9:5…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
143
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 28
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 11/09/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 18/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: ANDRADE MARIN Y ELOY ALFARO
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO
PUNTO GIS: 780026,64 9978974 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 4077 Suministro -
Montaje MNT4 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20662
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 11/09/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 18/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 4077 de 100 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 13,64 % POTENCIA DISPONIBLE 36,71 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 34,64 % FACTOR DE CARGA 54,55 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 63,3 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
5548,57 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 33,08 60,63 12,47
DEMANDA kVA 34,67 63,29 13,64
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,94 0,98 0,89
EL 12,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,95 1,00 -0,99
EL 5,85% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,95 0,99 0,77
EL 12,60%DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 124,85 127,22 121,64 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 125,13 127,65 121,82 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
144
VOLTAJE FASE 3 126,34 128,98 122,88 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,44 1,34 0,16 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,44 2,53 0,00 SI
EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,46 2,29 0,00 SI
EL 1,19% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,76 3,42 1,93 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,63 3,32 1,62 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,55 3,45 1,62 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 95,55 182,50 43,80
CORRIENTE FASE 2 98,55 177,90 34,20
CORRIENTE FASE 3 84,34 161,90 24,40
CORRIENTE NEUTRO 24,35 61,87 9,61
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 16,17% 21,77% 23,79%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 15,21% 20,97% 34,61%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 18,49% 23,09% 48,65%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
20
40
60
80
10:…
15:…
21:…
2:3…
8:0…
13:…
19:…
0:3…
6:0…
11:…
17:…
22:…
4:0…
9:3…
15:…
20:…
2:0…
7:3…
15:…
21:…
2:4…
8:1…
13:…
19:…
0:4…
6:1…
11:…
17:…
22:…
4:1…
9:4…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
145
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 29
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: VANCOUVER Y POLONIA
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779336,8 9978789 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 165770 Suministro -
Montaje MNT3 Fases 2
Fases 1 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 25 Número de Serie 21473
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016
Voltaje en baja tensión (V) 240/120 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24
Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA
S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 165770 de 25 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,64 % POTENCIA DISPONIBLE 8,89 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 23,39 % FACTOR DE CARGA 33,40 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 64,4 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
746,33 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 5,28 15,82 0,85
DEMANDA kVA 5,84 16,11 1,16
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,87 0,98 -0,98
EL 57,74%
DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,82 1,00 -0,99
EL 48,71%
DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 - - - - - -
VOLTAJE FASE 1 122,31 124,70 119,87 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN
146
FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 122,48 124,62 120,02 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 - - - - - - -
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,20 1,15 0,00 SI
EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,19 1,15 0,00 SI
EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 - - - - - - -
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,01 3,86 1,86 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 3,05 3,91 1,87 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): - - - - - - -
CORRIENTE FASE 1 27,83 64,90 6,50
CORRIENTE FASE 2 20,97 77,70 0,00
CORRIENTE FASE 3 - - -
CORRIENTE NEUTRO 4,25 27,39 0,00
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 15,45% 29,21% 5,53%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 21,51% 25,74% 9,40%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) - - -
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Germán Betancourt
Tlgo. Jorge Fuentes
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
0
5
10
15
20
10:…
16:…
21:…
3:2…
8:5…
14:…
19:…
1:2…
6:5…
12:…
17:…
23:…
4:5…
10:…
15:…
21:…
2:5…
8:2…
13:…
19:…
0:5…
6:2…
11:…
17:…
22:…
4:2…
9:5…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
147
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 29
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: BARRETO Y GONZALEZ SUAREZ
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO
PUNTO GIS: 780749,315 9978705 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 14361 Suministro -
Montaje MNT4 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 100 Número de Serie 20662
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 14361 de 100 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 9,04 % POTENCIA DISPONIBLE 67,28 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 15,70 % FACTOR DE CARGA 47,02 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 32,7 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
2517,82 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACI
ÓN CONELEC
004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 14,99 31,87 8,35
DEMANDA kVA 15,69 32,72 9,04
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,89 1,00 -1,00
EL 55,36% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,92 1,00 -1,00
EL 3,08% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 1,00 -1,00
EL 53,08% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 125,75 128,80 122,93 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 126,30 129,13 123,18 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 125,52 128,28 111,13 SI EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA
148
DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,39 1,58 0,00 SI
EL 0,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,37 0,94 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,37 1,03 0,00 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,49 3,31 1,58 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,70 3,53 1,83 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,68 4,56 1,75 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 39,25 90,70 13,20
CORRIENTE FASE 2 58,55 124,30 34,10
CORRIENTE FASE 3 30,39 96,00 13,20
CORRIENTE NEUTRO 9,83 30,66 3,30
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 25,51% 23,29% 34,65%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 21,35% 13,83% 15,94%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 53,04% 15,50% 31,37%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
5
10
15
20
25
30
35
10:3
…16
:0…
21:3
…3:
00:…
8:30
:…14
:0…
19:3
…1:
00:…
6:30
:…12
:0…
17:3
…23
:0…
4:30
:…10
:0…
15:3
…21
:0…
2:30
:…8:
00:…
13:3
…19
:0…
0:30
:…6:
00:…
11:3
…17
:0…
22:3
…4:
00:…
9:30
:…15
:0…
20:3
…2:
00:…
7:30
:…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
149
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 30
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: ELOY ALFARO Y 9 DE OCTUBRE
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779056,761 9978505 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 3970 Suministro -
Montaje MNT4 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 100 Número de Serie 21472
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24
Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA
S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 3970 de 100 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 2,84 % POTENCIA DISPONIBLE 82,33 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 7,23 % FACTOR DE CARGA 40,81 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 17,7 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
948,00 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 6,79 16,64 2,53
DEMANDA kVA 7,26 17,67 2,84
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,94 1,00 -1,00
EL 4,56% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,90 0,99 0,73
EL 51,98% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,85 1,00 -1,00
EL 47,62% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 123,48 125,72 120,82 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 123,24 125,62 119,99 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
150
VOLTAJE FASE 3 124,34 126,54 121,60 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,25 1,34 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,28 1,20 0,00 SI
EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,26 1,03 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,80 3,59 1,60 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,99 3,74 1,87 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,99 3,86 1,88 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 21,04 61,80 8,10
CORRIENTE FASE 2 25,14 82,10 9,20
CORRIENTE FASE 3 15,41 34,50 0,00
CORRIENTE NEUTRO 12,54 46,47 4,32
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 55,17% 41,76% 79,05%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 40,80% 34,47% 56,27%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 57,12% 70,35% 158,10%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Germán Betancourt
Tlgo. Jorge Fuentes
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
5
10
15
20
11:3
…
17:0
…
22:3
…
4:00
…
9:30
…
15:0
…
20:3
…
2:00
…
7:30
…
13:0
…
18:3
…
0:00
…
5:30
…
11:0
…
16:3
…
22:0
…
3:30
…
9:00
…
14:3
…
20:0
…
1:30
…
7:00
…
12:3
…
18:0
…
23:3
…
5:00
…
10:3
…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
151
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 30
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: JIMENEZ ESPADA
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, CORUÑA
PUNTO GIS: 780639,82 9978764 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 21785 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 75 Numero de Serie 20924
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 21785 de 75 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 0,68 % POTENCIA DISPONIBLE 59,81 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 5,39 % FACTOR DE CARGA 25,21 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 20,3 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
598,08 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 3,56 14,11 0,47
DEMANDA kVA 4,08 15,19 0,51
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,75 1,00 -1,00
EL 63,79% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,73 1,00 -1,00
EL 78,67% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,87 1,00 -0,97
EL 64,38% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 126,04 129,10 123,06 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 125,69 128,34 122,88 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
152
VOLTAJE FASE 3 126,72 129,53 123,64 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,38 1,01 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,37 1,04 0,00 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,37 0,95 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,45 3,18 1,49 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,73 3,68 1,77 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,58 3,46 1,67 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 12,44 56,50 0,00
CORRIENTE FASE 2 10,68 49,90 0,00
CORRIENTE FASE 3 11,54 65,10 1,60
CORRIENTE NEUTRO 1,69 5,50 0,43
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 25,52% 6,12%
20,45%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 14,14% 3,23%
0,00%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 25,52% 3,38%
31,03%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LíMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel Garcia
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
2
4
6
8
10
12
14
16
13:3
…
19:0
…
0:30
:…
6:00
:…
11:3
…
17:0
…
22:3
…
4:00
:…
9:30
:…
15:0
…
20:3
…
2:00
:…
7:30
:…
13:0
…
18:3
…
0:00
:…
5:30
:…
11:0
…
16:3
…
22:0
…
3:30
:…
9:00
:…
14:3
…
20:0
…
1:30
:…
7:00
:…
12:3
…
18:0
…
23:3
…
5:00
:…
10:3
…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
153
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 31
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: INGLATERRA Y VANCOUVER
SECTOR Y ZONA:
URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779199,
724 997892
8 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 13542 Suministro -
Montaje MNT4 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 30 Numero de Serie 20381
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR
"B" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros
1008
Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 13542 de 30 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALOR UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 0,00 % POTENCIA DISPONIBLE 23,28 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 4,62 % FACTOR DE CARGA 18,02 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 22,4 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
162,05 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN CUMPLE
REGULACIÓN CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 1,14 6,35 0,00
DEMANDA kVA 1,42 6,72 0,00
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,89 1,00 -0,98
EL 37,40% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 1,00 1,00 1,00
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,73 1,00 -1,00
EL 47,52% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 121,25 123,52 118,32 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
154
VOLTAJE FASE 2 120,75 122,88 118,32 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN -FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 120,19 122,28 117,93 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,25 0,96 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,18 1,34 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,27 1,07 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,00 3,79 1,87 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,82 3,60 1,71 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 3,01 3,79 1,84 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 5,66 24,60 0,00
CORRIENTE FASE 2 0,00 0,00 0,00
CORRIENTE FASE 3 6,85 34,80 0,00
CORRIENTE NEUTRO 7,54 19,71 1,82
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 83,29% 88,78%
0,00%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 0,00% 0,00%
0,00%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%)
105,50% 56,80%
1516,67%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
TRAFO 3F
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Germán Betancourt
Tlgo. Jorge Fuentes
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
1
2
3
4
5
6
7
8
12:5
0…
18:2
0…
23:5
0…
5:20
:00
10:5
0…
16:2
0…
21:5
0…
3:20
:00
8:50
:00
14:2
0…
19:5
0…
1:20
:00
6:50
:00
12:2
0…
17:5
0…
23:2
0…
4:50
:00
10:2
0…
15:5
0…
21:2
0…
2:50
:00
8:20
:00
13:5
0…
19:2
0…
0:50
:00
6:20
:00
11:5
0…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
155
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2015-SEP- 31
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 28/08/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 04/09/2015
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: REPUBLICA Y ELOY ALFARO
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, BATAN BAJO
PUNTO GIS: 779873,021 9978858 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 10727 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 400 Número de Serie 20924
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 28/08/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 04/09/2015
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24A ((24A) ALIMENTADOR "A" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: Bornes de B.V del Transformador 10727 de 400 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 4,13 % POTENCIA DISPONIBLE
344,62 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 7,78 % FACTOR DE CARGA 55,75 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 13,8 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
4979,17 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN CONELEC
004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 29,64 53,16 14,94
DEMANDA kVA 31,13 55,38 16,52
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,93 0,97 0,81
EL 32,24% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,91 0,99 0,82
EL 60,12% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,94 0,99 -1,00
EL 20,44% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 119,83 122,41 117,26 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 119,43 121,76 116,92 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
156
VOLTAJE FASE 3 120,57 122,92 117,97 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,41 1,03 0,13 SI
EL 0,20% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,40 1,05 0,13 SI
EL 0,30% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,39 0,96 0,14 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,35 3,16 1,43 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,62 3,49 1,73 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,51 3,38 1,59 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 81,27 169,20 37,20
CORRIENTE FASE 2 90,46 165,60 46,50
CORRIENTE FASE 3 102,17 189,90 43,40
CORRIENTE NEUTRO 40,15 83,20 16,90
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 97,96% 23,29% 53,28%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 48,89% 28,37% 42,28%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 48,76% 23,69% 45,44%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
10
20
30
40
50
60
11:5
0…
17:2
0…
22:5
0…
4:20
:00
9:50
:00
15:2
0…
20:5
0…
2:20
:00
7:50
:00
13:2
0…
18:5
0…
0:20
:00
5:50
:00
11:2
0…
16:5
0…
22:2
0…
3:50
:00
9:20
:00
14:5
0…
20:2
0…
1:50
:00
7:20
:00
12:5
0…
18:2
0…
23:5
0…
5:20
:00
10:5
0…
16:2
0…
21:5
0…
3:20
:00
8:50
:00
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
157
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO ACP-ENE-2016 32
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 30/12/2015
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 06/01/2016
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: INGLATERRA Y VANCOUVER
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 779149,197 9978459 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 10350 Suministro -
Montaje SNT1 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 225 Numero de Serie 20662
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 30/12/2015
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 06/01/2016
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24
Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24B ((24B) ALIMENTADOR "B" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros
1008
Sitio de la Instalación: Bornes del Transformador 10350 de 225 kVA
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 2,81 % POTENCIA DISPONIBLE
198,93 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 4,85 % FACTOR DE CARGA 43,78 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 11,6 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
1449,66 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN CONELEC
004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 10,45 23,88 5,94
DEMANDA kVA 10,90 26,07 6,31
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,71 1,00 -1,00 EL 23,21% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,92 0,97 0,82 EL 46,13% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,34 0,99 -0,98 EL 28,17% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 124,51 126,62 121,83 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
158
VOLTAJE FASE 2 123,49 125,70 121,09 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 3 123,68 125,91 121,17 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,22 0,97 0,00 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,25 1,07 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,29 1,35 0,13 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 3,00 3,81 1,87 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 3,03 3,75 1,89 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,82 3,66 1,67 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 21,99 64,80 11,30
CORRIENTE FASE 2 30,65 76,90 17,60
CORRIENTE FASE 3 39,51 101,10 19,40
CORRIENTE NEUTRO 21,63 61,28 11,83
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 127,15% 72,95% 102,36%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 78,11% 57,73% 66,61%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 50,16% 50,62% 62,95%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE FLICKER REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Germán Betancourt
Tlgo. Jorge Fuentes
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
5
10
15
20
25
30
12:2
…
17:5
…
23:2
…
4:50
:…
10:2
…
15:5
…
21:2
…
2:50
:…
8:20
:…
13:5
…
19:2
…
0:50
:…
6:20
:…
11:5
…
17:2
…
22:5
…
4:20
:…
9:50
:…
15:2
…
20:5
…
2:20
:…
7:50
:…
13:2
…
18:5
…
0:20
:…
5:50
:…
11:2
…
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio
159
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S. A.
DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
SECCIÓN MEDICIÓN
CALIDAD DE PRODUCTO CP-2016-FEB- 53
REFERENCIA: -
Código: DI-CP-P001-F003
1.- ÁREA QUE SOLICITA DEPARTAMENTO DE CONTROL DE CALIDAD DE PRODUCTO Y PÉRDIDAS TÉCNICAS
PERSONA QUE SOLICITA ING. SANTIAGO PEÑAFIEL
FECHA DE RECEPCIÓN DEL PEDIDO 15/02/2016
FECHA DE DESPACHO DEL PEDIDO 22/02/2016
2.- NOMBRE DEL CLIENTE: CONELEC
DIRECCIÓN: AV. 6 DE DICIEMBRE Y BELLO HORIZONTE
SECTOR Y ZONA: URBANO, NORTE, LA CAROLINA
PUNTO GIS: 780130,49 9978119 2822
3.- DETALLES
Transformador Nº. 26401 Suministro -
Montaje MNT4 Fases 3
Fases 3 Equipo Instalado FLUKE 1744
Potencia (kVA) 200 Número de Serie 20381
Propiedad EMPRESA Fecha de Instalación 15/02/2016
Voltaje en media tensión (V) 6300 Fecha de Retiro 22/02/2016
Voltaje en baja tensión (V) 210/121 Días de Lectura 7
Subestación 24 (E.E. Quito / S/E 24 Carolina) Intervalo de registro 0:10 min
Primario
DQTA-24E ((24E) ALIMENTADOR "E" DE LA S/E LA CAROLINA) Número de registros 1008
Sitio de la Instalación: TABLERO_TDP 2_CENTRO DE DATOS_MINISTERIO DE FINANZAS
4.- ANÁLISIS DE DEMANDAS VALOR UNIDAD ENERGÍAS VALO
R UNIDAD
FACTOR DE USO A DEMANDA MÍNIMA 1,49 % POTENCIA DISPONIBLE
164,74 kVA
FACTOR DE USO A DEMANDA MEDIA 6,34 % FACTOR DE CARGA 32,60 %
FACTOR DE USO A DEMANDA MÁXIMA 17,6 %
ENERGÍA EN EL PUNTO DE MEDICIÓN
1840,69 kWh
5.-
DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO
PROM MAX MIN
CUMPLE REGULACIÓN
CONELEC 004/01
OBSERVACIONES
DEMANDA KW: 10,97 33,64 2,59
DEMANDA kVA 12,72 35,26 2,98
FACTOR DE POTENCIA FASE 1 0,87 1,00 -1,00
EL 62,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 2 0,61 1,00 -1,00
EL 69,84% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FACTOR DE POTENCIA FASE 3 0,83 1,00 -0,99
EL 63,29% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 1 127,51 130,07 124,41 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
VOLTAJE FASE 2 127,82 130,34 124,79 SI EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
160
VOLTAJE FASE 3 128,60 131,39 125,49 SI EL 1,59% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1 0,43 1,31 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 2 0,46 1,48 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 3 0,45 1,06 0,00 SI
EL 0,10% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 1 (%): 2,97 3,94 2,04 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 2 (%): 2,81 3,58 1,82 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE (THD) FASE 3 (%): 2,91 3,91 1,98 SI
EL 0,00% DE REGISTROS ESTAN FUERA DE LOS LÍMITES PERMITIDOS
CORRIENTE FASE 1 42,41 134,80 7,80
CORRIENTE FASE 2 29,46 99,00 0,00
CORRIENTE FASE 3 29,66 85,50 1,70
CORRIENTE NEUTRO 18,93 45,28 6,73
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 1 (%) 32,95% 25,82% 84,09%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 2 (%) 48,92% 50,89% 88,10%
DESBALANCE DE CORRIENTES FASE 3 (%) 39,53% 42,14% 280,30%
6.- CONCLUSIONES: CON LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL TRANSFORMADOR SE DETERMINO QUE:
LOS VALORES DE VOLTAJE REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
LOS VALORES DE THD V REGISTRADOS ESTÁN DENTRO DE LOS LÍMITES ESTABLECIDOS EN LA REGULACIÓN DEL CONELEC 004/01
7.- EJECUTADO POR
TÉCNICOS ANALIZADO POR: REVISADO POR: APROBADO POR:
Tlgo. Santiago Almachi
Tlgo. Gabriel García
Ing. Jorge Revelo Ing. Evelyn Córdova Ing. Santiago Peñafiel
0
5
10
15
20
25
30
35
40
10:5
0…
16:2
0…
21:5
0…
3:20
:00
8:50
:00
14:2
0…
19:5
0…
1:20
:00
6:50
:00
12:2
0…
17:5
0…
23:2
0…
4:50
:00
10:2
0…
15:5
0…
21:2
0…
2:50
:00
8:20
:00
13:5
0…
19:2
0…
0:50
:00
6:20
:00
11:5
0…
17:2
0…
22:5
0…
4:20
:00
9:50
:00
15:2
0…
20:5
0…
2:20
:00
7:50
:00
kW
TIEMPO
CURVA DE POTENCIA P medio L1 P medio L2
P medio L3 P Total medio