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Dirección de Distribución Departamento de Planificación y Diseño Informe Final de Gestión de Labores (Enero 2005 ‐ Agosto 2008) Luis Fdo. Andrés Jácome Marzo, 2009
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El Departamento de Planificación y Diseño es uno de los departamentos que
conforman la Dirección de Distribución. En la actualidad es uno de los más
pequeños en cantidad de personal, pero tiene una gran responsabilidad dentro de
la organización.
Su estructura organizativa es sencilla porque oficialmente solo tiene una sección a
cargo, la Sección de Diseño de Redes Eléctricas, anteriormente denominada
Sección de Estudios de Ingeniería; pero en la realidad se opera con otra sección la
cual no es oficial y es el Área de Planeamiento.
En el pasado este Departamento sufrió la eliminación de la Sección de Desarrollo
y Control de Proyectos, la cual fue trasladada a las órdenes de la Gerencia
General porque evolucionó con el Área de Gestión Estratégica y sus funciones
fueron absorbidas por la Sección de Control de Presupuesto del Departamento
Financiero en la Dirección Administrativa. El Dpto. de Planificación y Diseño
también tuvo a cargo el inicio y desarrollo del Proyecto SiGEL, pero al ser
trasladada la dependencia por completo a la tutela de la Dirección de Distribución,
el área de este proyecto se quedó dentro de la organización de la Dirección de
Producción y Desarrollo.
Finalmente, otro proyecto que empezó bajo la tutela del Dpto. de Planificación y
Diseño fue el desarrollo del Proyecto Subterráneo de la Ciudad de San José y
dentro de sus responsabilidades fue la gestión del desarrollo de la licitación
correspondiente para la contratación de la consultoría que se encargaría de los
diseños y fue así como a través de los Fondos de Pre-Inversión del Ministerio de
Planificación Nacional y Política Económica, se contrató a la empresa argentina
ESIN/SIGLA. Luego de que empezó este proceso, se formalizó una Unidad
Ejecutora que se encargaría de todo lo relacionado con el control y avance de los
estudios y esta pequeña dependencia pasó a ser responsabilidad directa de la
Dirección de Producción y Desarrollo, debido a que en aquel momento se
pertenecía a esta dependencia.
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Es importante mencionar que el Departamento de Planificación y Diseño fue
trasladado a la Dirección de Distribución a finales del mes de abril de 2002.
En la actualidad la Sección de Diseño de Redes Eléctricas tiene 16 funcionarios,
de los cuales 3 trabajan directamente con el Departamento elaborando estudios
de ingeniería propios de la CNFL y son parte del área denominada Área de
Planeamiento del Sistema de Distribución. Por otro directamente a cargo de la
jefatura del Departamento de Planificación y Diseño son 5 personas, con lo cual la
totalidad de funcionarios son 22 personas.
Dirección de Distribución
DPD
Sección Diseño de Redes Eléctricas
Departamento de Planificación y Diseño
Área de Planeamiento del Sistema de Distribución
Figura 1
Estructura Administrativa del Dpto. Planificación y Diseño
3
Dentro de las principales actividades del Dpto. de Planificación y Diseño están las
siguientes (tomadas del Manual de Puestos de la Dirección de Distribución,
elaborado por la Dirección de Recursos Humanos):
- Dirige, establece políticas, organiza, coordina, controla, asesora y da
seguimiento a las labores encomendadas al personal asignado
al
Departamento de Planificación y Diseño, velando porque las actividades,
metas y objetivos
estén acordes con la visión y misión de la
Compañía
Nacional de Fuerza y Luz, en adelante CNFL.
- Planifica reuniéndose
estrategias,
con Jefaturas del Departamento
proyectar las obras de mejora
para definir
y confeccionar el Plan Anual
Operativo.
- Consolida el Plan Anual Operativo y el respectivo presupuesto del
Departamento a su cargo, estableciendo, de conformidad con los lineamientos
de la estrategia institucional,
prioridades y objetivos orientados a la
consecución de resultados de alto valor agregado, susceptibles de cuantificar y
vela por su cumplimiento.
- Elabora estimaciones de la demanda de energía por distrito y su interrelación
con los alimentadores del Sistema de Distribución, para el planeamiento de
nuevas subestaciones, circuitos y otros.
- Elabora los estudios de ingeniería
de las obras a desarrollar en la Red
Eléctrica del área servida por la CNFL, analizando los informes de salidas de
los circuitos que genera el Centro de Control, la cargabilidad de los circuitos y
de las subestaciones, solicitudes de los clientes, crecimiento de los diferentes
sectores (residencial, comercial e industrial) para construir nuevos circuitos,
cambiar los conductores en la red primaria o
cambiar los
voltajes
(conversiones).
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- Atiende
a clientes para evacuar consultas sobre especificaciones de
materiales y equipos que están en estudio de ingeniería o en licitaciones, con
el fin de explicar las normas vigentes en la CNFL sobre estos aspectos.
- Analiza las ofertas de licitación publicadas, revisando que las ofertas se ajusten
a las especificaciones técnicas indicadas en los carteles de licitación, para
determinar el cumplimiento de estas normas.
- Negocia servidumbres con los dueños de las propiedades, para instalar
circuitos de distribución y llevar la electricidad a los clientes de la CNFL.
- Apoya a las dependencias que ejecutan nuevos proyectos de generación para
realizar las gestiones de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN),
realizando
reuniones
y
coordinando
con
dependencias
del
Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE).
- Determina las especificaciones técnicas de los materiales y equipos que
requiere la red eléctrica, investigando los nuevos productos, nuevas
tecnologías y otros, para mantener la red eléctrica actualizada y evitar salidas
o problemas del sistema de distribución que ocasionaría grandes pérdidas
económicas a la empresa.
- Actualiza y revisa la normativa sobre materiales, manuales de montajes para
líneas aéreas y el manual de normas para distribución subterránea, elaborando
los documentos que contengan los requerimientos de la CNFL en estas
materias para que los procesos de inspección de estudios de ingeniería y
carteles de licitación cumplan los dichos requerimientos.
- Coordina la redacción de carteles de licitación, elabora
documentos, e
informes del Programa de Desarrollo Eléctrico III, realizando reuniones y
elaborando documentos con funcionarios del ICE, BID, Depto. de Redes
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Eléctricas, Depto. de Operación, Depto. de Sistemas de Potencia,
Depto.
Financiero, para que el programa se desarrolle de acuerdo a lo estipulado en el
contrato de préstamo.
- Coordina con funcionarios del ICE, el planeamiento de las obras a ejecutar
para satisfacer la demanda de los clientes, en las cuales las dos instituciones
están involucradas.
- Participa en las reuniones de Planeamiento Operativo, asistiendo a reuniones
con la Sección Centro Control de la Energía, para discutir la evolución del
sistema de distribución y programar las obras que se deben desarrollar en el
corto plazo, para solucionar los problemas que se presentan diariamente.
- Participa en las reuniones de jefaturas de la Dirección de Distribución, para
coordinar las labores de los departamentos involucrados en las obras que se
están desarrollando.
- Resuelve conflictos tanto del personal a su cargo, como con los clientes
internos y externos, a través de la atención personalizada o por medio de
oficios, con el fin de crear un clima laboral adecuado y lograr la satisfacción del
cliente.
- Determina las desviaciones respecto a las normas y procedimientos
establecidos en las unidades a su cargo, analizando la gestión y las
actividades, para implementar las medidas correctivas necesarias.
- Integra los objetivos y metas del personal a su cargo con el fin de que estén
acordes con los de la Dirección de Distribución, por medio de reuniones y
comunicaciones verbales y escritas
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- Analiza informes de trabajo en concordancia con los indicadores, políticas,
presupuesto y procedimientos,
obstaculicen
identificando posibles desviaciones que
el cumplimiento de los objetivos propuestos o que afecten el
normal desempeño de las áreas, evitando resultados o situaciones no acordes
con los planes y políticas de la empresa.
- Mantiene reuniones con el personal del Departamento, para coordinar, evaluar
y dar seguimiento a las labores asignadas a cada una de ellos, cumplimiento
de los cronogramas de trabajo, presupuesto asignado, motivando al personal e
integrándolo en la búsqueda los mejores métodos de trabajo, y tener un clima
organizacional agradable.
- Vela porque se cumplan las normas disciplinarias establecidas en la empresa.
- Analiza, revisa y firma oficios, memorandos, informes, para que continúen con
los trámites pertinentes.
- Asesora al personal a su cargo y al de la CNFL en el campo de la planificación
y diseño de la red eléctrica, en forma verbal y escrita, para que los proyectos
se ejecuten correctamente, siguiendo las normas y los planes establecidos
previamente.
- Realiza otras funciones atinentes al cargo
Como se indica en las funciones una de las principales tareas es todo lo
relacionado con la labor de atención de los clientes a través de la Sección de
Diseño de Redes Eléctricas donde se realizan los esquemas requeridos para
llevar a cabo la interconexión al sistema de distribución de la CNFL. Estos
esquemas terminan en un producto denominado Estudio de Ingeniería el cual
contiene una carátula con toda la información del cliente y presupuestaria del
proyecto, además de los planos desarrollados para tal fin.
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También, pero para clientes internos dentro de la CNFL, principalmente para el
Dpto. de Redes Eléctricas, y en ocasiones para el Dpto. de Operación y el Dpto.
de Sistemas de Potencia se desarrollan los estudios de ingeniería necesarios para
la expansión del sistema de distribución de la CNFL.
A continuación se presentan varias tablas con el resumen del trabajo efectuado en
el Departamento de Planificación y Diseño, durante los años 2005, 2006, 2007 y
hasta agosto del 2008. Además se presenta un resumen con los Estudios de
Ingeniería efectuados por el Área de Planeamiento del Sistema de Distribución,
con la finalidad de atender los requerimientos por efectos de crecimiento, así como
los acuerdos de obras que se deben de llevar a cabo y que son planteados por la
Sección Centro Control de Energía y la Sección Control Distribución, ambas del
Dpto. de Operación y son analizados y avalados en la Comisión de Planeamiento
Operativo (denominada CPO), comisión que se reúne una vez por mes,
específicamente el último martes del mes.
Es importante indicar que anualmente se elabora, por parte del Departamento de
Planificación y Diseño un plan de obras a ejecutar en los próximos años y en base
a diferentes aspectos y criterios de los técnicos que participan en la Comisión de
Planeamiento Operativo se asignan nuevas prioridades y se definen las obras, en
primera instancia a diseñar y luego se entregan a la Dirección de Distribución para
que a través de su gestión se le asignen los recursos económicos
correspondientes para poder llevarlas a cabo.
En los cuadros se presenta lo siguiente:
1. Los números de estudios de ingeniería efectuados en cada mes del año.
2. La cantidad de estudios de ingeniería que son propiamente de la CNFL.
3. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por los clientes y
son diseñados por la Sección Diseño de Redes Eléctricas.
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4. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por el cliente y
que se requiere que se le realice un estudio adicional de alumbrado público
o en ocasiones que se requiere de un estudio de complemento.
5. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por otras
dependencias como el Departamento de Obras Civiles, el Departamento de
Alumbrado Público, el Área de Redes Subterráneas del Departamento de
Redes Eléctricas.
6. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por el Área de
Planeamiento del Departamento de Planificación y Diseño.
Por otro lado en el mismo cuadro se adjunto los montos presupuestados de los
estudios de ingeniería elaborados para las siguientes dependencias, en cada uno
de los meses que conforman el año:
1. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por la
Sección Diseño de Redes Eléctricas por solicitud de clientes.
2. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por la
Sección Diseño de Redes Eléctricas, por solicitud del Dpto. de Alumbrado
Público.
3. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por el Área
de Redes Subterráneas del Departamento de Redes Eléctricas.
4. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por el Área
de Planeamiento del Departamento de Planificación y Diseño.
También se anexa una tabla con información de estudios de ingeniería que son
realizados por el Área de Planeamiento, que tiene una trascendencia importante
en el accionar de la CNFL.
Antes de realizar un análisis de las estadísticas y los datos que se presentan en
este informe, es significativo aclarar que cuando un estudio de ingeniería requiere
de alumbrado público o de otro estudio para poderlo efectuar, lo que
tradicionalmente se denomina estudio de complemento, todos son denominadnos
con el mismo número, cambiando únicamente la letra final, la cual si es una A o
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una C, corresponde a un estudio con alumbrado público o con un complemento
respectivamente y realmente se han realizado tres estudios porque cada uno de
estos conlleva un diseño o plano y un presupuesto totalmente aparte e incluso
tiene una carátula adicional cada uno. Finalmente es importante aclarar que no
todos los estudios de ingeniería que se diseñan, tanto para clientes como propios
de la CNFL, se llevan a cabo. En el primer caso, porque depende claramente del
cliente la toma de la decisión o no de llevar a cabo la ejecución del diseño
efectuado y en el caso propio, no se llevan a cabo por aspectos presupuestarios y
de asignación de recursos a la dependencia competente de la realización de los
proyectos.
Como se puede apreciar, el año 2005 se resume de la Tabla 1 a la Tabla 5 y con
ellas se resume el trabajo efectuado durante este año y se resalta el hecho de que
se alcanzó un total de 966 estudios de ingeniería tramitados, de los cuales 811
fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 264 estudios de alumbrado
público y 39 estudios complementarios, resultando el mes de mayo con mayor
cantidad de recepciones, 110 en total.
Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un total de 71 estudios de
ingeniería. Desde el punto de vista de diseño no se puede comparar el trabajo de
la Sección Diseño de Redes Eléctricas con el Área de Planeamiento porque,
aunque son estudios similares, la complejidad de los proyectos desarrollados por
esta última dependencia es mayor, más difíciles e incluso requieren de varios días
de trabajo para realizar la labor de levantamiento, diseño y presupuesto.
Dentro de los trabajos efectuados por él Área de Planeamiento se resalta la
confección de 15 estudios de ingeniería, más uno de alumbrado público para
realizar diferentes tipos de obras para tratar de eliminar el cruce de las líneas de
transmisión de 138 kV y 230 kV, propiedad del ICE de las líneas de distribución de
la CNFL. A través de una consultoría efectuada por la UEN Transporte de
Electricidad de determinaron una gran cantidad de puntos con esta problemática,
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en los cuales las distancias entre ambos sistemas es muy poca e imposibilita
realizar transferencias de carga o sobrecargar las líneas de transmisión porque
pueden llegar a acercarse y esto podría provocar grandes daños. Este aspecto es
una limitante para la operación del sistema de transporte y ende afecta la
operación de la red de la CNFL porque no se pueden abastecer de forma oportuna
las subestaciones.
Por otro lado, respecto a los estudios para el sistema de distribución se realizaron
los diseños para el retiro y remate de las líneas en los límites o fronteras de acción
del Proyecto Subterráneo de San José, se empezaron con los diseños de los
trabajos del Proyecto Coronado – Moravia, estos con la finalidad de realizar la
conversión de voltaje a 34.5 kV, de algunos sectores del recorrido de los
alimentadores Sabanilla – Ipís y Sabanilla – Miraflores, ambos a 13.8 kV. También
se empezó con el diseño de los estudios de ingeniería para el Proyecto de
Alajuelita y la creación de un nuevo alimentador a 34.5 kV con el objetivo de
convertir el voltaje de media tensión de 13.8 kV de esta localidad proveniente de
las Subestación de Sur, a través del circuito Sur – San Josecito.
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Tabla 1
Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2005
AÑO 2005
Ene‐05 Feb‐05 Mar‐05 Abr‐05 Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 05‐01‐
0001 05‐01‐
0089 05‐02‐
0090 05‐02‐
0171 05‐03‐
0172 05‐03‐
0238 Jun‐05 05‐06‐
0409 05‐06‐
0493 11 2 64 6 16 11 69 3 10 1 54 2 4 1 52 9 7 0 103 3 7 0 79 3 20 25 12 16 37 31 3 0 0 15 6 2 0 0 0 4 3 0 0 2 9 0 0 0 3 3 1 0 0 2 6 6 0 0 1 1 Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 05‐04‐
0239 05‐04‐
0298 May‐05 05‐05‐
0299 05‐05‐
0408 1,19 3,39 0 27,8 2,00 8,09 0 0 33,67 0 0 233,84 0 0 184,04 0 0 4,48 0 0 33,11 0 0 9,75 12
Tabla 2
Resumen de Estudios de Ingeniería de Julio a Diciembre del año 2005 AÑO 2005
Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Jul‐05 05‐07‐
0494 05‐07‐
0564 Ago‐05 05‐08‐
0565 05‐08‐
0643 Sep‐05 05‐09‐
0644 05‐09‐
0728 Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD Nov‐05 05‐11‐
0830 05‐11‐
0929 Dic‐05 05‐12‐
0930 05‐12‐
0966 Total 05‐01‐
0001 05‐12‐
0966 13 1 86 3 27 2 1 0 1 4 8 0 29 4 11 5 3 0 0 3 127 21 811 47 264 39 20 0 37 71 541,2 17,02 0,00 253,4 186,3 0,00 2.936,00 28,84 2.552,17 2.023,42 2.936,00 1.966,47 5 0 63 4 17 2 0 0 4 4 Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD Oct‐05 05‐10‐
0729 05‐10‐
0829 6 0 69 3 14 6 1 0 4 4 23 2 62 3 25 6 13 0 26 17 3 81 4 29 3 2 0 5 1 309,70 0,00 0,00 3,95 275,10 662,40 535,0 0,63 32,77 1.973,00
0,00 0,00 0,00 10,14 1.121,80 49,45 13
Tabla 3
Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2005 Estudio de
Ingeniería
05‐01‐0076 05‐02‐0115 05‐03‐0172 05‐03‐0173 05‐03‐0174 05‐03‐0175 05‐03‐0229 05‐04‐0275 05‐05‐0368 05‐05‐0369 05‐06‐0458 05‐06‐0459 05‐08‐0627 05‐09‐0668 05‐09‐0668A
05‐09‐0669 05‐09‐0670 05‐09‐0672 05‐09‐0672A
05‐09‐0674 05‐09‐0674A
Dirección
Tipo de Obra
LA URUCA, de la entrada al I.N.A. al Oeste hasta Canal 13
PAVAS, de DEMASA al este y al sur, hasta la Subestación Anonos SAN JOSÉ, Calle 9 Avenidas 20/22
SAN JOSÉ, Avenida Central, Calles 23/25 SAN JOSÉ, Avenida 9 Calles 23/25 SAN JOSÉ, Avenida 11 Calles 23/25 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado sur de la Subestación del Este GOICOECHEA, San Francisco, al costado sur del Ministerio de Trabajo SAN JOSÉ, Calle 21‐23 Avenida Central (del Plantel Calle 21 100 m. sur y 75 m. este) SAN JOSÉ‐ Plaza González Víquez, de la Ferretería El Pipiolo al oeste LA UNIÓN, San Rafael, 300 m. sur del túnel de La Carpintera LA GUÁCIMA, en la P.H. Nuestro Amo HEREDIA, San Francisco, 300 m. oeste de la Fábrica de Cepillos Arco MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia 200 m. este y 200 m. sur MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia 200 m. este y 200 m. sur GOICOECHEA, Guadalupe ‐ Ipís, Urbanizaciones Clarabal y Tepeyac GOICOECHEA, Guadalupe, de los Bomberos al Sur hasta la rotonda de Betania CORONADO ‐ Dulce Nombre, del Bar la Amistad al oeste, hasta la Plaza del Alto de La Trinidad CORONADO ‐ Dulce Nombre, del Bar la Amistad al oeste, hasta la Plaza del Alto de La Trinidad CORONADO, de las antiguas Huacas al oeste hasta el Bar La Amistad CORONADO, de las antiguas Huacas al 0este hasta el Bar La Amistad Relocalización de líneas de media tensión Reconstrucción de Líneas Transición Aéreo/Sub. Proy. Sub. San José. Remate de líneas Remate de líneas Prim.3F. y Secundarias aéreas Remate de líneas aéreas trifásicas de media tensión Remate de líneas secundarias e instalación de triplex #2 Reconstrucción de líneas Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión Reconstrucción de líneas trifásicas
Reconstrucción de líneas trifásicas
Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión/secund. Conversión de voltaje y reconstrucción de líneas Instalación de 8 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Reconstrucción de líneas Reconstrucción de líneas Instalación de 11 luminarias de sodio 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 28 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 14
05‐09‐0675 MORAVIA, de la entrada a Calle la Huesera, al sur hasta el Mall don Pancho 05‐09‐0675A MORAVIA, de la entrada a Calle la Huesera, al sur hasta el Mall don Pancho MORAVIA, de la plaza del Alto de La Trinidad al sur hasta la entrada de Calle La 05‐09‐0676 Huesera MORAVIA, de la plaza del Alto de La Trinidad al sur hasta la entrada de Calle La 05‐09‐0676A Huesera 05‐09‐0677 STO. DGO. , del centro de Paracito al sur hasta la plaza del Alto de La Trinidad 05‐09‐0677A STO. DGO. , del centro de Paracito al sur hasta la plaza del Alto de La Trinidad 05‐09‐0678 STO. DGO. ‐ SAN MIGUEL, de la entrada a la Presa al este hasta Paracito Centro 05‐09‐0678A STO. DGO. ‐ SAN MIGUEL, de la entrada a la Presa al este hasta Paracito Centro 05‐09‐0683 ALAJUELITA Centro, Del Salón La Cima al norte hasta la Escuela Abraham Lincoln 05‐09‐0683A ALAJUELITA Centro, Del Salón La Cima al norte hasta la Escuela Abraham Lincoln 05‐09‐0684 ALAJUELITA, del centro de Alajuelita al norte hasta el cementerio 05‐09‐0684A ALAJUELITA, del centro de Alajuelita al norte hasta el cementerio 05‐09‐0685 HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro 05‐09‐0685A HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro 05‐09‐0721 LA GUÁCIMA ‐ en el Tajo Sandoval 05‐10‐0735 SAN JOSÉ, Sabana Norte, en el Edificio Central de ICE. 05‐11‐0897 PASO ANCHO, de la Subestación del Sur al este y al sur DESAMPARADOS ‐ ASERRI ‐ de la Iglesia de San Rafael Arriba, al sur hasta Cinco 05‐11‐0898 Esquinas de Aserrí DESAMPARADOS ‐ ASERRI ‐ de la Iglesia de San Rafael Arriba, al sur hasta Cinco 05‐11‐0898A Esquinas de Aserrí 05‐11‐0916 ALAJUELITA ‐ SAN FELIPE, de la Subestación al este hasta San Felipe 05‐12‐0934 TIBÁS, costado sur de la plaza de Cuatro Reinas 05‐12‐0942 SABANILLA ‐ de la Subestación Sabanilla al oeste 05‐12‐0942A SABANILLA ‐ de la Subestación Sabanilla al oeste Reconstrucción de líneas trifásicas con cable 477 AL. Instalación de 16 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 10 luminarias de sodio de 150W.,tipo cobra Reconstrucción de líneas trifásicas cable No. 477 AL. Instalación de 24 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 26 luminarias de sodio 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 40 luminarias sodio de 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 59 luminarias de sodio 150W., tipo cobra Reconstrucción de líneas Instalación de 45 luminarias de sodio 150W.,tipo cobra Extensión líneas aéreas trifásicas aéreas de media tensión Inst. Seccionador transferencia automática sumergible Extensión de líneas trifásicas con conductor No. 477 AL. Reconstrucción de líneas Instalación de 49 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra Ext. líneas trifásicas subterránea (Nueva salida de circuito) Reacondicionar líneas secundarias Reconstrucción de líneas primarias y secundarias Instalación de 10 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 15
Tabla 4 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2005 Cruces de líneas de transmisión del ICE con líneas de distribución de CNFL
Estudio de
Ingeniería
05‐05‐0301 05‐05‐0302 05‐05‐0303 05‐05‐0304 05‐11‐0851 05‐11‐0852 05‐11‐0853 05‐11‐0854 05‐11‐0869 05‐11‐0870 05‐11‐0871 05‐11‐0872 05‐11‐0873 05‐11‐0874 05‐12‐0935 05‐12‐0935A
Dirección
Tipo de Obra
LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado norte del Terramall Extensión de líneas media tensión trifásicas subterráneas LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del Almacén Súper Crecen No.2, 50 m. oeste Instalación de poste de concreto y traslado banco 3x25.kVA LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del peaje 100 m. oeste Extensión de línea media tensión monofásica subterránea LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado oeste del Almacén Súper Crecen No.2 Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 1/0 AWG LA UNIÓN, Tres Ríos, , San Diego, costado norte del Terramall Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del Almacén Súper Crecen No.2, 50 m. oeste Inst. poste concreto, traslado de banco 3x25 kVA, p./34.5kV LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del peaje 100 m. oeste Extensión de línea media tensión monofásica subterránea LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado Oeste del Almacén Súper Crecen No.2 Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 1/0 AWG GOICOECHEA, Guadalupe ‐ Ipís, costado sur del Seminario Nazareno Cambio poste, ext. líneas prim. trif. subt. cable # 500 MCM LA URUCA, Urb. Cristal Extensión de línea media tensión monofásica
LA URUCA, costado norte de Urbanización Flor Natalia Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM ESCAZÚ, San Antonio, del Súper Aguimar al oeste Extensión líneas primarias trifásicas subterráneas
LA URUCA, del Albergue del I.N.S. al norte Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM LA GUÁCIMA, de la entrada a Las Vueltas 150 m. sur Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM TIBÁS, del Estadio El San Juanello 200 m. norte y 400 m. oeste Ext. Líneas aérea monof./secund., retiro e inst. trafo 25kVA TIBÁS, del Estadio El San Juanello 200 m. norte y 400 m. oeste Instalación de 1 Luminaria de Sodio Tipo Cobra 150W
16
Para el año 2006, el panorama a lo indicado anteriormente es similar y el resumen
de este año se muestra en las tablas de la 5 a la 9. Este fue el año de más trabajo
porque se solicitaron un total de 1116 estudios de ingeniería, de los cuales 880
fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 300 estudios de alumbrado
público y 43 estudios complementarios, resultando el mes de agosto con mayor
volumen de trabajo porque se recibieron un total de 170.
Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un total de 24 estudios de
ingeniería propios de la CNFL, porque se tuvo mucho trabajo con estudios para el
CONAVI, motivado a la ampliación de carreteras y por el CNC (Consejo Nacional
de Concesiones).
En el 2006 dentro de los 24 estudios que se diseñaron, están los desarrollados
para el Proyecto de Reconstrucción del Cantón de La Unión, proyecto que se
ejecutó en los años 2007 y 2008 y buscaba la eliminación de la alimentación a
media tensión de 13.8 kV de esta localidad, proveniente de la Subestación de
Dulce Nombre por una nueva fuente a 34.5 kV de la Subestación del Este. Con
este proyecto se convirtió todo Tres Ríos y sectores aledaños como Ochomogo.
Además se realizó el diseño de la reconstrucción del Centro de Barva de Heredia,
se empezó con el diseño de la reconstrucción del Cantón de Tibás, con el sector
norte de este municipio. En el caso de CONAVI las obras que se diseñaron
corresponden a varios sitios de la capital para ampliar las vías o mejorar las
condiciones de terreno y ampliar a un carril más con la finalidad de mejorar la
viabilidad y estos trabajos fueron denominados ”topics”. Algunos de ellos son el de
Tibás, en el sector de Metalco; Moravia en la intersección del antiguo Colegio
Lincoln, etc. Para el caso del CNC, las obras que se llevaron a cabo son las obras
asociadas a la Concesión de la ruta a San José – San Ramón y en el caso
específico todos los puntos de afectación entre la Agencia Nissan, en Sabana
hasta la Planta de Río Segundo, por la Autopista General Cañas. En total para
CNC se desarrollaron 17 estudios de ingeniería de los cuales 9 contenían
alumbrado público y 8 tienen un estudio de complemento.
17
Tabla 5
Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2006
AÑO 2006
Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Ene‐06 06‐01‐
0001 06‐01‐
0100 Feb‐06
06‐02‐
0101 06‐02‐
0168
Mar‐06
06‐03‐
0169 06‐03‐
0273
Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
May‐06
06‐05‐
0330 06‐05‐
0403 Jun‐06
06‐06‐
0404 06‐06‐
0483 2
0
53
17
2
4
0
0
1
1
1
0
73
20
11
2
0
0
0
0
4
0
101
25
10
4
0
0
4
1
268,20
0,00
0,00
26,70
532,40
0,00
0,00
0,00
328,50
0,00
0,00
0,00
15
2
44
36
5
6
12
0
1
2
18
2
50
19
8
2
13
0
0
2
18
3
86
34
7
6
0
0
1
14
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Abr‐06
06‐04‐
0274 06‐04‐
0329
30,44 225,60 0,00 1,55 462,10
240,60
0,00
104,20
626,70
0,00
0,00
1.139,60
18
Tabla 6
Resumen de Estudios de Ingeniería de Julio a Diciembre del año 2006
AÑO 2006
Jul‐06
06‐07‐
0484 06‐07‐
0596 Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Ago‐06
06‐08‐
0597 06‐08‐
0766 Sep‐06
06‐09‐
0767 06‐09‐
0860
Oct‐06
06‐10‐
0861 06‐10‐
0954 Diseño:
Dic‐06
06‐12‐
1057 06‐12‐
1116
Total 06‐01‐
0001 06‐12‐
1116 31
1
72
26
14
0
0
0
2
1
23
1
39
9
7
4
0
0
0
0
200 13 880 300 127 43 26 0 23 24 729,00
0,00
0,00
0,50
125,50
0,00
0,00
0,00
5.690,74 470,40 0,00 1.361,05 Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
57 2 107 35 16 7 1 0 7 0 8
2
99
38
12
4
0
0
0
2
12
0
79
25
16
2
0
0
4
1
11
0
77
16
19
2
0
0
3
0
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Nov‐06
06‐11‐
0955 06‐11‐
1056
1.120,00
0,00
0,00
47,30
547,00
4,20 0,00 0,00 407,10
0,00
0,00
41,20
513,80
0,00
0,00
0,00
19
Tabla 7
Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2006 Estudio de
Dirección
Tipo de Obra
Ingeniería
06‐01‐0094 LA UNIÓN, Tres Ríos ‐ Dulce Nombre, de la Sub. Dulce Nombre al sur Reconstrucción de líneas
06‐01‐0094A LA UNIÓN, Tres Ríos ‐ Dulce Nombre, de la Sub. Dulce Nombre al sur Instalación de 37 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra Extensión de líneas de media tensión trifásicas con conductor 06‐02‐0107 CURRIDABAT‐GRANADILLA, del Taller WABE, al este y al oeste 477 Al.
06‐02‐0107A CURRIDABAT‐GRANADILLA, del Taller WABE, al este y al oeste Instalación de 54 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra SANTO DOMINGO, San Miguel, Bo. El Socorro, de la plaza 1 km. este y 175 m. 06‐02‐0151 norte, por Constructora Gonzalo Delgado Relocalizar poste, extensión de líneas sub. monofásicas 06‐03‐0184 CANTON DE LA UNIÓN
Reconstrucción de líneas
06‐03‐0184A CANTON DE LA UNIÓN
Instalación de 13 luminarias de sodio de 150 w., tipo cobra 06‐03‐0185 LA UNIÓN, Tres Rios Centro Reconstrucción de líneas
06‐03‐0185A LA UNIÓN, Tres Rios Centro Instalación de 130 luminarias de sodio de 150w, tipo cobra 06‐03‐0186 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas
06‐03‐0186A CANTON DE LA UNIÓN
Instalación de 70 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐03‐0187 CANTON DE LA UNIÓN
Reconstrucción de líneas 06‐03‐0187A CANTON DE LA UNIÓN
Instalación de 27 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra 06‐03‐0188 CANTON DE LA UNIÓN
Reconstrucción de líneas
06‐03‐0188A CANTON DE LA UNIÓN
Instalación de 9 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra 06‐03‐0189 CANTON DE LA UNIÓN
Reconstrucción de líneas 06‐03‐0240 ESCAZÚ, San Rafael, del Centro Comercial Los Laureles 400 m. norte Ext. líneas de media tensión trifásicas con conductor 477 Al. BARVA, San Roque de la Iglesia de San Roque al oeste y al este hasta Barva 06‐03‐0244 Centro Reconstrucción de líneas BARVA, San Roque de la Iglesia de San Roque al oeste y al este hasta Barva 06‐03‐0244A Centro Instalación de 149 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra 06‐03‐0250 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Motel Camino Nuevo al sur y al oeste Reconstrucción de líneas 06‐03‐0250A SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Motel Camino Nuevo al sur y al oeste Instalación de 28 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra 20
06‐03‐0251
06‐03‐0251A
06‐03‐0252
06‐03‐0252A
06‐03‐0268
06‐04‐0326
TIBÁS, del Parque al norte Reconstrucción de líneas TIBÁS, del Parque al norte Inst. de 45 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra SANTO DOMINGO, del Parque de Santo Domingo al sur Reconstrucción de líneas SANTO DOMINGO, del Parque de Santo Domingo al sur Inst. de 81 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra LA UNIÓN. Tres Ríos, costado sur de la Subestación del Este Reconstrucción de líneas ALAJUELA, La Guácima, en el Tajo Sandoval Extensión de líneas trifásicas para anillo de plantas. SANTA ANA, Brasil, en futura Autopista Ciudad Colón‐Orotina, del 1er. puente, Extensión de líneas trifásicas e instalación de 3x50 kVA, 06‐05‐0333 100 m. sur 120/240V, p./34.5kV
06‐06‐0455 SAN JOSÉ, Mata Redonda, costado oeste del edificio de AyA
Instalación de llave seccionalizadora
06‐07‐0546 PASO ANCHO, del Hotel Casa Conde, al norte y al sur hasta la ruta 209 Reconstrucción de líneas 06‐07‐0546A PASO ANCHO, del Hotel Casa Conde, al norte y al sur hasta la ruta 209 Inst. de 12 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra 06‐07‐0579 GOICOECHEA, Finca Retes‐ Rancho Redondo, entrando por Bosques de Prusia Instalación de transformador convencional
ESCAZÚ, San Rafael, carretera al restaurante El Monasterio, del Condominio 06‐08‐0640 Altamira 250 m. oeste Relocalización de poste y anclaje dentro de propiedad BARVA, San José de La Montana, Sacramento, de la Finca Nidia al oeste hasta 06‐08‐0750 Finca Guararí Cambio de conductor SAN JOSÉ, Mata Redonda, del Colegio La Salle, al este y al sur hasta la Librería 06‐09‐0776 Universal Reconstrucción de líneas 06‐09‐0782 HEREDIA, La Aurora, en las instalaciones de ULTRAPARK
Instalación de interruptores 06‐09‐0824 BELÉN, Calle Rusia, del Motel el Dorado al norte Reconstrucción de líneas trifásicas 21
Tabla 8 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2006
Estudios realizados para el CONAVI
Estudio de
Ingeniería
Dirección
Tipo de Obra
SAN JOSÉ, Mata Redonda, costado sur de La Sabana, sección de La Salle a la Librería Extensión de líneas, relocalización de postería e 06‐07‐0486 Universal instalación de transformador SAN JOSÉ, Mata Redonda, costado sur de La Sabana, sección de La Salle a la Librería 06‐07‐0486A Universal Instalación de 79 luminarias de sodio de 250W., tipo cobra Retiro de líneas trifásicas aéreas de media y baja tensión. 06‐07‐0572 CURRIDABAT, autopista Florencio del Castillo, frente a Residencial Villas de Ayarco Extensión de líneas trifásicas en subterráneo a 34.5 kV. CURRIDABAT, autopista Florencio del Castillo, en las inmediaciones de Hacienda Retiro de un poste temporalmente del sistema de 06‐07‐0574 Vieja. alumbrado de la autopista. Retiro de poste y líneas trifásicas aéreas en media tensión. 06‐07‐0576 ESCAZÚ, San Rafael, autopista Próspero Fernández, frente al Hospital Cima. Extensión de líneas trifásicas en subterráneo.
06‐07‐0576A ESCAZÚ, San Rafael, autopista Próspero Fernández, frente al Hospital Cima. Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra ESCAZÚ, San Rafael, en la autopista Próspero Fernández, frente al Centro Comercial Relocalización de postería y cambio de red aérea a 06‐07‐0577 Multiplaza subterráneo trifásicas en media tensión a 34.5 kV. ESCAZÚ, San Rafael, en la autopista Próspero Fernández, frente al Centro Comercial 06‐07‐0577A Multiplaza Instalación de 2 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐07‐0578 SAN SEBASTIÁN, autopista de Circunvalación, frente a Residencial Los Geranios Relocalización de postería 06‐07‐0578A SAN SEBASTIÁN, autopista de Circunvalación, frente a Residencial Los Geranios Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐09‐0832 TIBÁS, Colima, en la intersección‐ METALCO‐ COLIMA‐ TIBAS Relocalización de postería por ampliación de calzada 06‐09‐0833 MORAVIA, en la intersección del Colegio Lincoln Relocalización de postería por ampliación de calzada 06‐09‐0833A MORAVIA, en la intersección del Colegio Lincoln Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐11‐1014 SAN SEBASTIÁN, en la rotonda frente al HIPERMAS Relocalización de postería y traslado de transformadores 06‐11‐1013 SAN SEBASTIÁN, en la rotonda frente al HIPERMAS Relocalizar postería P20‐P21‐P24‐P25‐P27‐P28 22
Tabla 9
Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2006
Estudios realizados para el CONSEJO NACIONAL DE CONCESIONES (CNC)
Estudio de
Dirección
Tipo de Obra
Ingeniería
06‐06‐0441 SAN JOSÉ, costado este del edificio de Recursos Humanos del I.C.E. Sabana Relocalización de postería
06‐07‐0532 LA URUCA, Intersección de entrada al Hotel San José Palacio Relocalización de postería
06‐07‐0532A LA URUCA, Intersección de entrada al Hotel San José Palacio Instalación de alumbrado
SAN JOSÉ, Mata Redonda, del puente sobre el Río Torres‐ Autopista General 06‐07‐0533 Cañas, 200 m. suroeste Relocalización de postería
SAN JOSE, Mata Redonda, del puente sobre el Río Torres‐ Autopista General 06‐07‐0533A Cañas, 200 m. suroeste Instalación de alumbrado
06‐07‐0534 LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Relocalización de postería
06‐07‐0534A LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Instalación de alumbrado
06‐07‐0534C LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0628 LA URUCA, costado este del Hospital México Relocalización de postería
06‐08‐0628A LA URUCA, costado este del Hospital México Instalación de alumbrado
06‐08‐0628C LA URUCA, costado este del Hospital México Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0634 SAN JOSÉ, La Uruca, costado oeste de Canal 6 – Repretel Relocalización de postería
06‐08‐0644 SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Relocalización de postería
06‐08‐0644A SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Instalación de alumbrado
06‐08‐0644C SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0645 HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Relocalización de postería.
06‐08‐0645A HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Instalación de alumbrado
06‐08‐0645C HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0646 BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Relocalización de postería.
23
06‐08‐0646A
06‐08‐0646C
06‐08‐0660
06‐08‐0661
06‐08‐0661A
06‐08‐0661C
06‐08‐0662
06‐08‐0662A
06‐08‐0662C
06‐08‐0663
06‐08‐0666
06‐08‐0666A
06‐08‐0666C
06‐08‐0670
06‐08‐0670A
06‐10‐0916
06‐10‐0917
BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Instalación de alumbrado
BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias LA URUCA, al sur de la Urb. Rossiter Carballo Relocalización de postería.
LA URUCA, de Migración al norte Relocalización de postería.
LA URUCA, de Migración al norte Instalación de alumbrado
LA URUCA, de Migración al norte Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Relocalización de postería
MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Instalación de alumbrado
MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias HEREDIA, Ulloa, de la plaza de Barreal 200m.Oeste 500m.Suroeste Relocalización de postería
LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Relocalización de postería.
LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Instalación de alumbrado
LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias BELÉN, La Ribera, costado oeste de la Cervecería Costa Rica Relocalización de postería
BELÉN, La Ribera, costado oeste de la Cervecería Costa Rica Instalación de alumbrado
SAN JOSÉ, De La Sabana (Agencia Nissan) a la intersección del Aeropuerto Juan Santamaría Retiro de infraestructura de alumbrado público actual CURRIDABAT, Tramo entre Hacienda Vieja y la antigua Galera hasta la estación de servicio Cristo Rey en Ochomogo Retiro de infraestructura de alumbrado público
24
Para el año 2007, el resumen del trabajo efectuado se presenta en las tablas de la
10 a la 14. En este año se recibieron 1018 solicitudes estudios de ingeniería, de
los cuales 726 fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 184 estudios
de alumbrado público y 26 estudios complementarios, resultando el mes de mayo
nuevamente con mayor cantidad de recepciones con un total de 122.
Por parte del Área de Planeamiento, se realizaron un total de 45 estudios de
ingeniería propios de la CNFL, más el trabajo solicitado por el CONAVI, debido a
la ampliación de la vía a San Antonio de Coronado y por el CNC (Consejo
Nacional de Concesiones).
Dentro de los trabajos que se diseñaron para el sistema de distribución por parte
del Área de Planeamiento se encuentran estudios adicionales y complementarios
para el Proyecto de La Unión, se realizaron varios estudios a solicitud de la
Comisión
de
Planeamiento
Operativo
para
la
instalación
de
cuchillas
seccionadoras en varios puntos del sistema de distribución, se terminaron los
estudios de ingeniería para la reconstrucción y conversión de voltaje de Alajuelita
y sectores aledaños a Hatillo y formalizaron los estudios de ingeniería para la
conversión del 13.8 kV del alimentador Primer Amor – Valencia y su conversión a
34.5 kV a un nuevo alimentador de la Subestación de Heredia y también se
realizaron los estudios para eliminar el alimentador Uruca – Santo Domingo, a
partir del Palí de Colima de Tibás, con el fin de trasladar la carga a 34.5 kV y
realizar un mejor enlace entre Sub. Heredia, Sub. Colima y Sub. San Miguel.
Además se realizaron los estudios para el nuevo alimentador de la Subestación de
Tarbaca, modificaciones y complementos a los estudios del Proyecto Moravia –
Coronado y se actualizaron los estudios de reconstrucción de San Roque y Barva
de Heredia.
25
En lo referente a estudios del CONAVI se realizaron los estudios necesarios para
la relocalización de postería por la ampliación de la vía a San Antonio de
Coronado desde Moravia a cuatro carriles (6 estudios de ingeniería con sus
respectivos estudios de alumbrado público) y en el caso del CNC se realizaron los
estudios por la Concesión de la Autopista a Caldera, en el caso específico los
estudios por afectación de la postería desde el Gimnasio Nacional hasta la
Guácima. En total se plasmaron 7 estudios de ingeniería y 2 de alumbrado
público. Es importante indicar que en este proyecto se incluyeron postes del tipo
autoportante, o sea los que son autosoportados y no requieren de anclajes
adicionales para retención de las fuerzas. Los cálculos de los tipos de postes que
se requerían en cada uno de los casos fueron diseñados por profesionales del
mismo departamento.
26
Tabla 10
Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2007
AÑO 2007
Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Ene‐07 Feb‐07 Mar‐07 Abr‐07 May‐07 Jun‐07 07‐01‐
0001 07‐01‐
0101 07‐02‐
0102
07‐02‐
0186
07‐03‐
0187
07‐03‐
0280
07‐04‐
0281
07‐04‐
0349
07‐05‐
0350
07‐05‐
0471
07‐06‐
0472
07‐06‐
0549
17
0
71
5
16
3
0
0
3
0
32
0
86
8
27
1
1
0
4
10
30
1
48
7
12
3
2
0
0
0
773,47
0,00
0,00
0,00
869,61
24,29
0,00
144,34
295,51
23,62
0,00
0,00
Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
27
1
72
14
14
2
0
0
2
2
9
0
75
9
19
3
1
0
1
0
20
1
73
8
13
1
1
1
1
3
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
337,66 0,00 0,00 5,69 805,94
0,34
0,00
0,00
367,84
1,18
0,00
18,19
27
Tabla 11
Resumen de Estudios de Ingeniería de Julio a Diciembre del año 2007
AÑO 2007
Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Jul‐07 Ago‐07 Sep‐07 Oct‐07 Nov‐07 Dic‐07 Total 07‐07‐
0550
07‐07‐
0616
07‐08‐
0617
07‐08‐
0694
07‐09‐
0695
07‐09‐
0775
07‐10‐
0776
07‐10‐
0879
07‐11‐
0880
07‐11‐
0963
07‐12‐
0964
07‐12‐
1018
07‐01‐
0001 07‐12‐
1018 22
1
62
6
16
3
0
0
0
4
17
0
37
6
5
0
0
0
1
7
295 7 726 91 184 26 9 5 20 45 501,07
0,00
0,00
240,79
139,89
0,00
0,00
31,32
5.224,51 70,16 322,95 1.808,80 Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
24
0
43
5
17
3
1
0
0
0
22 1 50 8 20 0 3 0 6 5 36
2
45
8
11
2
0
1
0
3
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
39
0
64
7
14
5
0
3
2
11
449,62
2,21
0,00
0,00
308,37
18,52
0,00 11,78
120,28
0,00
322,18
333,88
255,25
0,00
0,77
1.022,81
28
Tabla 12 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2007 Estudio de
Dirección
Ingeniería
07‐01‐0073 07‐01‐0073A
07‐03‐0255 07‐03‐0267 07‐03‐0268 07‐05‐0350 07‐05‐0360 07‐05‐0361 07‐05‐0362 07‐05‐0362A
07‐05‐0363 07‐05‐0364 07‐05‐0364A
07‐05‐0406 07‐05‐0407 07‐05‐0408 07‐05‐0409 07‐06‐0489 07‐07‐0551 07‐07‐0552 Tipo de Obras
Extensión de líneas de media tensión y triplex e Instalación SANTO DOMINGO, del cementerio 150 m. este, carretera a Tibás de transformador de 1X15 kVA
SANTO DOMINGO, del cementerio 150 m. este, carretera a Tibás Instalación de 6 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra LA UNIÓN, Tres Ríos, costado norte y al oeste del parque Reconstrucción de líneas
LA UNIÓN, San Ramón, de la entrada a Urb. Las Cumbres 200 m. este Extensión de líneas subterráneas CARTAGO, Ochomogo, costado sur de la entrada principal de KATIVO Instalación de transformador convencional GOICOECHEA, Ipís, de la Cantina La Última Copa 100 m. oeste, luego al norte Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas LA UNIÓN, Tres Ríos, en Industrias Recaquímica Extensión de líneas aéreas trifásicas de media tensión LA UNIÓN, Dulce Nombre, por el Hospital Chacón Paut Extensión de líneas aéreas trifásicas LA UNIÓN, Yerbabuena, de la escuela de Dulce Nombre 400 m. este Extensión de líneas aéreas monofásicas y secundarias LA UNIÓN, Yerbabuena, de la escuela de Dulce Nombre 400 m. este Instalación de 4 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra LA UNIÓN, de la Subestación Dulce Nombre 100 m. norte Relocalización de postería LA UNIÓN, del centro de Tres Ríos hacia San Rafael Complemento para estudio No.05‐11‐118M LA UNIÓN, del centro de Tres Ríos hacia San Rafael Instalación de 49 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra LA UNIÓN, San Diego, frente al cementerio nuevo La Piedad de Tres Ríos
Complemento al estudio 05‐02‐0118N
LA UNIÓN, San Rafael, en las instalaciones del M.A.G. y en Importadora Química del norte, contiguo a Xilo Complemento a estudio 05‐02‐0118
LA UNIÓN, Tres Ríos Centro, detrás del convento cuadrantes 1 y 2, según estudio 05‐02‐0118‐E Complemento al estudio 05‐02‐0118E
LA UNIÓN, San Diego, en la entrada al camino hacia Campo Escuela Iztarú Complemento al estudio 05‐02‐0118N, para formar booster MONTES DE OCA, San Pedro, en el parqueo del edificio de Telecomunicaciones del Extensión de líneas aéreas trif. subterráneas e inst. de llave ICE y al Este transferencia y seccionamiento de 2 entradas y 4 salidas. MONTES DE OCA. San Pedro, del antiguo Colegio Metodista al sur y al oeste Extensión de líneas aéreas trifásicas MONTES DE OCA, San Pedro, en el parqueo del edificio de Telecomunicaciones del Ext. lin. subterráneas, instalación de llave seccionadora de 29
07‐08‐0630 07‐08‐0630A
07‐08‐0631 07‐08‐0632 07‐08‐0634 07‐09‐0719 07‐09‐0720 07‐09‐0761 07‐09‐0761A
07‐10‐0776 07‐10‐0776A
07‐10‐0777 07‐10‐0777A
07‐10‐0778 07‐10‐0778A
07‐10‐0794 07‐10‐0794A
07‐10‐0799 07‐10‐0799A
07‐10‐0800 07‐10‐0800A
07‐10‐0801 ICE dos entradas de 200.Amperios y cuatro salidas de 200 amp. LA UNIÓN, de la Iglesia de Dulce Nombre 150m.Sur Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. LA UNIÓN, de la Iglesia de Dulce Nombre 150 m. sur Instalación de 1 luminaria de sodio de 150w, tipo cobra LA UNIÓN, Tres Ríos, al costado este del Pali Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. LA UNIÓN, Tres Ríos, al costado este de INCIENSA Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. SAN SEBASTIAN, de la Y‐Griega 75 m. sur, al frente de la Iglesia Santa Marta Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. Cambio del conductor y montajes primarios del Circuito SAN JOSÉ. Uruca, desde la Subestación Uruca hasta la Empresa Pozuelo Uruca‐Virilla a 13.8 kV. Cambio de montajes y conductores primarios de los circuitos SAN JOSÉ. Uruca, de la Subestación Primer Amor al sur y al este de Sub. Primer Amor 13.8 kV. BARVA Centro y San Roque Reconstrucción de líneas en San Roque y Barva Centro BARVA Centro y San Roque Instalación de 259 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra LA URUCA, de la ADOC hasta el puente del Río Virilla, camino a Heredia Reconstrucción de líneas.
LA URUCA, de la ADOC hasta el puente del Río Virilla, camino a Heredia Instalación de 14 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del puente del Río Virilla hasta el cruce de la Valencia. Reconstrucción de líneas.
SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del puente del Río Virilla hasta el cruce de la Valencia. Instalación de 13 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del cruce de La Valencia hasta el frente de la Empresa Cosmac, S.A. Reconstrucción de líneas.
SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del cruce de La Valencia hasta el frente de la Empresa Cosmac, S.A. Instalación de 15 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra SANTO DOMINGO, Santa Rosa, de COSMAC, 100 m. este hasta 150 m. este de la línea del ferrocarril Reconstrucción de líneas.
SANTO DOMINGO, Santa Rosa, de COSMAC, 100 m. este hasta 150 m. este de la línea del ferrocarril Instalación de 6 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra ALAJUELITA, del Salón La Cima al norte hasta la escuela Abraham Lincoln Reconstrucción de líneas.
ALAJUELITA, del Salón La Cima al norte hasta la escuela Abraham Lincoln Instalación de 43 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra ALAJUELITA, del Centro de Alajuelita hasta el cementerio Reconstrucción de líneas.
ALAJUELITA, del Centro de Alajuelita hasta el cementerio Instalación de 69 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Reconstrucción de líneas.
30
07‐10‐0801A HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Instalación de 50 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra HEREDIA. Santo Domingo, desde 150 m. al este de línea de ferrocarril de Santa 07‐10‐0818 Rosa hasta el puente del Río Virilla, carretera a Tibás
Reconstrucción de líneas HEREDIA. Santo Domingo, desde 150 m. al este de línea de ferrocarril de Santa 07‐10‐0818A Rosa hasta el puente del Río Virilla, carretera a Tibás
Instalación de 56 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0829 ALAJUELITA, San Felipe, de la Subestación al Este hasta San Felipe. Nuevo circuito. Ext. líneas trifásicas subterráneas con conductor 500 MCM 07‐10‐0845 TIBÁS, del puente del Río Virilla hasta Mi Taberna Reconstrucción de líneas 07‐10‐0845A TIBÁS, del puente del Río Virilla hasta Mi Taberna Instalación de 19 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0861 TIBÁS. San Juan, de Mi Taberna hasta la Plywood Reconstrucción de líneas 07‐10‐0861A TIBÁS. San Juan, de Mi Taberna hasta la Plywood Instalación de 32 luminarias de Sodio de 250w, tipo cobra 07‐11‐0891 HEREDIA, Ulloa, Barreal, frente a las instalaciones de Ultra Park Instalación de interruptores para acometidas de Ultra Park 07‐11‐0911 SANTO DOMINGO, del Centro Comercial Pueblo del Rey, al oeste y al sur Reconstrucción de líneas 07‐11‐0946 ASERRÍ, del costado Sur de la Iglesia, al oeste hasta La Vereda Reconstrucción de líneas 07‐11‐0946A ASERRÍ, del costado Sur de la Iglesia, al oeste hasta La Vereda Instalación de 32 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐11‐0956 ASERRÍ ‐ TARBACA, del Restaurante Las Doñitas, 100 m. norte y luego al oeste Nuevo alimentador Sub. Tarbaca, enlace con circuito Aserrí 07‐11‐0958 HEREDIA, Ulloa, de Jardines del Recuerdo al oeste Reconstrucción de líneas 07‐12‐0992 MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Platanares 400 m. sur y 400 m. oeste Cambio de transformador convencional 07‐12‐0993 MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Tornillal al norte, Calle Tornillal Extensión de línea aérea monofásica e instalación de trafo 07‐12‐0993A MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Tornillal al norte, Calle Tornillal Instalación de 17 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra Instalación de transformador de 75 kVA, p./34.5 kV. Modifica 07‐12‐1010 MORAVIA. De la Plaza del Alto de la Trinidad, en la Urb. El Fortín y complemento del 05‐09‐0676 Instalación de transformador de 50 kVA,p./34.5 kV. Modifica 07‐12‐1011 MORAVIA. De la plaza del Alto de la Trinidad 400 m. sur, entrada en calle sin salida y complemento del 05‐09‐0676
Instalación de transformador de 25 kVA,p./34.5 kV. Modifica 07‐12‐1012 MORAVIA. De la plaza del Alto de la Trinidad, en Residencial Villa Verde y complemento del 05‐09‐0676
Extensión de línea aérea y relocalizar postería. Modifica y 07‐12‐1013 SANTO DOMINGO‐MORAVIA. Del centro de Paracito al este de la Iglesia complemento del 05‐09‐0677. 07‐12‐1014 MORAVIA.De la Iglesia de Paracito 100 m. norte y 800 m. este Cambio de transformadores convencionales
Instalar stub y montajes. Modifica y complemento del 05‐09‐
07‐12‐1015 MORAVIA, Calle Platanares, del Bar El Cruce 100 m. al norte 0668. 31
Tabla 13 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2007
Estudios realizados para el CONAVI
Estudio de
Dirección
De la iglesia católica de San Vicente de Moravia al este y al norte hasta al Mall Don 07‐07‐0558 Pancho De la iglesia católica de San Vicente de Moravia al este y al norte hasta al Mall Don 07‐07‐0558A Pancho 07‐07‐0559 Del Mall Don Pancho, hasta la entrada a Bo. Los Ángeles en San Antonio Ingeniería
07‐07‐0559A
07‐08‐0620
07‐08‐0620A
07‐08‐0621
07‐08‐0621A
07‐08‐0622
07‐08‐0622A
07‐08‐0623
07‐08‐0623A
Tipo de Obras
Relocalización de postería
Instalación de 24 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra
Relocalización de postería
Instalación de 13 luminarias de sodio 250 w, tipo Del Mall Don Pancho, hasta la entrada a Bo. Los Ángeles en San Antonio cobra
CORONADO, Patalillo, de la entrada a Bo. Los Ángeles, al este hasta el Centro Social El Para Relocalización de postería
CORONADO, Patalillo, de la entrada a Bo. Los Ángeles, al este hasta el Centro Social El Instalación de 13 luminarias de sodio 250 w, tipo Para cobra
CORONADO, Patalillo, del Centro Social El Para hasta 350 m. este del Restaurant El Paso Relocalización de postería
Instalación de 14 luminarias de sodio 250 w, tipo CORONADO, Patalillo, del Centro Social El Para hasta 350 m. este del Restaurant El Paso cobra
CORONADO, Patalillo, de 100 m. oeste de la Casona del Pueblo hasta Servicentro El Trapiche Relocalización de postería
CORONADO, Patalillo, de 100 m. oeste de la Casona del Pueblo hasta Servicentro El Instalación de 7 luminarias de sodio 250 w, tipo Trapiche cobra
CORONADO, de Servicentro El Trapiche hasta la Iglesia de San Isidro
Relocalización de postería
Instalación de 14 luminarias de sodio 250 w, tipo CORONADO, de Servicentro El Trapiche hasta la Iglesia de San Isidro
cobra
32
Tabla 14 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2007 Estudios realizados para el CONSEJO NACIONAL DE CONCESIONES (CNC)
Estudio de
Ingeniería
07-02-0164
07-02-0165
07-02-0166
07-02-0167
07-02-0167A
07-02-0168
07-02-0168A
07-06-0472
Dirección SAN JOSÉ, del Gimnasio Nacional al oeste hasta el puente sobre el Rio Tiribí
ESCAZÚ, del puente sobre el Rio Tiribí al Oeste hasta Plaza Itzcazú
ESCAZÚ, de la Plaza Itzcazú al oeste hasta los tanques de AyA
ESCAZÚ, de los tanques de AyA, al oeste hasta 700 m. oeste de FORUM
ESCAZÚ, de los tanques de AyA, al oeste hasta 700 m. oeste de FORUM
SANTA ANA, desde 700 m. oeste de FORUM, hasta el cruce a Piedades
SANTA ANA, desde 700 m. oeste de FORUM, hasta el cruce a Piedades
SANTA ANA, de la Cruz Roja hacia el norte hasta Santa Ana 2000
ALAJUELA. San Rafael, del Balneario Ojo de Agua 700 m. norte, carretera a
07-06-0495 Mataderos del Valle
ALAJUELA. San Rafael, del Balneario Ojo de Agua 700 m. norte, carretera a
07-06-0495A Mataderos del Valle
Tipo de Obras Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Instalación de 11 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra
Relocalización de postería
Instalación de 2 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Instalación de 3 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra
33
Finalmente, en los primeros ocho meses del año 2008, se habían solicitado un
total de 755 estudios de ingeniería, de los cuales 648 fueron solicitados por
clientes y de estos se realizaron 114 estudios de alumbrado público y 15 estudios
complementarios, resultando los meses de julio y agosto con mayor cantidad de
recepciones con un total de 112 y en las tablas de la 15 a la 20 se muestra toda la
información correspondiente. Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un
total de 19 estudios de ingeniería propios de la CNFL, más el trabajo solicitado por
el CONAVI, debido a la ampliación de la vía a San Francisco de Dos Ríos hacia la
Colina, por el CNC (Consejo Nacional de Concesiones) y algunos otros puntos de
cruce entre líneas de transmisión del ICE y de distribución de CNFL.
Dentro de los trabajos que se diseñaron para el sistema de distribución por parte
del Área de Planeamiento se encuentra realización de diseños para la instalación
de cuchillas seccionadoras, de seccionadores y de interruptores de línea para el
sector de La Unión, esto con la finalidad de lograr una mejor operación en el
sistema de distribución construido. Además se realizó el mismo tipo de estudios
para el sector de Moravia – Coronado. En lo referente a estudios del CONAVI se
realizaron los estudios necesarios para la relocalización de postería por la
ampliación de la vía a Francisco de Dos Ríos hacia la Colina a cuatro carriles (12
estudios de ingeniería) y en el caso del CNC se realizaron de nuevo los estudios
por cambios en el diseño de la ruta de la Concesión a San Ramón, en el caso
específico los estudios por afectación de la Agencia Nissan en la Sabana hasta la
Planta de Río Segundo y
se realizaron 9 estudios de ingeniería. También le
correspondió hacer varios estudios de ingeniería en el sector del P. H. El Encanto.
Estos corresponden a la colocación de transformadores monofásicos para dar
servicio en el sector, aprovechando la construcción de la línea interna que
alimenta el sector de la presa. Además realizó el diseño para la interconexión de
la línea de transmisión del P. H. El Encanto con las líneas de distribución del ICE,
en las cercanías de la entrada en Sardinal de Puntarenas.
34
Tabla 15
Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Abril del año 2008
AÑO 2008 Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final Ene‐05
08‐01‐
0001
08‐01‐
0074
Feb‐05
08‐02‐
0075
08‐02‐
0176
Diseño: Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Abr‐05
08‐04‐
0269
08‐04‐
0367
30
1
61
10
5
2
0
0
0
3
8
1
90
14
8
3
0
0
0
0
236,70
0,00
0,00
18,30
375,00
0,00
0,00
0,00
13
1
61
14
11
3
0
0
0
5
25
0
77
16
13
3
0
0
0
9
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Mar‐05
08‐03‐
0177
08‐03‐
0268
211,80
0,00
0,00
15,70
247,10
0,00
0,00
34,10
35
Tabla 16
Resumen de Estudios de Ingeniería de Mayo a Agosto del año 2008
AÑO 2008 Estudio de Ingeniería Inicial Estudio de Ingeniería Final May‐08
08‐05‐
0368 08‐05‐
0449 Jun‐08
08‐06‐
0450
08‐06‐
0533
Jul‐08
08‐07‐
0534
08‐07‐
0645
Diseño:
Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL
Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL
Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original)
Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente
Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A)
Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Total 08‐01‐
0001
08‐08‐
0755
11
0
100
7
0
0
0
0
0
0
109
3
648
114
57
15
4
0
0
19
227,3
0
0
0
2055
0
0
249
8 0 74 12 7 3 0 0 0 1 11
0
76
14
10
1
4
0
0
1
3
0
109
27
3
0
0
0
0
0
Presupuesto (millones de colones):
Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes
Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE
Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas
Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD
Ago‐08
08‐08‐
0646
08‐08‐
0755
346,50
0 0 134 293,1
0
0
47
117
0
0
0
36
Tabla 17 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2008 Estudio de Dirección Tipo de Obras Ingeniería MORAVIA, La Trinidad, en la entrada ubicada 50 m. sur de la fábrica de Helados Malavasi Reconstrucción de líneas MORAVIA, La Trinidad, en la entrada ubicada 50 m. sur de la fábrica de Helados 08‐01‐0032A Malavasi Instalación de 7 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra Instalación del transformador 1x25 kVA p/34.5 kV, 120/240 v. 08‐01‐0045 SANTO DOMINGO, Paracito, de la bodega de bananos, 350 m. oeste Complemento del estudio 05‐09‐0678
Instalación de banco de transformadores 3x167 kVA, 120/208 08‐01‐0046 MORAVIA, La Trinidad, de Helados Malavasi 250 m. norte y 325 m. este v., p./34.5 KV SANTA ANA, de la entrada a Brasil de Santa Ana, 75 m. este, 750 m. norte , calle Extensión de líneas aéreas monofásicas. Complemento del 08‐01‐0047 hacia Urbanización La Promesa. estudio 07‐02‐0168
Cambio de transformador por conversión de voltaje. 08‐01‐0074 LA UNIÓN. San Rafael, 300 m. sur del Túnel de la Carpintera Complemento del estudio 06‐03‐0184 Extensión de línea de media tensión aérea y cambio de 08‐02‐0081 MORAVIA, La Trinidad, de la plaza de futbol 50 m. norte, entrada al este transformador. Complemento del estudio 05‐09‐0672
MORAVIA, Parasito, de la Iglesia 100 m. norte y luego al este hasta rebombeo de Cálculo de mano de obra para trasladar líneas, montajes y 08‐02‐0088 Calle Platanares transformadores, complemento del estudio 05‐09‐0668 PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito 500 m. sur, en línea interna 08‐02‐0138 sobre tubería de baja presión en los poste 3 y 13, P H. El Encanto
Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito camino hacia Bajo Caliente 08‐02‐0139 en la línea interna P.H. Encanto en poste 37 por finca de Jinesta
Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito camino hacia Bajo Caliente 08‐02‐0155 en la línea interna P.H. Encanto en poste 41 por finca de Jinesta
Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito camino hacia Bajo Caliente 08‐02‐0156 en la línea interna P.H. Encanto en poste 55 por finca de Jinesta
Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. 08‐01‐0032
37
08‐02‐0157
08‐02‐0158
08‐02‐0173
08‐03‐0185
08‐03‐0189
08‐03‐0190
08‐03‐0191
08‐03‐0192
08‐03‐0193
08‐03‐0194
08‐03‐0195
08‐03‐0196
08‐03‐0197
08‐03‐0198
08‐03‐0199
08‐03‐0200
08‐03‐0201
08‐03‐0202
08‐03‐0203
08‐03‐0227
08‐03‐0228
08‐04‐0302
PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito camino hacia Bajo Caliente en la línea interna P.H. Encanto en poste 82 por finca de Jinesta
Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Sardinal camino hacia Bajo Caliente, frente al poste 104, de línea P.H. El Encanto, inst. poste ICE. Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v. LA UNIÓN, San Diego, costado norte del TERRAMALL Instalar seccionador en las cuchillas No.8612 MORAVIA, La Trinidad, Urb. El Rosal Reconstrucción de líneas LA UNIÓN, Tres Ríos, costado este del cementerio (frente a la Bomba TOTAL) Instalar cuchillas seccionadoras de línea LA UNIÓN, Tres Ríos, costado este del cementerio Instalación de control de líneas (recloser) LA UNIÓN, Tres Ríos, 100 m. este de INCIENSA, frente a Servicentro Tinoco Instalación de cuchilla seccionadoras
LA UNIÓN, Tres Ríos Centro, 100 m. este de la escuela pública. Instalación de cuchillas seccionadoras
LA UNIÓN, San Rafael, costado este de PRAXAIR Instalación de cuchillas seccionadoras
LA UNIÓN, San Rafael, costado este de PRAXAIR Traslado de líneas e instalación de seccionador LA UNIÓN, San Rafael, 200 m. este de la terminal de buses de San Rafael
Instalación de control de líneas (recloser) LA UNIÓN, San Rafael, costado sur de la terminal de buses Instalación de seccionador
LA UNIÓN, San Rafael, 500 m. oeste de la entrada al Centro Experimental del MAG Instalación de cuchillas seccionadoras
LA UNIÓN, San Rafael, costado sur del Centro Experimental del MAG Instalación de seccionador
LA UNIÓN, Ochomogo, frente a H.B. FULLER (KATIVO) Instalación de cuchillas seccionadoras
MORAVIA, La Trinidad, de la plaza de La Trinidad 100 m. norte Instalar cuchillas seccionalizadoras de línea CORONADO, Jesus, del Instituto Clodomiro Picado(UCR) 300 m. este, frente a la Instalación de seccionador y cuchillas secionalizadoras de Academia de Policia línea MORAVIA, La Trinidad, de Helados Malavassi 150 m. norte, hacia la Escuela de Paracito. Instalación de cuchillas seccionadoras de línea Instalación de interruptor e instalación de cuchillas SANTO DOMINGO, Paracito, de la escuela 300 m. norte hacia la represa. seccionadoras de línea Cambio de poste y banco de transformadores complemento MORAVIA, de la Iglesia de La Trinidad 300 m. norte del estudio 05‐09‐0675 Cambio de montaje primario e instalación de cuchillas LA UNIÓN, Tres Ríos, costado Sur de la Subestación El Este. seccionadoras de línea. Complemento del estudio 05‐03‐0229 PUNTARENAS, Pitahaya, Sardinal, de la gasolinera Rancho Grande 300 m. Extensión de líneas aéreas trifásicas e instalación de cuchillas, noreste, hacia Puntarenas. interruptor y medición primaria
38
08‐05‐0399
08‐05‐0438
08‐05‐0439
08‐06‐0488
08‐08‐0660
08‐08‐0721
08‐08‐0735
08‐08‐0743
08‐08‐0744
Extensión de líneas trifásicas para alimentación del Proy. SANTA ANA, de la Calle Machete hacia Pabellón
Eólico, que se va a instalar en Pabellón de Santa Ana. SAN JOSÉ, Hospital, costado este de la plaza Don Bosco Cambio de cortacircuitos por cuchillas seccionadoras de línea SAN JOSÉ, Hospital, de la esquina noroeste del cementerio de Obreros, 25 m. norte Cambio de cortacircuitos por cuchillas seccionadoras de línea Complemento del estudio 05‐09‐0674 para instalación de 6 CORONADO. Del Instituto Clodomiro Picado al este varillas de hierro para ancla y 6 arandelas para ancla LA UNIÓN. San Ramón, de la entrada a la Urbanización Las Cumbres 200 m. al Instalación de cuchillas seccionadoras de 600 amp. Este este. estudio es complemento del 07‐03‐0267
ALAJUELA. San Ramón, carretera hacia El Bajo Los Rodriguez, después del Rio Cataratitas en el kilómetro 21. Instalación de poste para retenida
Instalación de cuchillas seccionadoras de 600 amp. BELÉN. La Asunción, Calle Rusia, del Motel El Dorado al norte Complemento del estudio 06‐09‐0824 MONTES DE OCA. San Pedro, del Antiguo Colegio Metodista al sur y al oeste. Instalar interruptores. Actualiza al estudio 07‐07‐0551
MONTES DE OCA. San Pedro, en el parqueo del Edificio de Telecomunicaciones Instalación de llave seccionadora de 2 entradas 200 amp. y del ICE cuatro salidas 200 amp. a 34.5 kV. Actualiza EI 07‐07‐0552 39
Tabla 18 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2008 Cruces de líneas de transmisión del ICE con líneas de distribución de CNFL Estudio de
Dirección
Tipo de Obras
Ingeniería
08‐02‐0172 LA UNIÓN, San Diego, costado este del Almacén Super Crecer No.2
MORAVIA, San Vicente, del Mall Don Pancho 50 m. sur y 150 m. noroeste y 08‐03‐0184 en Urb. El Rosal MONTES DE OCA, San Rafael, Salitrillos, de la última parada de buses 200 m. 08‐03‐0186 este
SAN JOSÉ. Goicochea, Rancho Redondo. de la cantina La Última Copa 100 m. 08‐08‐0666 oeste luego al norte Extensión de líneas monofásicas aéreas
Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas
Extensión de líneas monofásica subterránea para retirar línea de media tensión aérea por la cercanía a líneas transmisión
Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas
40
Tabla 19 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2008
Estudios realizados para el CONAVI
Estudio de Dirección Tipo de Obras Ingeniería 08‐01‐0065 08‐01‐0066 08‐01‐0067 08‐01‐0068 08‐01‐0069 08‐01‐0070 08‐04‐0309 08‐04‐0310 08‐04‐0311 08‐04‐0312 Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
Relocalización de postería
08‐04‐0314 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Depósito El Lagar 50 m. sur, carretera a Zapote
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, al costado suroeste del Parque de San Francisco
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, al costado sur de la Iglesia Católica SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente a la Casa del Azulejo y Piso Cerámico
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Pali de San Francisco
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, 50 m. este de la Iglesia
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, 100 m. este de la Iglesia
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo (lado sur de la vía)
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo (lado norte de la vía)
SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente a la esquina suroeste de la Estación La Pacifica SAN FRANCISSCO DE DOS RÍOS, 200 m. sur del Motel Paraíso, carretera a San Antonio de Desamparados
08‐06‐0460 SAN JOSÉ, del Banco Cuzcatlán en la Uruca al norte hasta Jardines del Recuerdo
Relocalización de postería
08‐04‐0313 Relocalización de postería
Relocalización de postería
41
Tabla 20 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2008 Estudios realizados para el CONSEJO NACIONAL DE CONCESIONES (CNC)
Estudio de
Dirección Tipo de Obras Ingeniería 08‐06‐0519 08‐07‐0607 08‐07‐0608 08‐07‐0609 08‐07‐0610 08‐07‐0611 HEREDIA. Belén, Ribera, en el cruce esquina noroeste de Firestone
SAN JOSÉ. Sabana Norte, costado este del edificio de Recursos Humanos del ICE AUTOPISTA GENERAL CAÑAS, del puente sobre el Rio Torres 200 m. al sureste AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Intersección entrada al Hotel San José Palacio HEREDIA. Ulloa, en el puente Castella
AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Intersección esquina noreste de la Firestone AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. De la Urbanización Rossiter Carballo al este y al 08‐07‐0613 oeste
AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Frente a Restaurante Dennis y antiguas bodegas de 08‐08‐0709 PEPSI
08‐08‐0710 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Frente al Hospital México
Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0646 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐06‐0441 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐07‐0533 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐07‐0532 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0645 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0646 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0660 Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0644 Relocalización de postería. Modifica estudios 06‐08‐0628 y 06‐07‐0534
42
Aparte del trabajo efectuado en relación con estudios de ingeniería, el Dpto. de
Planificación tiene que ver con muchas otras cosas y a continuación se presenta un
resumen de las principales actividades desarrolladas por año:
Año 2005
1. Se terminó el trabajo de la primera proyección de demanda del sistema de
distribución, el cual se realizó para el período 2004 – 2018. Este trabajo se
realizó a través de la información estadística de energía que se dispone de cada
distrito y sector de consumo desde 1979.
2. Se entregaron las observaciones finales del estudio de factibilidad del Proyecto
Eólico Valle Central (DPD-004/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe
del Dpto. Proyectos de Generación).
3. Se entregó la información final, recibida por parte del Ing. Sergio Mata, de la
Unidad de Gestión de Proyectos del ICE, correspondiente al detalle final de los
desembolsos del Componente Obras de Distribución – Préstamo BID 796 (DPD005/2005, nota dirigida al Lic. Rigoberto García Córdoba, jefe del Dpto.
Financiero).
4. Asesoría a la Oficina de Proyectos de la Universidad de Costa Rica, con todo lo
relacionado con la instalación de la media tensión al edificio de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica.
5. Se realizó el trámite para el levantamiento correspondiente a la zona donde se
instaló la empresa Telecable Económico TVE, S. A., estudio de ingeniería 0501-0016. (DPD-014/2005, nota dirigida a la Bach. Arlyn García, Asistente de
Gerencia, al Lic. Oscar Pauly Laspiur, Director Jurídico y Lic. William Bonilla
Jaén, jefe de la Sección Tesorería).
43
6. Se comenzó con las gestiones para obtener el paso por la propiedad de la
empresa Constructora Hernán Solís, en el sector de San Rafael de Alajuela
para realizar el cierre o enlace de la red de distribución a 34.5 kV, obra
denominada: anillo de plantas. (DPD-026/2005, nota dirigida al Lic. Elián
Villegas, Asesor Legal de la empresa Constructora Hernán Solís).
7. Se entregaron documentos para la licitación del Proyecto Eólico Valle Central
(DPD-028/2005, nota dirigida al Ing. Marco Montero Porras, Dpto. Proyectos de
Generación).
8. Se entrega actualización del Manual de Montajes (DPD-050/2005, nota dirigida
al Ing. Roy Guzmán Ramírez, jefe del Dpto. Redes Eléctricas).
9. Entrega del estudio de ingeniería 04-04-0262 con el diseño de la nueva salida
subterránea de la Subestación de Lindora para la UEN Servicio al Cliente del
ICE (DPD-051/2005, nota dirigida al Ing. Jesús Sánchez Ruiz).
10. Entrega del estudio de ingeniería correspondiente al alimentador subterráneo
para la Zona Franca América desde la Subestación de Belén. (DPD-053/2005,
nota dirigida al Licda. María del Carmen Víquez, Gerente General de ZFA).
11. Se realizó el trámite para la segunda etapa del levantamiento correspondiente a
la zona donde se instaló la empresa Telecable Económico TVE, S. A., estudio
de ingeniería 05-02-0226. (DPD-061/2005, nota dirigida a la Bach. Arlyn García,
Asistente de Gerencia, al Lic. Oscar Pauly Laspiur, Director Jurídico y Lic.
William Bonilla Jaén, jefe de la Sección Tesorería).
12. Coordinación con la Sección Reclutamiento y Clasificación los concursos
internos 03-2005 y 04-2005. (DPD-065/2005, nota dirigida al Licda. Sandra
Barboza Rescia, Sección Reclutamiento y Clasificación).
13. Solicitud de avalúos para futuros lotes para subestaciones. (DPD-067/2005,
nota dirigida al Ing. Luis Alvarado Boirivant, Depto. de Obras Civiles).
14. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Lindora. (DPD071/2005, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de
Distribución).
44
15. Documentos correspondientes para el cierre del Programa de Desarrollo
Periférico, del Programa de Desarrollo Eléctrico III, BID-796. (DPD-072/2005,
nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
16. Justificación para la creación del Área de Planeamiento. (DPD-074/2005, nota
dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
17. Nota indicando a la Dirección de Recursos Humanos de la CNFL, la entrega de
la Declaración Jurada de Bienes y situación patrimonial. (DPD-107/2005, nota
dirigida al Lic. Carlos Quirós Hernández, Director de Recursos Humanos).
18. Entrega del cartel de licitación para la compra de software para la adquisición e
implementación de una aplicación para el análisis eléctrico de redes eléctricas
de distribución e integración con el GIS/AM/FM de la CNFL. (DPD-111/2005,
nota dirigida al Ing. Eduardo Rojas Alfaro, Jefe del Proyecto SiGEL).
19. Respuesta a la nota de la empresa Lahmeyer International referente a
las
observaciones finales del estudio de factibilidad del Proyecto Eólico Valle
Central dadas por el DPD. (DPD-146/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora
Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).
20. Se continúa con las gestiones para obtener el paso por la propiedad de la
empresa Constructora Hernán Solís, en el sector de San Rafael de Alajuela
para realizar el cierre o enlace de la red de distribución a 34.5 kV, obra
denominada: anillo de plantas. (DPD-159/2005, nota dirigida al Ing. Roberto
Acosta Mora, Vicepresidente de la empresa Constructora Hernán Solís).
21. Se terminó de revisar y se entregó las especificaciones finales, Términos de
Referencia para la contratación de la consultoría del Proyecto Eólico San
Buenaventura. (DPD-172/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del
Dpto. Proyectos de Generación).
22. Entrega del Plan de Implementación, Convenio Marco de Cooperación entre el
ICE y la CNFL para la Sub. Belén y la Sub. Lindora. (DPD-215/2005, nota
dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe del Área de Expansión de la UEN
Transporte del ICE).
45
23. Otros trabajos que se realizaron durante este año fueron los siguientes:
•
Justificación técnica de la ampliación de la Subestación de Lindora.
•
Justificación técnica de la ampliación de la Subestación de Belén.
•
Se participó activamente en varios de los proyectos que tiene en marcha
el Dpto. Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle Central,
Proyecto Eólico San Buenaventura.
•
Se realizó una reunión de coordinación entre funcionarios del ICE, UEN
Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.
Una de las labores que realiza el Dpto. de Planificación y Diseño es dar asesoría
técnica a la Sección Almacén Anonos con las compras de materiales que realiza para
la ejecución de estudios de ingeniería. También se coopera en la revisión, cuando los
materiales ingresan. Los estudios técnicos se le entregan a la Unidad de Programación
y Control de Existencias a cargo del Lic. Mario Víquez Vargas y durante el 2005 esta
fue la labor.
Tabla 21
Notas enviadas a la Unidad de Programación y Control de Existencias, 2005 Contratación 222 ‐ 2004 225 ‐ 2004 227 ‐ 2004 226 ‐ 2004 Solicitud 12712 12833 12866 12846 8467 234 ‐ 2005 12833 244 ‐ 2005 243 ‐ 2005 258 ‐ 2005 13479 Licitación Registro 07 ‐ 2005 9371 314 ‐ 2005 14191 327 ‐ 2005 14677 Descripción
Pararrayos, 34.5 kV
Cortacircuito convencional
Pararrayos, 13.8 kV
Fusible tipo eslabón
Reparación de transformadores
Cortacircuito convencional
Cortacircuito rompecargas
Conectores compresión tipo H
Conectores compresión tipo H
Transformadores de Distribución
Reparación de transformadores
Fusible tipo slow fast y tipo T
Premoldeados Elastimold
Abrazaderas Nota del DPD DPD‐023/2005 DPD‐024/2005 DPD‐025/2005 DPD‐032/2005 DPD‐042/2005 DPD‐043/2005 DPD‐078/2005 DPD‐079/2005 DPD‐088/2005 DPD‐097/2005 DPD‐139/2005 DPD‐143/2005 DPD‐151/2005 DPD‐156/2005 Fecha
09‐02‐05
09‐02‐05
11‐02‐05
25‐02‐05
28‐03‐05
28‐03‐05
13‐05‐05
16‐05‐05
24‐05‐05
13‐06‐05
02‐09‐05
09‐09‐05
03‐10‐05
14‐10‐05
46
337 ‐ 2005 341 ‐ 2005 342 ‐ 2005 338 ‐ 2005 336 ‐ 2005 363 ‐ 2005 339 ‐ 2005 340 ‐ 2005 364 ‐ 2005 14680 14603 14804 14583 14647 14793 14563 14824 14583 14991 14590 14590 / 14649 14989 / 14990 Cruceros metálicos
Conector de bronce
Cable de cobre # 4 AWG con forro
Pararrayos, 34.5 kV
Cuchillas seccionadoras monofásicas
Cable de cobre # 2 AWG con forro
Cable de cobre C/F
Cable de cobre # 14 AWG THHN
Aisladores de porcelana
Conectores comprensión aluminio # 2
Cable de acero y aluminio
Cable de aluminio triplex
Conectores compresión
DPD‐157/2005 DPD‐158/2005 DPD‐162/2005 DPD‐165/2005 DPD‐182/2005 DPD‐183/2005 DPD‐184/2005 DPD‐186/2005 DPD‐192/2005 DPD‐201/2005 DPD‐202/2005 DPD‐203/2005 DPD‐204/2006 14‐10‐05
14‐10‐05
28‐10‐05
31‐10‐05
10‐11‐05
10‐11‐05
10‐11‐05
10‐11‐05
25‐11‐05
22‐11‐05
24‐11‐05
24‐11‐05
24‐11‐05
Año 2006
1. Se indica que la empresa Lahmeyer International no responde a las aclaraciones
solicitadas durante notas anteriores a las observaciones finales del estudio de
factibilidad del Proyecto Eólico Valle Central dadas por el DPD. (DPD-002/2006,
nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).
2. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Lindora y la
Subestación de Belén para presentarse a la ARESEP (DPD-018/2006, nota
dirigida al Ing. Walter Biolley Muñoz, jefe del Dpto. Sistemas de Potencia).
3. Entrega de información técnica solicitada a la Dirección de Distribución por la
Sección Administración Financiera, solicitadas en la resolución RRG-5389-2006
de la ARESEP. (DPD-019/2006, nota dirigida al Lic. Carlos Fonseca Arce, jefe
de la Sección Administración Financiera).
4. Observaciones a la nota PH-ENC-10 del P. H El Encanto referente a la ruta
propuesta a la línea de transmisión. (DPD-039/2006, nota dirigida al Ing.
Francisco Soto Lara, jefe Unidad Ejecutora de Proyectos).
47
5. Aclaraciones a la Licitación por Registro 44-2005, Contratación de Servicios de
Consultoría para la realización del estudio de Pre y Factibilidad del Proyecto
Eólico San Buenaventura. (DPD-040/2006, nota dirigida al Ing. Allan Aguilar
Gutiérrez, Dpto. Proyectos de Generación).
6. Requerimientos técnicos para la interconexión y operación de Proyecto Eólico
Valle Central (PEVC). (DPD-052/2006, nota dirigida al Ing. Edwin Morales
Espinoza, Dpto. Sistemas de Potencia).
7. Estudios de ingeniería para trámite legal de permiso de paso por la propiedad de
la Constructora Hernán Sánchez. (DPD-053/2006, nota dirigida al Lic. Guillermo
Sánchez Williams, Dirección Jurídica).
8. Nota indicando que las ofertas presentadas en la Licitación por Registro 442005, Contratación de Servicios de Consultoría para la realización del estudio de
Pre
y
Factibilidad
del
Proyecto
Eólico
San
Buenaventura,
cumplen
satisfactoriamente lo correspondiente a analizar por el DPD. (DPD-058/2006,
nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).
9. Se le entrega al Dpto. Proyectos de Generación la información suministrada por
el ICE para el Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior. (DPD-092/2006, nota
dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).
10. Se entrega nota del ICE a la Dirección de Distribución para realizar los trámites
para ampliar el terreno actual de la Subestación de Anonos. (DPD-094/2006,
nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
11. Se presenta un informe de trabajo por la participación en la Comisión de Redes
Subterráneas ICE/CIEMI/CNFL. (DPD-109/2006, nota dirigida al Ing. Fructuoso
Garrido Alvarado, Director de Distribución).
12. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Anonos para
presentarse a la Comisión de Infraestructura de la CNFL. (DPD-123/2006, nota
dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
48
13. Nota indicando los estudios de ingeniería que se diseñaron por la ampliación de
la Autopista General Cañas. (DPD-136/2006, nota dirigida a la Ing. Alejandra
Chaverri, Autopistas del Valle).
14. Envío de procedimientos del DPD a la Sección Análisis Administrativo para su
aprobación. (DPD-156/2006, nota dirigida al Lic. Santiago Morales Hidalgo, jefe
de la Sección Análisis Administrativo).
15. Envío de la nota DD-214-2006 a la Sección Estudios de Ingeniería para analizar
el solicitar servidumbre para las líneas de distribución. (DPD-162/2006, nota
dirigida al Ing. Jorge Garro Varela, jefe de la Sección Estudios de Ingeniería).
16. Justificación técnica para la construcción futura de las subestaciones de Higuito
y Coronado. (DPD-194/2006, nota dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe
del Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE).
17. Otros trabajos que se realizaron durante este año fueron los siguientes:
•
Empezar con la implementación del CYMDIST, software de análisis
eléctrico que se interconecta con el GIS/AM/FM de la CNFL.
•
Se realizó un análisis de descargas atmosféricas, de resistividades del
terreno y en base al estándar de la IEEE -1410 se realizaron
recomendaciones para proteger la línea de transmisión del P. H. El
Encanto.
•
Se empezó con el diseño y definición de las estructuras autoportantes
para estudios de ingeniería que los requieren. También se desarrolló un
pequeño programa de cómputo para el análisis de tensiones mecánicas
con la finalidad de definir la capacidad de soporte en kg del poste.
•
Se participó activamente en varios de los proyectos que tiene en marcha
el Dpto. Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle Central,
Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos, P. H.
Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.
49
•
Desarrollo de la justificación técnica de la nueva Subestación de Higuito y
de la Subestación de Coronado, para el Área de Expansión de la UEN
Transporte del ICE y justificar ambas obras en el nuevo financiamiento
del BID.
•
Debido a la necesidad de una subestación en el norte de la Provincia de
Heredia, para que alimente los sectores de los cantones de Santa
Bárbara, Barva y Flores, principalmente en la zona de San Joaquín y San
Lorenzo, se preparó una justificación técnica para una nueva subestación
en este sector, la cual se debe compartir con ESPH. También se trabajó
en la escogencia del lote, en conjunto con los compañeros del Área de
Expansión de la UEN Transporte del ICE y justificar esta obra en el
nuevo financiamiento del BID.
•
Se participó activamente en la Comisión que nombró el CIEMI para
desarrollar el Manual para Redes de Distribución Eléctrica Subterránea
19.9/34.5 kV, donde participaron el ICE, el CIEMI y la CNFL.
•
Se realizaron tres reuniones de coordinación entre funcionarios del ICE,
UEN Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.
Como se indicó anteriormente una de las labores que realiza el Dpto. de Planificación y
Diseño es dar asesoría técnica a la Sección Almacén Anonos, tanto en el análisis de
ofertas, como de la supervisión y verificación del producto al ingresar a nuestras
bodegas. Para el año 2006 la labor fue la siguiente:
50
Tabla 22
Notas enviadas a la Unidad de Programación y Control de Existencias, 2006 Contratación Solicitud 379 ‐ 2005 15236/15277/15278 382 ‐ 2006 15395 383 ‐ 2006 15400/15401 384 ‐ 2006 15402/15430/15432 388 ‐ 2006 15516 386 ‐ 2006 15475 394 ‐ 2006 15611 15693 393 ‐ 2006 15550 15672 392 ‐ 2006 15578 390 ‐ 2006 15577 401 ‐ 2006 15664 402 ‐ 2006 15671 Lic. Restr. 17‐2006 404 ‐ 2006 15705 414 ‐ 2006 15929 10440 15754 407 ‐ 2006 15797 410 ‐ 2006 15869 408 ‐ 2006 15806 15748 418 ‐ 2006 15982 Lic. Restr. 22‐2006 424 ‐ 2006 16605 428 ‐ 2006 16171 429 ‐ 2006 16175 430 ‐ 2006 16176 431 ‐ 2006 16178 10759 16184 16225 434 ‐ 2006 16204 Descripción
Nota del DPD
Fecha
Remates, terminales y conector comp. tipo H Cinta metálica, band‐it
Conectores de varios tipos
Cable y alambre de cobre, cable de aluminio Pértiga tipo telescópica
Conector de compresión
Remate preformado para cable 477.0 AAC Brazos de ancla
Brazo mecánico Postes de concreto pretensado de 13 metros Empate de compresión de aluminio
Alambre de aluminio S/F # 6 AWG
Aisladores de porcelana
Fusibles tipo T y de alta tensión
Cable triplex
Cable de acero galvanizado Guy
Cable de aluminio triplex
Reparación de transformadores
Escuadras de hierro
Estribos de compresión de aluminio
Remates de aluminio para cable 3/0 AWG Conector de cobre para varilla puesta a tierra Cable de cobre C/F 350 MCM
Cable de aluminio triplex
Transformadores convencionales de 50 kVA Remates preformados curvos
Grapa de aluminio y cobre
Conectores plásticos C‐7
Empate de compresión de aluminio
Cortacircuito rompecarga
Reparación de transformadores
Cable de cobre desnudo # 4 AWG
Cable de cobre con forro # 16 AWG TFF Aisladores de porcelana tipo punta poste DPD‐006/2006
DPD‐014/2006
DPD‐016/2006
DPD‐017/2006
DPD‐021/2006
DPD‐027/2006
DPD‐034/2006
DPD‐035/2006
DPD‐036/2006
DPD‐036/2006
DPD‐037/2006
DPD‐038/2006
DPD‐047/2006
DPD‐048/2006
DPD‐049/2006
DPD‐050/2006
DPD‐055/2006
DPD‐056/2006
DPD‐057/2006
DPD‐060/2006
DPD‐061/2006
DPD‐062/2006
DPD‐063/2006
DPD‐065/2006
DPD‐066/2006
DPD‐072/2006
DPD‐073/2006
DPD‐076/2006
DPD‐077/2006
DPD‐078/2006
DPD‐080/2006
DPD‐081/2006
DPD‐082/2006
DPD‐083/2006
12‐01‐06
15‐02‐06
16‐02‐06
17‐02‐06
28‐03‐06
15‐03‐06
23‐03‐06
23‐03‐06
23‐03‐06
23‐03‐06
23‐03‐06
23‐03‐06
19‐04‐06
24‐04‐06
26‐04‐06
27‐04‐06
10‐05‐06
10‐05‐06
10‐05‐06
15‐05‐06
16‐05‐06
16‐05‐06
16‐05‐06
31‐05‐06
01‐06‐06
23‐06‐06
23‐06‐06
26‐06‐06
26‐06‐06
26‐06‐06
28‐06‐06
28‐06‐06
28‐06‐06
28‐06‐06
51
432 ‐ 2006 16189 438 ‐ 2006 16227 16181 16226 433 ‐ 2006 16202 437 ‐ 2006 16224 439 ‐ 2006 16179 445 ‐ 2006 16249 446 ‐ 2006 16250 16389 447 ‐ 2006 16236 458 ‐ 2006 16422 462 ‐ 2006 16373 460 ‐ 2006 16426 461 ‐ 2006 16427 463 ‐ 2006 16374 466 ‐ 2006 16388 453 ‐ 2006 16237 464 ‐ 2006 16376 468 ‐ 2006 16428 467 ‐ 2006 16457 459 ‐ 2006 16425 16491 Lic. Restr. 2006LR‐000028 455 ‐ 2006 16325 16389 16585 485 ‐ 2006 16576 483 ‐ 2006 16550 488 ‐ 2006 16551/16552 490 ‐ 2006 16586 499 ‐ 2006 16184 497 ‐ 2006 16713 486 ‐ 2006 16553/16582 16804 16848 17002 17307 17159 Grapa de aluminio CPB 25A 34A para conduc. Terminal de cobre electrolítico 3/0 AWG Cable de cobre desnudo # 4 AWG
Resistencias de aterrizamiento
Aislador de porcelana tipo carrete
Hebillas para cinta metálica
Aislador de suspensión sintético
Cable de cobre S/F 1/0 AWG, 19 hilos
Conector terminal de aluminio
Cable de cobre forrado p. control # 12 AWG Fusibles tipo T y de alta tensión
Conector de bronce perno partido
Cinta metálica, band‐it
Cable de aluminio S/F # 2 AWG
Cable de cobre C/F 3/0 AWG
Cuchillas seccionadoras 600 amp.
Aislador de porcelana tipo poste
Pararrayos de distribución
Varillas para ancla y escuadras de hierro Abrazadera galvanizada
Cable de potencia monopolar
Cable de acero galvanizado Guy
Cable de cobre 500 MCM
Cable de aluminio triplex
Cortacircuitos convencionales
Cable de cobre # 12 AWG, TSJ
Cable de cobre forrado # 6 AWG
Terminales de hule premoldeado 1/0 AWG Grapas de aluminio para cable 3/0 AWG Conectores de compresión
Estribo de compresión de aluminio
Alambre de cobre S/F # 4 AWG
Conector terminal de bronce cable 4/0 AWG Conectores varios
Cable de cobre forrado # 12 AWG
Postes de concreto pretensado de 13 metros Terminales de cobre electrolítico 1/0 AWG Cobertor plástico C‐5 para conector WR‐189 Protectores electrostáticos para animales DPD‐084/2006
DPD‐085/2006
DPD‐088/2006
DPD‐089/2006
DPD‐090/2006
DPD‐091/2006
DPD‐095/2006
DPD‐103/2006
DPD‐104/2006
DPD‐105/2006
DPD‐106/2006
DPD‐110/2006
DPD‐111/2006
DPD‐112/2006
DPD‐113/2006
DPD‐114/2006
DPD‐115/2006
DPD‐118/2006
DPD‐124/2006
DPD‐125/2006
DPD‐126/2006
DPD‐134/2006
DPD‐135/2006
DPD‐137/2006
DPD‐138/2006
DPD‐141/2006
DPD‐142/2006
DPD‐143/2006
DPD‐144/2006
DPD‐145/2006
DPD‐146/2006
DPD‐148/2006
DPD‐149/2006
DPD‐151/2006
DPD‐152/2006
DPD‐157/2006
DPD‐168/2006
DPD‐169/2006
DPD‐170/2006
28‐06‐06
28‐06‐06
29‐06‐06
29‐06‐06
29‐06‐06
29‐06‐06
03‐07‐06
14‐07‐06
14‐07‐06
14‐07‐06
17‐07‐06
19‐07‐06
19‐07‐06
20‐07‐06
21‐07‐06
21‐07‐06
21‐07‐06
24‐07‐06
04‐08‐06
04‐08‐06
04‐08‐06
14‐08‐06
14‐08‐06
17‐08‐06
18‐08‐06
29‐08‐06
29‐08‐06
29‐08‐06
29‐08‐06
31‐08‐06
31‐08‐06
07‐09‐06
07‐09‐06
07‐09‐06
20‐09‐06
27‐09‐06
18‐10‐06
18‐10‐06
18‐10‐06
52
17158 Lic. Restr. 2006LR‐000032 514 ‐ 2006 17343 17498 520 ‐ 2006 17497 522 ‐ 2006 17570/17571 528 ‐ 2006 17758 6170 ‐ 2006 43256 6171 ‐ 2006 43267 6175 ‐ 2006 43270 6174 ‐ 2006 43268 6177 ‐ 2006 43271 Conectores de bronce perno partido
Cable de aluminio triplex
Cable de cobre C/F # 1/0 AWG
Abrazadera galvanizada 190,5 a 209,5 mm Conector de compresión
Cable de aluminio triplex # 2 y # 4 AWG Cable con forro C/F # 8 y # 2 AWG
Alambre de cobre suave # 6 AWG
Cable de cobre C/F 350 MCM
Terminales de cobre electrolítico
Cortacircuitos rompecargas
Cable con forro C/F # 12 AWG
Pararrayos de distribución
DPD‐171/2006
DPD‐172/2006
DPD‐175/2006
DPD‐181/2006
DPD‐182/2006
DPD‐184/2006
DPD‐196/2006
DPD‐197/2006
DPD‐202/2006
DPD‐203/2006
DPD‐208/2006
DPD‐209/2006
DPD‐210/2006
18‐10‐06
18‐10‐06
20‐10‐06
07‐11‐06
07‐11‐06
08‐11‐06
17‐11‐06
20‐11‐06
05‐12‐06
05‐12‐06
12‐12‐06
12‐12‐06
12‐12‐06
Año 2007
1. Se adjunta las observaciones a la memoria de cálculo de la línea de transmisión
de la primera etapa del P. H. El Encanto. (DPD-007/2007, nota dirigida al Ing.
Sergio Garro Vargas, jefe de la Unidad Ejecutora de Proyectos).
2. Respuesta de Recurso de Revocatoria presentado por Electronic Engineering.
(DPD-019/2007, nota dirigida al Sr. José Antonio Salas Monge, jefe de la
Sección Proveeduría).
3. Definición del voltaje de operación del P. H. Balsa Superior. (DPD-033/2007,
nota dirigida al Ing. Walter Delgado Ángulo, Dpto. Proyectos de Generación).
4. Posible ubicación de la Subestación Recolectora del Proyecto Eólico Valle
Central. (DPD-035/2007, nota dirigida al Ing. Marco Montero Porras, Dpto.
Proyectos de Generación).
5. Actualización de precios de los estudios de ingeniería del Proyecto Moravia –
Coronado. (DPD-044/2007, nota dirigida al Ing. Néstor Rodríguez González, jefe
Sección Construcción de Obras Eléctricas).
6. Entrega de estudios de ingeniería del CNC, Proyecto San José – Caldera.
(DPD-047/2007, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de
Distribución).
53
7. Entrega de estudio sobre el análisis para la interconexión de una planta eólica a
un sistema de distribución, desarrollado por el Ing. Marco Acuña funcionario del
DPD, para que sea considerado dentro de los aspectos técnicos del PEVC.
(DPD-057/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de
Generación).
8. Entrega de las observaciones realizadas al cartel PEVC. (DPD-066/2007, nota
dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).
9. Actualización de de especificaciones técnicas de los aisladores de suspensión
sintéticos. (DPD-071/2007, nota dirigida al Ing. Néstor Rodríguez González, jefe
Sección Construcción de Obras Eléctricas).
10. Solicitud de reestructuración del Dpto. de Planificación y Diseño, solicitando la
creación de la Sección de Planeamiento del Sistema de Distribución. (DPD075/2007, nota dirigida al Lic. Carlos Fernández Flores, Director de Recursos
Humanos).
11. Entrega de la justificación técnico – económica de la futura Subestación de
Coronado. (DPD-080/2007, nota dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe
del Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE).
12. Nota indicando que a partir del mes de junio del 2007 la Sección Diseño de
Redes Eléctricas no elaborará más estudios de ingeniería donde se requiera red
subterránea. (DPD-086/2007, nota dirigida a todas las empresas autorizadas
por la CNFL en ese momento).
13. Solicitud para que el consultor del Proyecto Eólico San Buenaventura indica el
posible punto de interconexión con el SEN. (DPD-097/2007, nota dirigida al Ing.
Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).
14. Entrega de las especificaciones finales para la interconexión y operación del
PEVC. (DPD-102/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto.
Proyectos de Generación).
54
15. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV
a la empresa Prysmian por no cumplir los requerimientos de CNFL. (DPD126/2007, nota dirigida al Sr. Marco Vinicio Vargas Barrientos, Gerente General
de Enersys).
16. Observaciones al estudio de pre-factibilidad
del Proyecto
Eólico San
Buenaventura. (DPD-145/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe
Dpto. Proyectos de Generación).
17. Explicaciones y razones del rechazo de la aprobación del uso de conductor de
media tensión para 34.5 kV a la empresa Prysmian por no cumplir los
requerimientos de CNFL. (DPD-148/2007, nota dirigida al Ing. Roberto Guzmán,
Gerente General de Telcom, S. A. de C. V.).
18. Consultas sobre el diseño de la línea de transmisión del P. H. El Encanto. (DPD157/2007, nota dirigida al Ing. Sergio Garro Vargas, jefe de la Unidad Ejecutora
de Proyectos).
19. Proposición de cambios para el convenio con la Constructora Hernán Sánchez.
(DPD-168/2007, nota dirigida al Lic. Guillermo Sánchez Williams, Dirección
Jurídica).
20. Necesidad de más equipo de transporte para el DPD. (DPD-178/2007, nota
dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
21. Entrega de estudios de ingeniería del Plan de Obras. (DPD-218/2007, nota
dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
22. Aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a la empresa
Prysmian. (DPD-238/2007, nota dirigida al Sr. Marco Vinicio Vargas Barrientos,
Gerente General de Enersys).
23. Otros trabajos que se realizaron durante este año fueron los siguientes:
•
Entrega de estudio sobre el análisis para la interconexión de una planta
eólica a un sistema de distribución, desarrollado por el Ing. Marco Acuña
funcionario del DPD, para que sea considerado dentro de los aspectos
técnicos del PEVC.
55
•
Se empezó con el estudio de resistividades de terrenos en el área de
concesión de la CNFL y con la ayuda de un estudiante de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica, se desarrollo un
proyecto para determinar la resistividad en la región oeste del área
servida.
•
A
finales
del
año
se
realizó
un
estudio
y
las
simulaciones
correspondientes para determinar la forma en que se debía interconectar
el P. H. El Encanto con el sistema de distribución del ICE en la región de
Sardinal de Puntarenas.
•
Se continuó con la participación en los proyectos que tiene en marcha el
Dpto. Ingeniería de Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle
Central, Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos,
P. H. Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.
•
Se realizaron tres reuniones de coordinación entre funcionarios del ICE,
UEN Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.
•
Se realizó la actualización de la justificación técnica de la nueva Sub. de
Coronado, para el Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE, con
base a las indicaciones dadas por el BID.
•
También es importante indicar que se preparó la justificación técnica de la
Subestación de Barreal, por la eventual instalación en Costa Rica del
complejo Feria Costa Rica. Esta subestación es compartida con la ESPH.
Para este año 2007, el trabajo con la Sección Almacén Anonos fue arduo y
prácticamente cotidiano. Adjunto se muestra el trabajo efectuado, en la revisión de
ofertas técnicas para la Unidad de Programación y Control de Existencias y en la
revisión posterior de los materiales al ingresar a las bodegas:
56
Tabla 23
Notas enviadas a la Unidad de Programación y Control de Existencias, 2007 Contratación Solicitud CD 6181 ‐ 2006 43291 CD 6183 ‐ 2006 43288 CD 6184 ‐ 2006 43287 CD 6185 ‐ 2006 43283 CD 49 40 CD 6192 ‐ 2006 48856 CD 6190 ‐ 2006 48852 CD 6193 ‐ 2006 48858 157 CD 6189 43295 CD 0023 ‐ ALIC 99 CD 0024 ‐ ALIC 100 CD 27 ‐ 2007 176 CD 28 ‐ 2007 179 CD 38 ‐ 2007 181 CD 30 ‐ 2007 195 Lic. Registro 36 ‐ 2006 CD 42 ‐ 2007 343 CD 43 ‐ 2007 387 CD 44 ‐ 2007 522 CD 45 ‐ 2007 545 CD 46 ‐ 2007 516 678 CD 47 ‐ 2007 741 783 Lic. Abrev. 03 ‐ 2007 CD 49 ‐ 2007 823 CD 50 ‐ 2007 982 CD 1412 ‐ 2007 965 CD 55 ‐ 2007 1296 CD 57 ‐ 2007 1309 CD 54 ‐ 2007 1294 CD 56 ‐ 2007 1147 CD 53 ‐ 2007 1167 Descripción
Grapas de Aluminio
Conectores
Conectores de compresión
Alambre cobre suave
Cable de cobre # 4 AWG
Cortacircuitos convencionales
Empates de compresión
Remate de aluminio
Alambre de cobre # 10 AWG
Postes de concreto # 15
Gaza de hierro galvanizado
Empate de compresión
Alambre aluminio
Terminal premoldeada
Cable aluminio triplex 3/2 AWG
Aislador de Porcelana
Transformadores de distribución
Terminal de cobre
Conectores de compresión Empates de compresión
Remates preformados
Cable aluminio
Cable cobre C/F # 14 AWG
Hebillas de acero
Cable cobre C/F #2 AWG
Cable de Aluminio S/F
Conectores de bronce
Conectores de cuña tipo C
Reparación transformadores
Grapas de aluminio
Remates de aluminio
Conector de compresión Tiralíneas para cable # 6 AWG
Cobertor plástico p/conector
Nota del DPD Fecha
DPD‐003/2007
DPD‐004/2007
DPD‐005/2007
DPD‐006/2007
DPD‐010/2007
DPD‐011/2007
DPD‐012/2007
DPD‐013/2007
DPD‐015/2007
DPD‐016/2007
DPD‐017/2007
DPD‐018/2007
DPD‐024/2007
DPD‐025/2007
DPD‐026/2007
DPD‐027/2007
DPD‐031/2007
DPD‐032/2007
DPD‐036/2007
DPD‐038/2007
DPD‐041/2007
DPD‐042/2007
DPD‐043/2007
DPD‐052/2007
DPD‐059/2007
DPD‐062/2007
DPD‐069/2007
DPD‐076/2007
DPD‐077/2007
DPD‐088/2007
DPD‐089/2007
DPD‐090/2007
DPD‐091/2007
DPD‐092/2007
08‐01‐07
08‐01‐07
08‐01‐07
08‐01‐07
12‐01‐07
12‐01‐07
15‐01‐07
15‐01‐07
23‐01‐07
23‐01‐07
23‐01‐07
23‐01‐07
05‐02‐07
05‐02‐07
05‐02‐07
05‐02‐07
08‐02‐07
09‐02‐07
14‐02‐07
19‐02‐07
21‐02‐07
26‐02‐07
28‐02‐07
05‐02‐07
06‐03‐07
06‐03‐07
15‐03‐07
26‐03‐07
26‐03‐07
24‐04‐07
24‐04‐07
24‐04‐07
24‐04‐07
24‐04‐07
57
CD 58 ‐ 2007 1318 CD 59 ‐ 2007 1288 1404 1476 CD 58 ‐ 2007 1318 CD 75 ‐ 2007 1558 CD 2288 ‐ 2007 1462 1655 CD 80 ‐ 2007 1634 CD 78 ‐ 2007 1621 CD 89 ‐ 2007 1823 CD 94 ‐ 2007 1939 CD 92 ‐ 2007 1714 CD 96 ‐ 2007 2033 CD 102 ‐ 2007 2055 CD 3182 ‐ 2007 2076 CD 3181 ‐ 2007 2109 CD 3360 ‐ 2007 2194 CD 109 ‐ 2007 2330 CD 110 ‐ 2007 2331 CD 111 ‐ 2007 2347 CD 108 ‐ 2007 2329 CD 3873 ‐ 2007 2492 CD 116 ‐ 2007 2489 CD 118 ‐ 2007 2514 CD 4074 ‐ 2007 2534 CD 121 ‐ 2007 2602 CD 4126 ‐ 2007 2621 CD 130 ‐ 2007 2813/2718 CD 131 ‐ 2007 2713 2802 CD 139 2871/2874/2886 CD 138 ‐ 2007 2870 CD 4689 ‐ 2007 2879 CD 149 ‐ 2007 2972 CD 150 ‐ 2007 2975 CD 154 ‐ 2007 3113 CD 5089 ‐ 2007 3055 CD 152 ‐ 2007 3144 Alambre cobre desnudo
Protectores Electrostático
Cable THHN Calibre 8 AWG
Multiconductor TSJ # 14 AWG
Alambre cobre desnudo
Terminal de cobre electrolítico
Alambre aluminio
Cable de cobre con forro # 6 AWG
Conector terminal aluminio
Remate aluminio
Conectores de bronce
Fusible media tensión
Aisladores de suspensión sintéticos
Cable aluminio triplex Remates preformados
Reparación transformadores
Postes de concreto
Escuadra de hierro
Aisladores porcelana
Cable cobre Cobertores plásticos
Conectores comprensión
Cable cobre # 14 AWG
Conector tipo Insulink
Cable de cobre
Cable de Cobre Grapas de aluminio
Poste de concreto
Aislador de porcelana
Pararrayos de distribución
Cable de cobre C/F # 14 AWG THHN
Cables y alambres varios
Alambre de aluminio
Cable de cobre 3/0 AWG
Cuchillas seccionadoras
Fusibles varios tipos
Conector de bronce
Cable de cobre
Fusibles Tipo T 8A
DPD‐094/2007
DPD‐095/2007
DPD‐096/2007
DPD‐100/2007
DPD‐103/2007
DPD‐108/2007
DPD‐115/2007
DPD‐109/2007
DPD‐116/2007
DPD‐121/2007
DPD‐125/2007
DPD‐127/2007
DPD‐132/2007
DPD‐133/2007
DPD‐141/2007
DPD‐142/2007
DPD‐143/2007
DPD‐147/2007
DPD‐149/2007
DPD‐150/2007
DPD‐151/2007
DPD‐152/2007
DPD‐158/2007
DPD‐159/2007
DPD‐160/2007
DPD‐161/2007
DPD‐162/2007
DPD‐169/2007
DPD‐174/2007
DPD‐176/2007
DPD‐179/2007
DPD‐183/2007
DPD‐184/2007
DPD‐185/2007
DPD‐192/2007
DPD‐193/2007
DPD‐198/2007
DPD‐199/2007
DPD‐200/2007
27‐04‐07
27‐04‐07
27‐04‐07
04‐05‐07
11‐05‐07
15‐05‐07
15‐05‐07
21‐05‐07
21‐05‐07
28‐05‐07
31‐05‐07
06‐06‐07
18‐06‐07
19‐06‐07
25‐06‐07
27‐06‐07
27‐06‐07
29‐06‐07
16‐07‐07
16‐07‐07
16‐07‐07
16‐07‐07
01‐08‐07
01‐08‐07
01‐08‐07
06‐08‐07
06‐08‐07
09‐08‐07
22‐08‐07
22‐08‐07
24‐08‐07
29‐08‐07
29‐08‐07
29‐08‐07
10‐09‐07
10‐09‐07
13‐09‐07
14‐09‐07
17‐09‐07
58
CD 153 ‐ 2007 CD 157 ‐ 2007 CD 161 ‐ 2007 CD 5503 ‐ 2007 CD 166 ‐ 2007 CD 5726 ‐ 2007 CD 173 ‐ 2007 CD 186 ‐ 2007 CD 190 ‐ 2007 CD 192 ‐ 2007 3117 3146 3248 3450 3516 3657 3771 4212 48870 4353 CD 197 ‐ 2007 48677/48678 CD 7353 ‐ 2007 Remate Aluminio
Protectores electrostáticos
Conectores de bronce
Cable de Cobre # 2 AWG
Fusibles tipo T
Cable de cobre
Cortacircuito rompecargas
Varillas hierro galvanizado
Empates de compresión
Remate aluminio preformado
DPD‐201/2007
DPD‐202/2007
DPD‐207/2007
DPD‐211/2007
DPD‐212/2007
DPD‐214/2007
DPD‐220/2007
DPD‐229/2007
DPD‐230/2007
DPD‐233/2007
17‐09‐07
17‐09‐07
25‐09‐07
09‐10‐07
09‐10‐07
12‐10‐07
29‐10‐07
20‐11‐07
20‐11‐07
22‐11‐07
Cintas y hebillas de acero inoxidable
DPD‐237/2007
03‐12‐07
4527 Alicates tipo pico lora
DPD‐240/2007
10‐12‐07
CD 7156 – 2007 3498 Reparación de transformadores
DPD‐243/2007
12‐12‐07
CD 204 ‐ 2007 4576/4577 Aisladores
DPD‐244/2007
12‐12‐07
CD 203 ‐ 2007 4550 Alambre de cobre suave # 6 AWG
DPD‐245/2007
10‐12‐07
CD 196 ‐ 2007 48677/48678 Abrazaderas y varillas
DPD‐246/2007
13‐12‐07
CD 206 ‐ 2007 4628 Conectores y remates varios tipos
DPD‐247/2007
18‐12‐07
CD 7311 ‐ 2007 4560 Cable cobre # 14 AWG THHN
DPD‐248/2007
21‐12‐07
Año 2008
1. Aclaraciones de la normativa vigentes sobre redes subterráneas. (DPD-008/200,
nota dirigida al Ing. Róger Méndez Víquez, Gerente General de EPREM).
2. Observaciones al informe de Factibilidad de la ampliación de P. H. Anonos.
(DPD-021/2008, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de
Generación).
3. Observaciones al informe de Factibilidad de P. H. Balsa Inferior. (DPD-030/2008,
nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).
4. Nota indicando la persona que es el administrador del SIPREDI, debido al
traslado de este proyecto a la responsabilidad del DPD. (DPD-040/2008, nota
dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).
5. Se entregan los documentos requeridos para que se solicite el punto de
conexión del PEVC al ICE. (DPD-048/2008, nota dirigida al Ing. Mario Amador
Samuels, Director de Producción y Desarrollo).
59
6. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a
la empresa CME por no cumplir los requerimientos de CNFL. (DPD-091/2008,
nota
dirigida
al
Lic.
Carlos
Jiménez
Otárola,
Gerente
General
de
Representaciones GMG, S. A.).
7. Nota de entrega de actualizaciones del programa de cómputo de Coordinación
de
Protecciones,
CYMTCC
(varios
DPD-XXX/2008,
dirigidos
a
varias
dependencias de la Dirección de Distribución).
8. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a
la empresa Grupo Electricidad Amiga de Centroamérica
por no cumplir los
requerimientos de CNFL. (DPD-175/2008, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido
Alvarado, Director de Distribución).
9. Eliminación de presupuestos de estudios de ingeniería que van ser desarrollados
por la empresa particular. (DPD-189/2008, nota dirigida al Ing. Jorge Garro
Varela, jefe de la Sección Diseño de Redes Eléctricas).
10. Monto a cobrar a empresas particulares por eliminación de presupuesto de
estudios de ingeniería. (DPD-190/2008, nota dirigida al Ing. Roy Guzmán
Ramírez, jefe del Dpto. Redes Eléctricas).
11. Envío y traslado para la toma decisión sobre el uso de cables de aluminio a la
Comisión de Redes de Distribución del CIEMI (DPD- 205/2008, nota dirigida al
Lic. Jorge Hernández Acosta, Director Ejecutivo del CIEMI).
12. Nota indicando el traslado de las notas del uso de cables de aluminio al CIEMI.
(DPD-206/2008, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de
Distribución).
13. Otros trabajos que se realizaron durante este año fueron los siguientes:
•
Se continuó con el estudio de resistividades de terrenos en el área de
concesión de la CNFL y con la ayuda de otro estudiante de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica, se desarrolló las
mediciones en el sector este, específicamente en los alimentadores de la
Subestación de San Miguel.
60
•
Se continuó con la participación en los proyectos que tiene en marcha el
Dpto. Ingeniería de Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle
Central, Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos,
P. H. Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.
•
Se realizó una reunión de coordinación entre funcionarios del ICE, UEN
Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.
•
Se realizó con otro estudiante de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la
Universidad de Costa Rica un proyecto para empezar a determinar las
pérdidas técnicas del sistema de distribución y se desarrolló para 14
alimentadores y para transformadores de distribución una metodología
con lo cual se tiene un insumo para determinar con mayor certeza las
pérdidas técnicas. Falta de realizar el ejercicio para los demás
alimentadores y trabajar en una metodología para redes secundarias.
En lo que respecta al trabajo efectuado para la Sección Almacén Anonos, en el año
2008, se presenta a continuación un desglose de los informes realizados:
Tabla 24
Notas enviadas a la Unidad de Programación y Control de Existencias, 2008 Contratación Solicitud Descripción
212 ‐ 2007 216 ‐ 2007 105 ‐ 2008 143 ‐ 2007 169 ‐ 2007 157 ‐ 2007 165 ‐ 2007 189 ‐ 2007 184 ‐ 2007 64 ‐ 2008 CD 5 ‐ 2008 CD 1 ‐ 2008 48696/48712 48716 139 104/111 15516 115 118 57 121 25 135 17 Cinta tape de varios colores
Cordón pareado # 14 AWG
Cable de cobre con forro # 2 AWG Arriostres y soportes de hierro galvanizado Arriostres, cruceros y colas de avión
Brazo de ancla para poste
Escuadra de hierro galvanizado
Postes de concreto de 13, 15 y 17 metros
Cable triplex # 4 AWG
Cable TSJ 4 x 12 AWG
Terminales de hule premoldeado Conectores tipo H
Nota del DPD
DPD‐005/2008
DPD‐006/2008
DPD‐011/2008
DPD‐015/2008
DPD‐016/2008
DPD‐017/2008
DPD‐018/2008
DPD‐019/2008
DPD‐020/2008
DPD‐025/2008
DPD‐026/2008
DPD‐027/2008
Fecha
15‐01‐08
15‐01‐08
24‐01‐08
28‐01‐08
28‐01‐08
28‐01‐08
28‐01‐08
28‐01‐08
28‐01‐08
01‐02‐08
01‐02‐08
01‐02‐08
61
239 ‐ 2007 230 CD 9 ‐ 2008 256 CD 10 ‐ 2008 257 CD 439 ‐ 2008 519 CD 450 ‐ 2008 378 CD 16 ‐ 2008 558/577 Lic. Pública 03 ‐ 2008 CD 11 ‐ 2008 669 CD 15 ‐ 2008 758 Lic. Pública 02 ‐ 2008 CD 914 ‐ 2008 759 CD 937 ‐ 2008 792 CD 982 ‐ 2008 634 CD 983 ‐ 2008 687 CD 1097 ‐ 2008 868 CD 20 ‐ 2008 779 CD 1191 ‐ 2008 857 CD 916 ‐ 2008 677 CD 22 ‐ 2008 826 CD 21‐ 2008 828 CD 1314 ‐ 2008 943 CD 1312 ‐ 2008 1016 CD 1382 ‐ 2008 849 Lic. Abrev. 13 ‐ 2008 CD 31 ‐ 2008 934/936 CD 38 ‐ 2008 1137 CD 45 ‐ 2008 1201 CD 44 ‐ 2008 1216 CD 38 ‐ 2008 1137 CD 40 ‐ 2008 1132 CD 1785 ‐ 2008 1327 CD 2031 ‐ 2008 1472 CD 50 ‐ 2008 1370 CD 53 ‐ 2008 1430 CD 54 ‐ 2008 1433 CD 52 ‐ 2008 1447 CD 59 ‐ 2007 1580 Lic. Abrev. 19 ‐ 2008 CD 2574 ‐ 2008 1726 Reparación de transformadores
Empates de compresión
Conectores de compresión
Cable de cobre C/F # 6 AWG
Cable triplex # 6 AWG
Postes de concreto autoportante
Cables de aluminio y varios de cobre
Estribos de hierro galvanizado
Conector de compresión tipo H
Transformadores de distribución tipo poste Cable de cobre C/F # 4 AWG
Cable de cobre 4 x 12 AWG TSJ
Cable de cobre 4 x 12 AWG TSJ
Alambre de aluminio suave # 10 AWG
Cable de cobre 3 x 10 AWG TSJ
Cortacircuitos convencionales
Cable de aluminio 3/0 AWG AAC Postes de hierro galvanizado de 9 metros
Pararrayos tipo codo
Terminales de uso exterior
Cable de cobre con forro # 3/0 AWG Alambre de cobre suave S/F # 4 AWG
Postes de concreto de 11 metros
Postes de concreto
Fusibles varios tipos
Aisladores, conectores y gazas
Conectores
Conectores Aisladores, conectores y gazas
Conectores y abrazaderas
Tirantes de hierro
Conectores de compresión tipo insulink
Terminales de cobre electrolítico 1/0 AWG Conectores de cobre
Conectores de compresión
Cortacircuitos convencionales
Aisladores Alambre de aluminio suave, cable triplex
Conectores de compresión tipo C
DPD‐028/2008
DPD‐029/2008
DPD‐032/2008
DPD‐044/2008
DPD‐045/2008
DPD‐046/2008
DPD‐054/2008
DPD‐057/2008
DPD‐062/2008
DPD‐063/2008
DPD‐064/2008
DPD‐065/2008
DPD‐066/2008
DPD‐067/2008
DPD‐069/2008
DPD‐072/2008
DPD‐075/2008
DPD‐076/2008
DPD‐079/2008
DPD‐080/2008
DPD‐083/2008
DPD‐084/2008
DPD‐085/2008
DPD‐086/2008
DPD‐088/2008
DPD‐094/2008
DPD‐095/2008
DPD‐096/2008
DPD‐101/2008
DPD‐105/2008
DPD‐106/2008
DPD‐107/2008
DPD‐108/2008
DPD‐109/2008
DPD‐111/2008
DPD‐112/2008
DPD‐119/2008
DPD‐136/2008
DPD‐141/2008
04‐02‐08
04‐02‐08
01‐02‐08
22‐02‐08
22‐02‐08
22‐02‐08
03‐03‐08
03‐03‐08
12‐03‐08
13‐03‐08
07‐03‐08
24‐03‐08
24‐03‐08
24‐03‐08
23‐06‐08
01‐04‐08
09‐04‐08
09‐04‐08
11‐04‐08
15‐04‐08
17‐04‐08
17‐04‐08
17‐04‐08
17‐04‐08
05‐05‐08
13‐05‐08
13‐05‐08
22‐05‐08
22‐05‐08
22‐05‐08
23‐05‐08
23‐05‐08
23‐05‐08
23‐05‐08
26‐05‐08
26‐05‐08
03‐06‐08
18‐06‐08
24‐06‐08
62
CD 64 ‐ 2007 1729 CD 71 ‐ 2007 1800 CD 69 ‐ 2008 1782 CD 72 ‐ 2007 1820 CD 73 ‐ 2008 1802 CD 2804 ‐ 2008 1894 CD 78 ‐ 2008 1924 CD 79 ‐ 2008 1925 CD 80 ‐ 2008 1944 CD 2008 ‐ 3106 ‐ ACL CD 81 ‐ 2008 1962 CD 3477 ‐ 2008 2307 CD 3478 ‐ 2008 2312 CD 3479 ‐ 2008 2313 CD 3482 ‐ 2008 2332 CD 3586 ‐ 2008 2301 CD 3561 ‐ 2008 2302 CD 3658 ‐ 2008 2303 CD 3689 ‐ 2008 2482 CD 3786 ‐ 2008 2571 Conectores de compresión tipo insulink
Grapas de aluminio
Pararrayos de distribución
Conectores
Conectores
Fusibles media tensión tipo dual
Aisladores tipo punta de poste
Grapas de aluminio y cobre
Conector de compresión tipo H
Cable cobre # 8 AWG, THHN
Cable de aluminio triplex 3/2 AWG AAC Fusible de media tensión tipo dual
Remate preformado para cable de ancla
Conectores de cobre de salidas múltiples
Fusibles de media tensión tipo T
Reparación de 15 transformadores
Fusibles de media tensión tipo T
Poste de concreto autoportante 13 metros Conectores perno partido cable 4/0 AWG
Gaza de hierro galvanizado p. aislador DPD‐142/2008
DPD‐143/2008
DPD‐146/2008
DPD‐150/2008
DPD‐151/2008
DPD‐155/2008
DPD‐162/2008
DPD‐163/2008
DPD‐164/2008
DPD‐165/2008
DPD‐166/2008
DPD‐184/2008
DPD‐185/2008
DPD‐186/2008
DPD‐187/2008
DPD‐198/2008
DPD‐200/2008
DPD‐201/2008
DPD‐202/2008
DPD‐208/2008
24‐06‐08
24‐06‐08
30‐06‐08
08‐07‐08
08‐07‐08
09‐07‐08
15‐07‐08
15‐07‐08
15‐07‐08
17‐07‐08
17‐07‐08
07‐08‐08
07‐08‐08
07‐08‐08
07‐08‐08
22‐08‐08
25‐08‐08
25‐08‐08
25‐08‐08
29‐08‐08
Por otro lado, en el año 2008 se terminó de elaborar el segundo informe de Proyección
de la Demanda Eléctrica de la CNFL, para el período 2006 – 2020, el cual actualizó el
documento elaborado en el año 2004 y depuró algunos aspectos para tener mejor
precisión, principalmente en lo relacionado a la determinación de los factores de carga,
de diversidad y de pérdidas. Este documento se adjunta en los anexos de este informe.
Además, en los anexos, se presentan varios de los informes de las justificaciones
técnicas – económicas de futuras subestaciones o de ampliaciones de subestaciones
del sistema de distribución de la CNFL.
63
En relación con los sistemas de información y programas de cómputo que se tienen en
el DPD son para realizar estudios técnicos y están al día (año 2008) con el pago del
mantenimiento anual que se le hace a la casa proveedora. Los programas que se
tienen son los siguientes:
1. CYMDIST, de la casa comercial CYME de Canadá: existen 3 licencias, dos en el
servidor de aplicaciones del GIS/AM/FM y una tipo USB. Además se tienen las
llaves adicionales del software Network Adapter, el cual hace la función de
enlazar al Sistema de Información Geográfico de la CNFL con el CYMDIST. Las
licencias de este software también están el servidor de aplicaciones del
GIS/AM/FM.
2. CYMTCC: existen 6 licencias, todas del tipo USB: 1 en las siguientes
dependencias: Sección Control Distribución del Dpto. de Operación, Sección de
Protecciones y Automatización del Dpto. Sistemas de Potencia, Área de Redes
Subterráneas del Dpto. de Redes Eléctricas y Sección Diseño de Redes
Eléctricas del Dpto. de Planificación y Diseño y 2 en el Área de Planeamiento del
Dpto. de Planificación y Diseño.
3. Forescast PRO: existen 2 licencias, 1 en la Sección Administración Financiera
del Dpto. Financiero y la otra en el Área de Planeamiento del Dpto. de
Planificación y Diseño. Estas licencias no están actualizadas.
También dentro del área de sistema de cómputo se trabajó en coordinación con la
gente del Proyecto SiGEL y luego con los compañeros de la Dirección de Tecnologías
de Información en el desarrollo de un nuevo sistema para la presupuestación y diseño
de los estudios de ingeniería. Este nuevo programa, el cual se denomina SIPREDI, a
partir del mes febrero del 2008, la responsabilidad de coordinar y poner en marcha todo
el sistema fue traspasada al DPD, motivo por el cual se nombró un administrador de
este sistema, el compañero Mainor Adanis Mena.
64
El objetivo de este programa es sustituir al sistema elaborado en el año 1986 por el
compañero Carlos Hernández Seas, llamado AB86 y fue desarrollado en el lenguaje de
Business Basic y tiene la versatibilidad de que se diseña en el ambiente del GIS para
que todo los planos de los estudios de ingeniería queden dentro del Sistema SiGEL.
Por último, a finales del año del 2007 y principios del 2008 se realizaron estudios y
simulaciones para determinar la forma en que se debía interconectar el P. H. El
Encanto
con el sistema de distribución del ICE en la región de
Sardinal de
Puntarenas.
Finalmente y como opinión muy personal, el Departamento de Planificación y Diseño es
un área muy pequeña que tiene una gran razón para existir dentro de la CNFL, pero
para crecer dentro de la organización requiere de más personal profesional y técnico
para llevar a cabo las labores que se le encomiendan. Requiere de una alta
preparación en conceptos técnicos; por consiguiente, la capacitación es permanente y
es muy importante el participar en seminarios, congresos y cursos en el exterior porque
los ingenieros requieren de roce, con la finalidad de mejorar sus técnicas de trabajo e
investigación.
65
Actividades relacionadas con Control Interno
En este campo durante el año 2008 se trabajó en coordinación con los compañeros de
Control Interno, para lograr avanzar y cumplir con las metas de años anteriores. Debido
a las gestiones realizadas se logró concluir los planes de años anteriores y se adjunta
el correo respectivo, así como los cuadros correspondientes indicados en el correo
electrónico enviado por el Lic. Carlos Navarro Castro.
Para cumplir con los alcances de Control Interno y dejar al día con los compromisos en
lo que resta del año se deben alcanzar el replanteamiento de las metas indicadas en el
documento del 2008.
De: Navarro Castro Carlos
Enviado el: Viernes, 25 de Julio de 2008 09:52 a.m.
Para: Andrés Jácome Luis Fernando; Ulate Salas Olga Lucía
CC: González Umaña Josue David
Asunto: Plan de CI 2008
Estimados compañeros:
De acuerdo con lo conversado el día de ayer adjunto archivo con las recomendaciones al plan de acción
del DPD, por favor revisarlo, hacer los ajustes que consideren convenientes y si están de acuerdo
hacerlo de nuestro conocimiento, para la reunión de este martes 29.
Cualquier consulta con mucho gusto.
Atte. Carlos Navarro.
66
Plan de Acción CI 2006 Actividades Pendientes
Acción de mejora DPD
1
IVE03 ¿En su dependencia
los funcionarios a su cargo
Oportunidad son participados al menos una
vez al año en actividades
de mejora
donde se promueven los
valores, la integridad y la
ética?
2
FEO02 ¿Con respecto a las
políticas
e
instrucciones
escritas
sobre
activos,
viáticos, transportes, medidas
Oportunidad disciplinarias y relativas a los Entregar a cada funcionario los
procesos
y
operaciones,
reglamentos correspondientes.
de mejora
indique si los funcionarios de
la dependencia a su cargo
disponen de estas para
consulta en medios de fácil
acceso?
Realizar charla con la finalidad
de refrescar los conceptos de
valores, integridad y la ética,
pero en función de la actividad
de la dependencia.
Acción de
mejora
propuesta
Observaciones
Avance
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Impartir charla de valores, integridad y ética.
100%
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Informar y entregar a los funcionarios
manuales de políticas e instrucciones escritas
sobre activos, viáticos, transportes, medidas
disciplinarias y relativas a los procesos y
operaciones.
100%
67
Mantener en un lugar de fácil
acceso los reglamentos para
consulta
de
cualquier
funcionario.
3
Oportunidad
de mejora
4
FEO06 ¿Participa el personal
de la dependencia a su cargo,
en el mejoramiento de los
mediante
la
Oportunidad controles,
sugerencia y diseño de
de mejora
controles aún más efectivos
para las áreas de la
organización
donde
desempeñan sus labores?
Informar
al
personal
del
departamento
incluyendo
la
Sección, de que pueden hacer
sugerencias verbales o escritas
que ayuden a mejorar la forma
de realizar las labores diarias.
Oportunidad
de mejora
Indicar
al
personal
del
departamento que pueden hacer
sugerencias sobre la forma de
mejorar
las
labores
departamentales, haciendo uso
del medio que mejor consideren
ya sea verbal o escrito.
5
N/A
N/A
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Brindar acceso a los funcionarios a los
procedimientos y otros.
100%
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Informar sobre la participación del personal en
CI y mejora de los procesos.
100%
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Informar sobre la participación del personal en
CI y mejora de los procesos.
100%
68
6
CDRH02 ¿Ha definido usted
las políticas y prácticas de
Oportunidad gestión del recurso humano
en cuanto a la inducción que
de mejora
debe recibir el nuevo personal
en la dependencia a su
cargo?
Crear un Manual de criterios
internos de diseño para la
ejecución de los estudios de
ingeniería.
7
IVE02 ¿Ha realizado usted
con los funcionarios de la
dependencia a su cargo,
Oportunidad actividades orientadas a la
divulgación de la misión,
de mejora
visión y objetivos contenidos
en el plan estratégico de la
CNFL?
8
Oportunidad
de mejora
N/A
N/A
Debido a la semejanza con la actividad #6 de
las actividades del año 2008 se fusionaron
ambas preguntas. Elaborar un manual para el
diseño de estudios de ingeniería.
100%
Coordinar con el personal de
Gestión Estratégica una charla al
personal del DPD y SEI, para
conocer el Plan Estratégico de la
CNFL y la Dirección con su
misión, visión y objetivos.
N/A
Debido a la semejanza con las actividades
pendientes del año 2006, se incluyó dentro de
la actividad #8 de las actividades 2008.
Impartir charlas sobre el plan estratégico.
100%
Entregar
la
información
correspondiente para que sea
del conocimiento del personal.
N/A
N/A
N/A
69
008 PMCI Departamento de Planificación y Diseño
Plan de Acción CI 2007
Acción de mejora DPD
Acción de mejora propuesta
Observaciones
1
¿Se han identificado
riesgos asociados a
Oportunidad procesos de su
de mejora dependencia que
afecten el cumplimiento
de sus objetivos?
Se ejecutará un análisis exhaustivo a nivel del
Departamento para identificar los riesgos asociados
a proceso que afectan el cumplimiento de los
objetivos, esto a través del desarrollo de las
actividades que lleva a cabo Gestión Estratégica.
Se identificaran los riesgos
asociados a los procesos que
afecten el cumplimiento de los
objetivos.
N/A
2
¿En su dependencia se
está desarrollando un
plan de tratamiento que
Oportunidad permite emprender
de mejora acciones adecuadas
para reducir el impacto
de los riesgos
identificados?
Con base en los resultados anteriores, se tomarán
las medidas necesarias.
Se implementará un plan de
tratamiento para los riesgos
identificados
N/A
Se procederá mensualmente a
realizar un seguimiento de la
ejecución del presupuesto.
Se requiere capacitar a la
persona que actualmente
cumple con las funciones
relacionadas con el
presupuesto y asignarle
los accesos necesarios
para ingresar a los
sistemas
correspondientes, con el
fin de dar un mejor
seguimiento a la ejecución
del presupuesto anual
aprobado.
3
¿En su dependencia se
realiza un seguimiento
Oportunidad
de la ejecución del
de mejora
presupuesto anual
aprobado?
Se requiere capacitar a la persona que actualmente
cumple con las funciones relacionadas con el
presupuesto y asignarle los accesos necesarios
para ingresar a los sistemas correspondientes, con
el fin de dar un mejor seguimiento a la ejecución del
presupuesto anual aprobado.
70
4
¿Conoce usted si existe
una política de
Oportunidad Administración de
de mejora Riesgos aprobada por
el Consejo de
Administración?
Se hará del conocimiento de todo el personal del
Departamento sobre la existencia de una política de
Administración de Riesgos, a través de charlas y de
la entrega de documentación al respecto.
N/A
N/A
5
¿Existen normas,
procedimientos u otros
Oportunidad documentos de control
de mejora que apoyen el logro de
los objetivos en su área
de trabajo?
Existen procedimientos para el área de
planeamiento del sistema de distribución, pero falta
por desarrollar procedimientos dentro del DPD, por
consiguientes se trabajará en la elaboración de los
mismos en: Área de interconexión de proyectos de
generación. Estudios técnicos de materiales para el
sistema de distribución.
Se elaboraran procedimientos
para las siguientes áreas de
trabajo: A-) Área de
interconexión de proyectos de
generación. B-) Estudios
técnicos de materiales para el
sistema de distribución.
N/A
6
¿Los documentos
Oportunidad indicados en la
de mejora pregunta anterior están
a su disposición?
Los procedimientos que actualmente tiene el
aprobados el DPD están a disposición del personal,
Se pondrán a disposición los
pero para garantizar que son del conocimiento de
documentos que tengan relación
cada uno de los funcionarios se les hará llegar cada
con las actividades del
uno de estos. Además, serán participes de la
Departamento.
realización de los procedimientos que se van a
desarrollar durante el año 2008.
Los procedimientos que
actualmente tiene el
aprobados el DPD están a
disposición del personal,
pero para garantizar que
son del conocimiento de
cada uno de los
funcionarios se les hará
llegar cada uno de estos.
Además, serán participes
de la realización de los
procedimientos que se
van a desarrollar durante
el año 2008.
71
7
8
¿En su dependencia, se
realizan inventarios
Oportunidad
periódicos sobre
de mejora
valores y materiales
según corresponda?
Oportunidad
N/A
de mejora
Se realizará la verificación de que cada uno de los
funcionarios de la dependencia cumpla con las
revisiones de los inventarios de los activos que
dispone cada uno.
N/A
N/A
N/A
Debido a la semejanza de las
actividades pendientes-2006 se
incorpora esta actividad que
resume dichas acciones. Se
impartirán charlas sobre: A-)
Valores, integridad y ética. B-)
Informar y entregar a los
funcionarios manuales de
Debido a la semejanza de
políticas e instrucciones escritas
las actividades pendientes
sobre activos, viáticos,
del año 2006 se resumió
transportes, medidas
en esta actividad las
disciplinarias y relativas a los
preguntas: IVE03, FEO02,
procesos y operaciones. C-)
FEO06, CDRH02, IVE02.
Informar sobre la participación
del personal en CI y mejora de
los procesos. D-) Impartir charlas
sobre el plan estratégico. Se
brindará un fácil acceso a los
funcionarios de toda la
información correspondiente a
estas charlas.
72
2008 PMCI Departamento de Planificación y Diseño
Plan de Acción CI 2008
Acción de mejora DPD
Acción de mejora propuesta
Observaciones
1
¿Se han identificado
riesgos asociados a
de
su
Oportunidad procesos
dependencia
que
de mejora
afecten el cumplimiento
de sus objetivos?
Se ejecutará un análisis exhaustivo a nivel del
Departamento para identificar los riesgos asociados a
proceso que afectan el cumplimiento de los objetivos,
esto a través del desarrollo de las actividades que
lleva a cabo Gestión Estratégica.
Se identificaran los riesgos
asociados a los procesos que
afecten el cumplimiento de los
objetivos.
N/A
2
¿En su dependencia se
está desarrollando un
plan de tratamiento que
Se implementará un plan de
emprender Con base en los resultados anteriores, se tomarán las
Oportunidad permite
tratamiento para los riesgos
acciones
adecuadas medidas necesarias.
de mejora
identificados
para reducir el impacto
de
los
riesgos
identificados?
N/A
3
¿En su dependencia se
realiza un seguimiento
Oportunidad
de la ejecución del
de mejora
presupuesto
anual
aprobado?
Se requiere capacitar a la persona que actualmente
cumple con las funciones relacionadas con el
presupuesto y asignarle los accesos necesarios para
ingresar a los sistemas correspondientes, con el fin de
dar un mejor seguimiento a la ejecución del
presupuesto anual aprobado.
Se requiere capacitar a la
persona que actualmente
cumple con las funciones
relacionadas
con
el
presupuesto y asignarle
Se procederá mensualmente a los accesos necesarios
realizar un seguimiento de la para
ingresar
a
los
ejecución del presupuesto.
sistemas
correspondientes, con el
fin de dar un mejor
seguimiento a la ejecución
del presupuesto anual
aprobado.
73
4
¿Conoce usted si existe
una
política
de
de
Oportunidad Administración
Riesgos aprobada por
de mejora
el
Consejo
de
Administración?
Se hará del conocimiento de todo el personal del
Departamento sobre la existencia de una política de
Administración de Riesgos, a través de charlas y de la
entrega de documentación al respecto.
N/A
N/A
5
¿Existen
normas,
procedimientos u otros
Oportunidad documentos de control
que apoyen el logro de
de mejora
los objetivos en su área
de trabajo?
Existen procedimientos para el área de planeamiento
del sistema de distribución, pero falta por desarrollar
procedimientos dentro del DPD, por consiguientes se
trabajará en la elaboración de los mismos en: Área de
interconexión de proyectos de generación. Estudios
técnicos de materiales para el sistema de distribución.
Se elaboraran procedimientos
para las siguientes áreas de
trabajo:
A-)
Área
de
interconexión de proyectos de
generación.
B-)
Estudios
técnicos de materiales para el
sistema de distribución.
N/A
6
Los procedimientos que actualmente tiene el
aprobados el DPD están a disposición del personal,
¿Los
documentos
pero para garantizar que son del conocimiento de
en
la
Oportunidad indicados
cada uno de los funcionarios se les hará llegar cada
pregunta anterior están
de mejora
uno de estos. Además, serán participes de la
a su disposición?
realización de los procedimientos que se van a
desarrollar durante el año 2008.
Los procedimientos que
actualmente
tiene
el
aprobados el DPD están a
disposición del personal,
pero para garantizar que
Se pondrán a disposición los son del conocimiento de
documentos que tengan relación cada
uno
de
los
con
las
actividades
del funcionarios se les hará
Departamento.
llegar cada uno de estos.
Además, serán participes
de la realización de los
procedimientos que se
van a desarrollar durante
el año 2008.
74
7
8
¿En su dependencia, se
realizan
inventarios
Oportunidad
periódicos
sobre
de mejora
valores y materiales
según corresponda?
Oportunidad
de mejora
N/A
Se realizará la verificación de que cada uno de los
funcionarios de la dependencia cumpla con las
revisiones de los inventarios de los activos que
dispone cada uno.
N/A
N/A
N/A
Debido a la semejanza de las
actividades pendientes-2006 se
incorpora esta actividad que
resume dichas acciones. Se
impartirán charlas sobre:
A-)
Valores, integridad y ética. B-)
Informar y entregar a los
funcionarios
manuales
de
políticas e instrucciones escritas
sobre
activos,
viáticos,
transportes,
medidas
disciplinarias y relativas a los
procesos y operaciones. C-)
Informar sobre la participación
del personal en CI y mejora de
los procesos. D-) Impartir charlas
sobre el plan estratégico. Se
brindará un fácil acceso a los
funcionarios
de
toda
la
información correspondiente a
estas charlas.
Debido a la semejanza de
las actividades pendientes
del año 2006 se resumió
en esta actividad las
preguntas: IVE03, FEO02,
FEO06, CDRH02, IVE02.
75
RECOMENDACIONES
Para finalizar este documento quiero manifestar una serie de recomendaciones, las
cuales considero son oportunas para la gestión de la nueva jefatura y son las
siguientes:
1. Se debe procurar realizar nuevamente las gestiones, ante la Dirección de
Recursos Humanos, para que el Área de Planeamiento del Sistema de
Distribución se convierta en una sección del Dpto. de Planificación y Diseño.
2. Se debe procurar que la persona profesional técnico del Área de Planeamiento
sea profesional en Ingeniería Eléctrica con especialidad en Sistemas de
Potencia, dado que en esta área se necesita de mucho conocimiento por dar el
soporte a otras dependencias de la CNFL, principalmente al Dpto. Ingeniería de
Proyectos de Generación y al Dpto. Construcción de Proyectos de Generación.
3. Se recomienda que los profesionales de esta área realicen la Maestría
Profesional de Ingeniería Eléctrica, mención a Sistemas de Mediana y Baja
Tensión, que imparte la Universidad de Costa Rica.
4. Es oportuno crecer en el personal que labora en esta área, porque con solo dos
profesionales es demasiado poco para la cantidad de proyectos que se manejan
en la CNFL.
5. Respecto al personal técnico que tiene asociado en la elaboración de estudios
de ingeniería, se requiere de al menos una cuadrilla adicional de trabajo, porque
la cantidad de proyectos de mejora para el sistema de distribución plasmados en
el Plan de Obras es muy amplio.
76
6. También es oportuno pensar en dotar de un vehículo a esta área, porque solo
disponen de uno y normalmente está ocupado con los compañeros que realizan
los estudios de ingeniería.
7. Se debe procurar terminar la actualización del manual de montajes.
8. Se debe realizar el manual de materiales con las especificaciones de cada uno
de los elementos que conforman la red de distribución.
9. Se debe implementar en el manual de montajes todo lo relacionado a cables
semi-aislados para tensiones de media tensión.
10. Se debe desarrollar el análisis para instaurar redes pre-ensambladas para redes
secundarias.
11. Se debe continuar con los esfuerzos de realizar diversos tipos de estudios o
investigaciones, como seguir con mediciones de resistividades de suelos a lo
largo del sistema de distribución de la CNFL. Se logró terminar el sector oeste y
la Subestación de San Miguel en el sector este del área de concesión.
12. Se debe pensar en instaurar el Sistema de Detección de Descargas
Atmosféricas propiamente en la CNFL y no depender del ICE.
13. Se debe continuar con los estudios de pérdidas eléctricas, el cual se dejó una
metodología de cálculo para redes de media tensión hasta el nivel de
transformadores de distribución, falta analizar las redes secundarias.
14. Se debe continuar con los estudios de cargabilidad de transformadores y con la
obtención del transformador óptimo.
77
15. Lograr la profesionalización del recurso humano, objetivo planteado desde hace
muchos años, el cual ha costado lograr y cada vez que se alcanza la meta con
alguno de los compañeros es tomado por alguna otra dependencia.
16. Debido a la antigüedad y deterioro de los vehículos de esta área se considera
oportuno seguir luchando para conseguir nuevos vehículos y en la medida de lo
posible aumentar al menos en un vehículo más.
17. Lograr la instauración del SIPREDI, como programa y herramienta de trabajo
diario.
18. Seguir en el proceso de actualización y capacitación del personal de la sección.
19. Continuar e impulsar el diseño de estudios de ingeniería por parte de
profesionales en el campo de la ingeniería eléctrica, esto con la finalidad de
disminuir los tiempos de respuesta al cliente.
20. Se debe continuar con el proceso de giras con el personal del Dpto. de Redes
Eléctricas con la finalidad de disminuir las diferencias de criterio y evitar, en
parte, errores en los estudios de ingeniería.
21. Incrementar en el uso de postes autoportantes en los diseños de los estudios de
ingeniería, con la finalidad de evitar problemas con anclajes.
22. Se deben desarrollar los montajes asociados a cada uno de los postes
autoportantes existentes o por rango de capacidades, utilizando nuevos
conceptos de abrazaderas existentes en el mercado.
78
Anexo I
Informes dados a la Auditoría Interna (Del año 2005 a agosto del 2008) 79
PARA :
Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe
Auditoría Financiera
DE:
Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
13 de agosto del 2008
DPD-191/2008
ASUNTO:
Informe sobre el AUD-261-08
En relación con las indicaciones dadas en el AUD-261-08 a esta dependencia, en la
cual le corresponde actuar en las actividades B1 y B2, le informo lo siguiente:
B.1 CONFECCION DE PRESUPUESTO
Actualmente, la SDRE confecciona presupuestos de mano de obra y materiales de los
EI que ejecutan las empresas particulares a solicitud de clientes, documento que se
archiva y no se le suministra a nadie. Esta situación evidencia que en esa tarea se
utilizan recursos que podrían emplearse en otro tipo de labores, como por ejemplo las
citadas en el punto A) de este informe.
En el correo electrónico del 18-05-08, la jefatura del DPD indicó:
"...Como parte de los cambios en el proceso de trabajo de la Sección Diseño de Redes
Eléctricas (antiguamente Sección Estudios de Ingeniería) se tiene pensado
implementar a partir del próximo 1 de julio el cambio en el Presupuesto de los Estudios
de Ingeniería que van a ser desarrollados por una empresa Particular.
El cambio consiste en no volver a calcular el presupuesto a estos estudios, por
consiguiente la carátula indicara cero y esto nos permitirá ser más ágiles en el trabajo
que se desarrolla en la Sección.
La idea de eliminar este presupuesto es porque no sirve para nada, en este momento y
es por lo siguiente:
1. Los estudios se capitalizan en base al monto indicado en el contrato que presenta la
empresa particular a la CNFL, S.A.
2. Por consiguiente el monto indicado en la carátula no sirve de nada, ni de referencia
porque los costos de las empresas particulares es diferente al costo CNFL por diversos
motivos.
80
Lic. Freddy Ocampo Cordero
Página 2 (DPD-191/2008)
13 de agosto del 2008
3. Por otro lado a nadie se le entrega copia de la carátula de EI de ingeniería, ni
tampoco al cliente, porque los costos del mismo son con referencia a precios de CNFL
y a costos propios de mano de obra de la CNFL.
Finalmente, después de estas pequeñas explicaciones, les informo previamente a
ustedes para conocer de su opinión al respecto, porque eventualmente con esta
decisión se esté en contra de algún proceder de sus funciones y no queremos que este
hecho ocasione problemas, pero si el mismo no tiene problemas para nadie entonces
como indiqué anteriormente a partir del 1 de julio no se volverá a presupuestar estudios
de ingeniería que se vayan a construir con empresa particular...".
El jefe del DPD manifestó que actualmente se encuentra en proceso de recopilar y
analizar la información solicitada.
RECOMENDACION
(procesos de dirección)
Analizar la información recibida en relación con si es necesario preparar
presupuestos de obras que ejecutan empresas particulares a solicitud de
clientes. Con base en los resultados obtenidos, aplicar las medidas que estime
pertinentes.
Acciones
El pasado 18 de junio se envío un correo
electrónico (se adjunta) indicando la
opinión de varias dependencias y
personas sobre la afectación por la
eliminación del presupuesto de los
estudios de ingeniería que se van a
construir por medio de empresa particular.
Responsable
Plazo
Departamento
Concluido
de Planificación
y Diseño
Esta consulta se realizó a funcionarios de
la Dirección Jurídica, Dirección de
Producción
y
Desarrollo,
Dirección
Administrativa y Dirección Distribución.
81
Lic. Freddy Ocampo Cordero
Página 3 (DPD-191/2008)
13 de agosto del 2008
Acciones
Responsable
Al respecto solo se recibieron dos Departamento
respuestas al respecto, una de ellas de Planificación
aprobando la gestión de no realizar más y Diseño
los presupuestos y la otra respuesta fue
indicando que se debía de participar a la
Dirección Jurídica en la decisión, motivo
por el cual el 20 de junio se les envío un
correo electrónico indicando la situación.
Plazo
Por otro lado, no se obtuvieron respuestas
de rechazar la gestión, motivo por el cual
se dio la indicación verbal, para no
presupuestar más los estudios de
ingeniería que se van a desarrollar bajo la
modalidad de particular con particular, así
que a partir del mes de julio no se han
realizado más presupuestos de estos
tipos.
Finalmente, la semana pasada se envió la
nota formal, DPD-189/2008 al Ing. Jorge
Garro Varela, jefe de la Sección Diseño de
Redes
Eléctricas
indicando
no
presupuestar más los estudios de
ingeniería que se van a desarrollar por
empresa particular. (se adjunta copia del
DPD).
B.2 DIFERENCIA EN MONTOS COBRADOS
Los EI 06-11-1013 y el 07-02-0143 a nombre de CONAVI, presentan diferencias
entre los montos cobrados (¢9.465.200,00 y 75.317.400,00) y los que muestran
los registros contables (¢2.791.223,10 y ¢73.716.053,83). También, se observó
que en los EI 06-07-0578 y el 06-11-1014 se producen situaciones inversas,
pues los montos cobrados fueron ¢8.882.300,00 y ¢3.013.950,00 y el costo real
fue ¢9.754.766,02 y ¢4.558.162,01; respectivamente.
82
Lic. Freddy Ocampo Cordero
Página 4 (DPD-191/2008)
13 de agosto del 2008
En el correo electrónico del 17-06-08, la jefatura del DPD indicó:
"... 1. Los estudios de ingeniería se presupuestan con un monto promedio de costo de
mano de obra, tanto de cuadrilla como de grúa. En este sentido mucho dependerá de la
cuadrilla que asigne Redes Eléctricas para llevar a cabo el proyecto porque
dependiendo de las antigüedades de los funcionarios de la cuadrilla este monto puede
provocar diferencias hacia arriba o abajo del monto.
2. Los estudios de ingeniería a nivel de contabilidad reciben cargos por concepto de lo
que ellos llaman DIRECCION, el cual es la recopilación de los gastos indirectos de los
sueldos y otros, los cuales se prorratean de acuerdo a las AM abiertas en ese
momento; por lo tanto, será difícil que sean iguales ambos presupuestos. Incluso en el
monto influye el tiempo de apertura de la AM y varios otros factores contables.
3. También a nivel contable los materiales llevan como parte del gasto de los materiales
y porcentaje asociado a la mano de obra de los compañeros de Almacén; por
consiguiente este otro rubro no va a coincidir.
4. Además influye el costo del material en si, porque cuando se presupuesta, la
ejecución del estudio de ingeniería puede ser 4 a 6 a 8 meses después y los precios
pudieron ser modificados, por el ingreso de nuevos pedidos al Almacén en ese tiempo
mientras se ejecutaba...”.
No obstante los aspectos comentados en dicho correo, se considera que
las diferencias entre los presupuestos y los costos reales deben ser
razonables y no presentar diferencias significativas (se observó un caso
cuya variación se aproxima al 300%). La situación mencionada podría
afectar la imagen de la CNFL, pues la mayoría de estos trabajos son
solicitados por instituciones del Gobierno.
RECOMENDACION (procesos de dirección)
Determinar si los factores que están siendo utilizados para calcular el
monto de los conceptos que forman parte de los presupuestos de EI,
requieren ser modificados. Entre otros asuntos que estimen pertinentes,
considerar los aspectos que en el correo citado se indicó que inciden en
las diferencias comentadas. Con base en los resultados obtenidos, realizar
las acciones que correspondan.
83
Lic. Freddy Ocampo Cordero
Página 5 (DPD-191/2008)
13 de agosto del 2008
Acciones
El pasado 20 de junio se envío un correo
electrónico (se adjunta) indicando la opinión
de varias dependencias y personas por el
cambio en el porcentaje de cobro en los
diferentes renglones para la presupuestación
del estudio de ingeniería.
Esta consulta se realizó a funcionarios de la
Dirección Jurídica, Dirección de Producción y
Desarrollo,
Dirección
Administrativa
y
Dirección Distribución.
Responsable
Departamento
Planificación
Diseño.
Plazo
de Implementación de los
y cambios en los rubros de
presupuestación: 16 de
setiembre del 2008
Puesta en definitiva del
SIPREDI: 1 de diciembre
del 2008, si todo el
proceso de pruebas sale
satisfactoriamente.
Por otro lado, el Lic. Roger Valverde
Valverde, jefe de la Sección Inventarios y
Costos del Dpto. de Contabilidad indicó en un
correo el pasado 18 de julio que estaban de
acuerdo con el planteamiento y que la
mayoría de los aspectos indicados ya habían
sido analizados en nuestra sección a
solicitud del funcionario Orlando Álvarez,
quien labora en la Sección de Diseño de
Redes Eléctricas
Ante esta situación lo que nos falta es
implementar los cambios en el sistema de
presupuestación, tanto en el Sistema
existente, denominado AB86, como el
Sistema
SIPREDI
desarrollado
por
Tecnologías de Información, el cual se
encuentra en operación paralela.
No obstante esta situación posiblemente no
resuelva por completo las diferencias en los
montos cobrados y presupuestados, pero
esta acción ayudará en parte a solventar la
problemática.
Por otro lado está en proceso de prueba y
operando en paralelo el Sistema SIPREDI,
sistema que podría ayudar todavía más a
eliminar estas diferencias.
Anexo: 3
c:
Dirección de Distribución
Archivo/Consecutivo
84
PARA :
Lic. Freddy Ocampo Cordero, jefe
Auditoría Interna
DE:
Luis Fernando Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
23 de enero del 2008
DPD-013/2008
ASUNTO:
RESPUESTA AL AUD 369-07
En relación con el AUD-369-07 remitido a la Sección Diseño de Redes Eléctricas, le
indico que se evaluando opciones para solventar algunas de las deficiencias acotadas
por la Auditoría Financiera en dicho informe, pero aún no tenemos una respuesta
concreta al mismo.
Para mejorar lo indicado por ustedes, hemos realizado varias reuniones entre el Ing.
Jorge Garro Varela, jefe de dicha Sección y este servidor (la última reunión que tuvimos
para conversar del asunto fue el pasado miércoles 16 de enero a las 10:30 a.m.) pero
no hemos alcanzamos a terminar la discusión para resolver la temática, porque el
mismo es amplio y consideramos que con la entrada del nuevo sistema de
presupuestación de los estudios de ingeniería, denominado SIPREDI, se resolverá gran
parte de las inconsistencias que ocurren en la actualidad con la presupuestación.
Es importante indicar el día miércoles 16 de enero a las 9:00 a.m. se realizó una
reunión con los funcionarios de la Dirección de Tecnologías de Información y de la
Dirección de Desarrollo, del Proyecto SiGEL, con el Ing. Fructuoso Garrido Alvarado,
Director de Distribución, con el Ing. Jorge Garro Varela y este servidor para discutir
todas las mejoras que se desarrollaron en el software durante el año 2007, debido a su
operación en paralelo y para entregar formalmente el sistema SIPREDI a la Dirección
de Distribución, para que en conjunto el Departamento de Planificación y Diseño con la
Sección de Diseño de Redes Eléctricas, tomen el sistema y determinen su entrada en
operación, así como el nombramiento del administrador del sistema. La nota formal de
entrega del sistema fue 17 de enero del 2007.
Dentro de las actividades que se tienen analizado desarrollar, como una mejora a lo
que actualmente se realiza, por la entrada en operación de SIPREDI es lo siguiente:
1. Determinación de nuevos porcentajes de cobro en los diferentes rubros que
tiene un estudio de ingeniería, como por ejemplo: imprevistos, elaboración y
recepción de obra, etc.
85
Lic. Freddy Ocampo Cordero
Página 2 (DPD-013/2007)
23 de enero del 2007
2. Determinación de no presupuestar obras que son contrato particular con
particular y para determinar los costos de estas obras, se realizará con base a
los contratos que presentan las empresas particulares autorizadas por la CNFL.
3. Redefinición de procedimientos de la Sección de Diseño de Redes Eléctricas.
Por tal motivo, cuando entre en operación SIPREDI (posiblemente en los primeros días
de febrero), se espera que a finales del mes de febrero se pueda dar una respuesta
satisfactoria al AUD-369-07.
c:
Lic. Virgilio Araya López, Auditoría Financiera
Dirección de Distribución
Sección Diseño de Redes Eléctricas
Archivo
Consecutivo
86
PARA :
Lic. Juan Carlos Bolaños Rivas
Lic. David Ramírez Cruz
Auditoría Financiera
DE:
Luis Fernando Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
22 de agosto del 2007
DPD-173/2007
ASUNTO:
AF-PHE-09/2007
Según lo solicitado en su correo AF-PHE-09/2007, con fecha 24 de julio del 2007, le
adjunto la documentación que preparó esta dependencia, en relación con la revisión del
esquema y de la oferta que presentó el Contratista (Ghella) de la línea de transmisión
del P. H. El Encanto.
En lo referente a costos, para poder evaluar se solicitaron precios de mercado a varias
empresas, una de estas fue al señor Marco Vinicio Vargas de Enersys, quien al
momento del envío era un posible oferente al contratista. El otro costo que aparece es
de una empresa que cotizó los materiales a través de un compañero del Departamento,
pero desconocemos el nombre.
Además, se entrega copia de un correo del señor Pedro Montero Sánchez, donde se
incluye tabla de cantidades y costos de la empresa Condutel, S.A., que es la misma
información presentada por el señor Marco Vinicio Vargas.
olus
Anexo: 2
c:
Auditoría Financiera
Dirección de Distribución
Archivo
Consecutivo
87
PARA:
Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe
Auditoría Informática
DE:
Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
21 de marzo del 2006
DPD-031/2006
ASUNTO:
RESPUESTA AL AUD-048-06
En relación con lo planteado en el AUD-048-06, le indico cuáles han sido las acciones
realizadas por el Departamento de Planificación y Diseño en los puntos indicados en la
nota:
I.
Criterios técnicos
En relación con este tema, se realizó la actualización del Manual de Montajes para
Líneas de Distribución Aéreas, el cual se utilizó de referencia para la Licitación Pública
40-2005, Reconstrucción del Sistema de Distribución Eléctrica en el Cantón de La
Unión, Cartago. El Manual de Montajes es un documento muy importante en el
desarrollo de los estudios de ingeniería porque es la base para la ejecución del diseño
y es la guía para la construcción de las redes eléctricas, tanto para las cuadrillas de la
CNFL como para las empresas particulares. Además, es la guía para tener una labor
de inspección de obras para el sistema de distribución muy objetiva.
El Manual de Montajes contempla todo lo relacionado con líneas de media tensión
(línea primaria) en sus diferentes tipos de conexión: monofásica, bifásica y trifásica y
para los diferentes tipos de conductor a utilizar: 3/0 AWG, 266,8 MCM, 336,4 MCM y
477,0 MCM, todos del tipo AAC. Asimismo, contiene todo lo referente a líneas de baja
tensión (línea secundaria), tanto el conductor neutro, como las fases A y B; contiene
todo lo referente a los diferentes postes que se pueden utilizar: desde 9 metros hasta
15 metros de altura, anclajes: desde el ancla sencilla hasta anclas pesadas, equipo de
protección, transformadores de distribución y alumbrado público.
La actualización del Manual de Montajes también está permitiendo que la
implementación del nuevo sistema de diseño y presupuestación de los estudios de
ingeniería, denominado SIPREDI, entre en operación con una revisión actualizada de
los montajes, por ende, de los materiales que los conforman y en concordancia con los
códigos y materiales que tiene el Almacén Anonos en su sistema SIAPRO, con lo cual
se cierra el ciclo de que el diseño elaborado para un estudio de ingeniería esté en
concordancia con los artículos y equipos que se disponen en nuestro inventario.
88
Lic. Fredy Ocampo Cordero
Página 2-11 (DPD-031/2006)
21 de marzo del 2006
Durante el segundo trimestre de este año, se realizará el proceso de impresión del
nuevo manual, el cual debe repartirse a todas las personas que tienen relación con el
mismo dentro de la CNFL, así como a las empresas particulares autorizadas para la
construcción de redes eléctricas aéreas y consultores privados que requieren la
información para incorporarla a sus proyectos. Además, se realizará el proceso con la
Sección Análisis Administrativo para oficializar este documento como un manual de
trabajo diario para las diferentes dependencias de la CNFL.
También se ha empezado con la revisión y actualización de todo lo referente a las
especificaciones y equipos que tienen relación con lo que es distribución subterránea a
34.5 kV. En este caso se está participando en una comisión en el CIEMI, en donde
participan compañeros del Departamento de Redes Eléctricas, del ICE y miembros del
CIEMI, en la revisión y homologación entre las especificaciones existentes de la CNFL
y las recién creadas por el ICE, el cual tiene como meta tener una normativa
subterránea para el Grupo ICE a finales del mes de mayo del 2006, para luego
oficializar el trabajo desarrollado ante los consejos directivos de estas instituciones. El
desarrollo de este documento permitirá tener un solo criterio para el diseño, la
construcción y la supervisión de los estudios de ingeniería que se desarrollen en este
campo.
Una vez cumplida la meta de tener el Manual de Montajes para líneas de distribución
aéreas actualizado y pronto tener todo lo referente a redes subterráneas, lo que se va a
empezar a desarrollar es una recopilación de aspectos existentes para desarrollar los
estudios de ingeniería y de las diferentes formas y facetas que se tienen en el momento
de realizar o plasmar las ideas en la elaboración del estudio de ingeniería. Para este
trabajo se espera tener un primer folleto para la finalización del primer semestre del
año, documento que se revisará con otras dependencias de la Dirección de
Distribución, con el objetivo de agregar juicios o ideas de personas que podrían aportar
bastante y así obtener un documento final con mayor riqueza. Es importante indicar
que como todo documento debe ser revisado periódicamente porque se pueden
presentar casos que tal vez no se contemplen y deben quedar luego documentados en
el mismo, con lo cual se vuelve una tarea permanente la actualización del mismo.
89
PARA:
Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe
Auditoría Informática
DE:
Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
23 de mayo del 2005
DPD-085/2005
ASUNTO:
RESPUESTA AL AUD-116-05
En respuesta al AUD-116-05, le indico lo siguiente:
1.
Punto A: Criterios Técnicos
Para realizar el instructivo con los criterios técnicos del Departamento Planificación y Diseño,
para las labores de diseño y presupuestación de estudios de ingeniería, así como el
fundamento del planeamiento, se considera que un tiempo prudencial para tenerlo listo es de
nueve meses, empezando el 1 de junio del 2005 y finalizando el 28 de febrero del 2006.
Se tomará en cuenta para la elaboración de este instructivo, los lineamientos que se indican en
los documentos “Elaboración o Actualización de Manuales, Procedimientos, Normas e
Instructivos” del 21 de mayo del 2002 y las “Normas para la Revisión e Implementación de
Reglamentos, Normas, Manuales, Procedimientos, Instructivos y Formularios” del 24 de julio
del 2002, aprobados por la Gerencia.
2.
Punto B: Metodología de Planificación
Referente a la metodología de planificación de un sistema de distribución, es importante aclarar
que las metodologías para estos efectos podrían variar en el futuro porque los modelos son
dinámicos, pero tal y como lo resalta el informe, se debe tener un modelo oficializado y
aprobado por la administración y en el futuro cuando varíe la forma de realizar el planeamiento
se variará el procedimiento establecido.
Se espera tener la metodología de planificación para finales de setiembre del 2005, tomando
en cuenta las proyecciones de demanda (globales y por zonas), los requerimientos del sistema
(a nivel de subestaciones, redes y circuitos) y los planes de expansión.
olus
c:
Dirección de Distribución
Sección Estudios de Ingeniería
Archivo
Consecutivo
90
PARA:
Lic. Carlos Conejo Arauio
Auditoría Informática
DE:
Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe
Departamento de Planificación y Diseño
FECHA:
8 de marzo del 2005
DPD-040/2005
ASUNTO:
INFORMACIÓN SOLICITADA
Le adjunto los documentos solicitado por usted en la reunión del martes 1 de marzo del
2005. Los documentos entregados son los siguientes:
1.
Las minutas de la Comisión de Planeamiento Operativo (CPO) de junio a
noviembre del 2004.
Estudio de la demanda de para la ubicación de nuevas subestaciones,
efectuado en el año 1995, con la participación de personal del ICE y CNFL.
Planificación de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica, copia del
Capítulo 2, de la tesis de maestría académica de la UCR, del Ing. Eduardo Ortiz
Documento indicando la metodología del proyecto de proyección de la
demanda del sistema de distribución de la CNFL S. A.
Copias del software de pronósticos utilizado para la proyección de cantidad de
clientes y de energía.
Dos ejemplos de proyecciones: distrito Anselmo Llorente de Tibás y el distrito
Carmen de San José.
2.
3.
4.
5.
6.
olus
Anexo:
c:
6
Dirección de Distribución
Archivo
Consecutivo
91
Anexo II
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL 2006 ‐ 2020 92
Dirección de Distribución Departamento de Planificación y Diseño Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL 2006 ‐ 2020 Febrero, 2008
93
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................... 97
ÍNDICE DE TABLAS................................................................................... 100
NOMENCLATURA ..................................................................................... 104
RESUMEN .................................................................................................... 105
CAPÍTULO 1: Introducción ........................................................................ 105
CAPÍTULO 2: Marco Teórico: Pronóstico de la Demanda ...................... 112
2.1. Recopilación y análisis de la información histórica por sectores ......................... 116
2.2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica ................................................. 116
2.3. Modelos de Pronósticos para la Planeación .......................................................... 119
2.4. Planteamiento de alternativas u opciones ............................................................. 121
2.5. Sistema de Información Geográfico (SIG) ............................................................ 124
2.5.1. Tipo de información ........................................................................................... 124
2.5.2. Funciones de un SIG .......................................................................................... 125
CAPÍTULO 3: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A. ...................... 126
3.1.
3.2.
3.3.
Área de Generación............................................................................................... 128
Área Comercial ..................................................................................................... 130
Área de Distribución ............................................................................................. 131
CAPÍTULO 4: Proyecciones de Energía ..................................................... 140
4.1. Resultados de las proyecciones de Energía del Cantón de Belén ............................ 151
4.1.1. Distrito San Antonio, Belén .............................................................................. 151
4.1.2. Distrito La Ribera, Belén .................................................................................. 164
4.1.3. Distrito Asunción de Belén ............................................................................... 176
4.2
Resultados totales de las proyecciones de energía, Cantón Belén ........................ 187
4.3
Resultados finales de la proyección total de energía para la CNFL ..................... 191
CAPÍTULO 5: Determinación de la Demanda de Potencia ...................... 200
5.1. Demanda Máxima ................................................................................................. 201
5.2. Factor de Carga ..................................................................................................... 204
5.2.1. Factor de Carga Sector Residencial ................................................................... 206
5.2.2. Factor de Carga Sector General ......................................................................... 208
5.2.3. Factor de Carga Sector Industrial ...................................................................... 211
5.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia ................................................... 214
5.3.1. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial ............ 219
5.3.2. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General .................. 220
94
5.3.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial ............... 221
5.4. Factor de Pérdidas ................................................................................................. 222
5.5. Determinación de la Demanda para el cantón Belén ............................................ 227
5.5.1. Distrito San Antonio de Belén ........................................................................... 227
5.5.2. Distrito La Ribera de Belén ............................................................................... 232
5.5.3. Distrito Asunción de Belén ................................................................................ 237
5.6. Resultado final de la Demanda para el Cantón de Belén ...................................... 242
5.7. Determinación de la Demanda Total para la CNFL ............................................. 247
CAPÍTULO 6: Proyección de la demanda de potencia por Subestación . 255
6.1. Demanda de potencia para las Subestaciones de 34.5 kV de la CNFL ................ 258
6.1.1.
Subestación Belén ............................................................................................. 258
6.1.2.
Subestación Alajuelita ...................................................................................... 264
6.1.3.
Subestación Colima .......................................................................................... 269
6.1.4.
Subestación Desamparados ............................................................................... 274
6.1.5.
Subestación Escazú ........................................................................................... 279
6.1.6.
Subestación El Este ........................................................................................... 284
6.1.7.
Subestación Heredia.......................................................................................... 289
6.1.8.
Subestación La Caja .......................................................................................... 292
6.1.9.
Subestación Lindora.......................................................................................... 296
6.1.10. Subestación San Miguel .................................................................................... 300
6.1.11. Subestación Anonos, 34.5 kV ........................................................................... 304
6.1.12. Subestación Sabanilla, 34.5 kV ........................................................................ 308
6.2. Demanda de potencia para las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL ................ 312
6.2.1
Subestación Anonos, 13.8 kV ........................................................................... 312
6.2.2
Subestación Barva ............................................................................................. 316
6.2.3.
Subestación Curridabat ..................................................................................... 319
6.2.4.
Subestación Guadalupe ..................................................................................... 322
6.2.5.
Subestación Primer Amor .................................................................................. 325
6.2.6. Subestación Sabanilla, 13.8 kV ........................................................................ 328
6.2.7. Subestación Sur .................................................................................................. 332
6.2.8. Subestación Uruca ............................................................................................ 336
CAPÍTULO 7: Requerimientos futuros para el sistema de distribución de
la CNFL ......................................................................................................... 339
7.1.
7.2.
Obras en las subestaciones de 34,5 kV ................................................................. 339
Obras en las subestaciones de 13,8 kV ................................................................. 344
CAPÍTULO 8: Recomendaciones ................................................................ 347
95
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 350
APÉNDICES ................................................................................................. 352
APÉNDICE I: RESULTADOS TOTALES DE CLIENTES Y CONSUMO
DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA CNFL ..................................... 353
APÉNDICE II: RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN DE LA
DEMANDA DE POTENCIA DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA
CNFL ............................................................................................................. 377
APÉNDICE III:
DISTRITOS CON LA ASIGNACIÓN DE
PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN DE LOS ALIMENTADORES
POR SECTOR DE CONSUMO .................................................................. 401
96
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Diagrama de flujo de la metodología utilizada para el pronóstico de energía y
potencia por alimentador y subestación. ..................................................................... 111 Figura 2.1: Predicción de carga .......................................................................................... 118 Figura 2.2: Tasa de crecimiento.......................................................................................... 123 Figura 3.1: Ubicación geográfica de la CNFL ................................................................... 126 Figura 3.2: Cantones servidos por la CNFL con su división distrital ............................... 127 Figura 3.3: Área de concesión de CNFL con la ubicación de cada sucursal ................... 131 Figura 4.1: Formato de exportación a Forecast Pro ......................................................... 147 Figura 4.2: Barra con los íconos principales de comandos de Forecast Pro.................... 147 Figura 4.3: Barra de íconos con otros comandos de Forecast Pro ................................... 148 Figura 4.4: Formato de los gráficos de Forecast Pro ........................................................ 149 Figura 4.5: Formato de los datos estadísticos de Forecast Pro ......................................... 150 Figura 4.6: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, San Antonio de Belén . 153 Figura 4.7: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, San Antonio de Belén . 154 Figura 4.8: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, San Antonio de Belén....... 156 Figura 4.9: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, San Antonio de Belén....... 157 Figura 4.10: Gráfica de Proyección, Sector Industrial, San Antonio de Belén ............... 160 Figura 4.11: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, San Antonio de Belén . 161 Figura 4.12: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, La Ribera de Belén ... 166 Figura 4.13: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, La Ribera de Belén ... 167 Figura 4.14: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, La Ribera de Belén ......... 169 Figura 4.15: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, La Ribera de Belén ......... 170 Figura 4.16: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, La Ribera de Belén...... 172 Figura 4.17: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, La Ribera de Belén...... 173 Figura 4.18: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, Asunción de Belén .... 178 Figura 4.19: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, Asunción de Belén .... 179 Figura 4.20: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, Asunción de Belén.......... 181 Figura 4.21: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, Asunción de Belén.......... 182 Figura 4.22: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, Asunción de Belén ...... 184 Figura 4.23: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, Asunción de Belén ...... 185 Figura 4.24: Gráfica de Proyección Energía Residencial de la CNFL, 1979 al 2020 ...... 194 Figura 4.25: Gráfica de Proyección Energía General de la CNFL, 1979 al 2020 ........... 194 Figura 4.26: Gráfica de Proyección Energía Industrial de la CNFL, 1979 al 2020 ........ 197 Figura 4.27: Gráfica de Proyección Clientes Totales de la CNFL, 1979 al 2020 ............. 197 Figura 4.28: Gráfica de Proyección Energía Total de la CNFL, 1979 al 2020 ................ 198 Figura 5.1: Análisis del pico de la curva de carga ............................................................. 200 Figura 5.2: Curva típica de un transformador de 50 kVA ................................................. 201 Figura 5.3: Límites de variación del factor de coincidencia para grupos diversos de
consumidores residenciales ......................................................................................... 217 Figura 5.4: Proyección de las Pérdidas .............................................................................. 226 97
Figura 5.5: Gráfica de Proyección de la Demanda Residencial de la CNFL, 2006 - 2020
....................................................................................................................................... 250 Figura 5.6 Gráfica de Proyección de la Demanda General de la CNFL, 2006 - 2020 ..... 250 Figura 5.7 Gráfica de Proyección de la Demanda Industrial de la CNFL, 2006 - 2020 .. 253 Figura 5.8 Gráfica de Proyección de la Demanda Total de la CNFL, 2006 - 2020 .......... 253 Figura 6.1: Área de influencia de la Subestación Belén.................................................... 260 Figura 6.2: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Belén ................ 264 Figura 6.3: Área de influencia de la Subestación Alajuelita ............................................. 266 Figura 6.4: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Alajuelita ...... 268 Figura 6.5: Área de influencia de la Subestación Colima ................................................. 270 Figura 6.6: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Colima .............. 274 Figura 6.7: Área de influencia de la Subestación Desamparados ..................................... 275 Figura 6.8: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Desamparados . 279 Figura 6.9: Área de influencia de la Subestación Escazú ................................................. 281 Figura 6.10: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Escazú ............ 283 Figura 6.11: Área de influencia de la Subestación El Este ............................................... 285 Figura 6.12: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación El Este ............ 288 Figura 6.13: Área de influencia de la Subestación Heredia .............................................. 289 Figura 6.14: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Heredia........... 291 Figura 6.15: Área de influencia de la Subestación La Caja .............................................. 292 Figura 6.16: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación La Caja ........... 296 Figura 6.17: Área de influencia de la Subestación Lindora .............................................. 297 Figura 6.18: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Lindora........... 299 Figura 6.19: Área de influencia de la Subestación San Miguel ........................................ 301 Figura 6.20: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación San Miguel..... 303 Figura 6.21: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV ................ 304 Figura 6.22: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 34.5 kV
....................................................................................................................................... 307 Figura 6.23: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV ............. 309 Figura 6.24: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV
....................................................................................................................................... 311 Figura 6.25: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV ................ 313 Figura 6.26: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 13.8 kV
....................................................................................................................................... 315 Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Barva ................................................. 316 Figura 6.28: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Barva .............. 318 Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Curridabat ......................................... 319 Figura 6.30: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Curridabat ...... 321 Figura 6.31: Área de influencia de la Subestación Guadalupe ......................................... 322 Figura 6.32: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Guadalupe ...... 325 Figura 6.33: Área de influencia de la Subestación Primer Amor ..................................... 326 Figura 6.34: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Primer Amor .. 328 Figura 6.35: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV ............. 329 Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Sub. Sabanilla, 13.8 kV ...... 332 98
Figura 6.37: Área de influencia de la Subestación Sur ..................................................... 333 Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sur .................. 335 Figura 6.39: Área de influencia de la Subestación Uruca ................................................. 336 Figura 6.40: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Uruca ............. 338 99
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1: Densidades típicas por zona ............................................................................ 115 Tabla 3.1: Características de Plantas Hidroeléctricas de CNFL .................................... 128 Tabla 3.2: Composición de Energía .................................................................................. 129 Tabla 3.3: Evolución Demanda Máxima .......................................................................... 129 Tabla 3.4: Clientes Totales por Sector .............................................................................. 130 Tabla 3.5: Consumo Total y por Sectores (GWh) ............................................................ 130 Tabla 3.8: Total de Líneas en Operación .......................................................................... 132 Tabla 3.9: Pérdidas en el Sistema de Distribución........................................................... 133 Tabla 3.10: Carga de circuitos y subestaciones ................................................................ 134 Tabla 4.1: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: San Antonio, Belén ......... 152 Tabla 4.2: Clientes y Energía Sector General - Distrito San Antonio, Belén ................ 155 Tabla 4.3: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito San Antonio, Belén ............. 159 Tabla 4.4: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: San Antonio, Belén................... 163 Tabla 4.5: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: La Ribera, Belén ............. 165 Tabla 4.6: Clientes y Energía Sector General - Distrito: La Ribera, Belén .................. 168 Tabla 4.7: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: La Ribera, Belén ............... 171 Tabla 4.8: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: La Ribera, Belén ...................... 175 Tabla 4.9: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: Asunción, Belén .............. 177 Tabla 4.10: Clientes y Energía Sector General - Distrito: Asunción, Belén .................. 180 Tabla 4.11: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: Asunción, Belén............... 183 Tabla 4.12: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: Asunción, Belén ..................... 186 Tabla 4.13: Energía y Clientes Totales del Sector Residencial, Cantón Belén .............. 187 Tabla 4.14: Energía y Clientes Totales del Sector General, Cantón Belén ................... 188 Tabla 4.15: Energía y Clientes Totales del Sector Industrial, Cantón Belén ................ 189 Tabla 4.16: Energía y Clientes Totales del Cantón Belén ............................................... 190 Tabla 4.17: Clientes y Energía Total del Sector Residencial - CNFL ............................ 192 Tabla 4.18: Clientes y Energía Total del Sector General - CNFL .................................. 193 Tabla 4.19: Clientes y Energía Total del Sector Industrial – CNFL .............................. 195 Tabla 4.20: Clientes y Energía Total del Sistema de la CNFL ....................................... 196 Tabla 4.21: Comparación de Clientes al 2006 .................................................................. 198 Tabla 4.22: Comparación de Consumo de Energía al 2006 ............................................ 199 Tabla 5.1: Factor de Carga del Sector Residencial .......................................................... 206 Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador ........................ 207 Tabla 5.3: Factor de Carga del Sector General ............................................................... 209 Tabla 5.4: Factor de Carga del Sector General por cliente ............................................ 209 Tabla 5.5: Factor de Carga del Sector Industrial ............................................................ 211 Tabla 5.6: Factor de Carga del Sector Industrial por cliente ......................................... 212 Tabla 5.7: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial ...... 220 Tabla 5.8: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General ............ 221 Tabla 5.9: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial......... 222 Tabla 5.10: Pérdidas en el Sistema de Distribución......................................................... 223 100
Tabla 5.11: Proyección Pérdidas a través de ventas futuras .......................................... 224 Tabla 5.12: Proyección de Pérdidas (%).......................................................................... 225 Tabla 5.13: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .................... 228 Tabla 5.14: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .......................... 229 Tabla 5.15: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio ...................... 230 Tabla 5.16: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .............................. 231 Tabla 5.17: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera ........................ 233 Tabla 5.18: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: La Ribera.............................. 234 Tabla 5.19: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera .......................... 235 Tabla 5.20: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: La Ribera .................................. 236 Tabla 5.21: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: Asunción ......................... 238 Tabla 5.22: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: Asunción ............................... 239 Tabla 5.23: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: Asunción............................ 240 Tabla 5.24: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: Asunción .................................... 241 Tabla 5.25: Demanda Total Residencial - Cantón Belén................................................. 243 Tabla 5.26: Demanda Total General - Cantón Belén ...................................................... 244 Tabla 5.27: Demanda Total Industrial - Cantón Belén ................................................... 245 Tabla 5.28: Demanda Total - Cantón Belén ..................................................................... 246 Tabla 5.29: Demanda Total Sector Residencial de la CNFL .......................................... 248 Tabla 5.30: Demanda Total Sector General de la CNFL ................................................ 249 Tabla 5.31: Demanda Total Sector Industrial de la CNFL ............................................. 251 Tabla 5.32: Demanda Total de la CNFL ........................................................................... 252 Tabla 5.33: Comparación de la Demanda al 2006 ........................................................... 254 Tabla 6.1: Porcentajes del Distrito San Antonio, Belén .................................................. 257 Tabla 6.2: Porcentajes del Distrito Asunción, Belén ....................................................... 257 Tabla 6.3: Porcentajes del Distrito La Ribera, Belén ...................................................... 258 Tabla 6.4: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Belén ............ 260 Tabla 6.5: Participación de los sectores en el Patio Interruptores de Porrosatí ........... 261 Tabla 6.6: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Belén ....................................... 262 Tabla 6.7: Proyección de la Demanda de Potencia Patio de Interruptores de Porrosatí
....................................................................................................................................... 262 Tabla 6.8: Proyección de la Demanda Total de la Sub. de Belén ................................... 263 Tabla 6.9: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Belén .................................. 263 Tabla 6.10: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Alajuelita... 267 Tabla 6.11: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita.............................. 267 Tabla 6.12: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita ......................... 268 Tabla 6.13: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Colima ....... 271 Tabla 6.14: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Colima .................................. 272 Tabla 6.15: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. Colima al sistema de 13,8 kV
....................................................................................................................................... 272 Tabla 6.16: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Colima ................................. 273 Tabla 6.17: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Colima.............................. 273 Tabla 6.18: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Desamparados
....................................................................................................................................... 276 101
Tabla 6.19: Proyección Demanda de Potencia Sub. Desamparados .............................. 277 Tabla 6.20: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Desamparados .................... 278 Tabla 6.21: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Desamparados ................. 278 Tabla 6.22: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Escazú ....... 282 Tabla 6.23: Proyección Demanda de Potencia Sub. Escazú............................................ 282 Tabla 6.24: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Escazú .............................. 283 Tabla 6.25: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. El Este ....... 286 Tabla 6.26: Proyección Demanda de Potencia Sub. El Este ........................................... 286 Tabla 6.27: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. El Este al sistema de 13,8 kV
....................................................................................................................................... 287 Tabla 6.28: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. El Este ................................. 287 Tabla 6.29: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. El Este .............................. 288 Tabla 6.30: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Heredia ...... 290 Tabla 6.31: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Heredia ................................ 290 Tabla 6.32: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Heredia ............................ 291 Tabla 6.33: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. La Caja...... 293 Tabla 6.34: Participación de los sectores en los alimentadores del Patio de Electriona
....................................................................................................................................... 293 Tabla 6.35: Proyección Demanda de Potencia Sub. La Caja .......................................... 294 Tabla 6.36: Proyección Demanda de Patio de Electriona ............................................... 294 Tabla 6.37: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. La Caja................................ 295 Tabla 6.38: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. La Caja ............................ 295 Tabla 6.39: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Lindora ..... 298 Tabla 6.40: Proyección Demanda de Potencia Sub. Lindora.......................................... 298 Tabla 6.41: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Lindora ............................ 299 Tabla 6.42: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. San Miguel 302 Tabla 6.43: Proyección Demanda de Potencia Sub. San Miguel .................................... 302 Tabla 6.44: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. San Miguel....................... 303 Tabla 6.45: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 34,5
kV ................................................................................................................................. 305 Tabla 6.46: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34,5 kV............................ 305 Tabla 6.47: Proyección Demanda de Potencia Total Sub. Anonos, 34,5 kV ................. 306 Tabla 6.48: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34.5 kV .............. 307 Tabla 6.49: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Sabanilla 34,5 kV
....................................................................................................................................... 310 Tabla 6.50: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34,5 kV ........................ 310 Tabla 6.51: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34.5 kV ........... 311 Tabla 6.52: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 13.8
kV ................................................................................................................................. 314 Tabla 6.53: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV............................ 314 Tabla 6.54: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV .............. 315 Tabla 6.55: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Barva ......... 317 Tabla 6.56: Proyección Demanda de Potencia Sub. Barva ............................................. 317 Tabla 6.57: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Barva................................ 318 102
Tabla 6.58: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Curridabat 320 Tabla 6.59: Proyección Demanda de Potencia Sub. Curridabat .................................... 320 Tabla 6.60: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Curridabat ...................... 321 Tabla 6.61: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Guadalupe. 323 Tabla 6.62: Proyección Demanda de Potencia Sub. Guadalupe ..................................... 324 Tabla 6.63: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Guadalupe ....................... 324 Tabla 6.64: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Primer Amor 327 Tabla 6.65: Proyección Demanda de Potencia Sub. Primer Amor ................................ 327 Tabla 6.66: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Primer Amor ................... 327 Tabla 6.67: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sabanilla, 13,8
kV ................................................................................................................................. 330 Tabla 6.68: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla 13,8 kV ......................... 331 Tabla 6.69: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 13.8 kV ........... 331 Tabla 6.70: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sur ............. 334 Tabla 6.71: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sur ................................................. 334 Tabla 6.72: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sur .................................... 335 Tabla 6.73: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Uruca ......... 337 Tabla 6.74: Proyección Demanda de Potencia Sub. Uruca ............................................. 337 Tabla 6.75: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Uruca ............................... 338 103
NOMENCLATURA
A
Unidad de medida de la intensidad o corriente, amperio.
ABB
Asea Brown Boveri, fabricante de equipo para transmisión y distribución
de energía eléctrica.
ARESEP
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.
CNFL
Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A.
ELSTER
Fabricante de equipo de medición de energía eléctrica.
ESPH
Empresa de Servicios Públicos de Heredia
Dmax.
Demanda máxima.
E
Energía
Fc.
Factor de Carga.
Fd.
Factor de diversidad.
Floss.
Factor de pérdidas
GWh
Giga vatio hora, unidad de medida de la energía eléctrica, 1 x 109 unidades
ICE
Instituto Costarricense de Electricidad
kV
Kilovoltio, 1.000 voltios.
kVA
Kilo Voltio Amperio, símbolo de la potencia aparente.
kVAR
Kilo Voltio Amperio Reactivo, símbolo de la potencia reactiva.
kW
Kilovatio o kilowatt, símbolo de la potencia real.
kWh
Kilo vatio hora, unidad de medida de la energía eléctrica, 1 x 103 unidades
SIG
Sistema de Información Geográfica, siglas en inglés GIS.
SIGEL
Nombre que recibe el Sistema de Información Geográfico en la CNFL y
significa Sistema de Gestión Eléctrica.
t
Tiempo, unidad de medida, normalmente en horas
UEN
Unidad Estratégica de Negocios.
V
Voltio, unidad de medida del voltaje.
104
RESUMEN
Este trabajo consiste en realizar un estudio del comportamiento de la demanda futura del
sistema de distribución de la CNFL, a partir de la serie histórica de datos de clientes y de
consumo de energía de los distritos geográficos, de 1979 – 2005, que conforman el área de
concesión de esta empresa de distribución de energía eléctrica, desagregados en los sectores
de consumo: residencial, general e industrial.
La proyección se realizó utilizando un software de pronósticos de demanda denominado
Forecast Pro y la determinación de la demanda de potencia es mediante la aplicación del
factor de carga, del factor de diversidad y el factor de pérdidas, determinados por medio de
medición real de clientes de cada uno de los sectores. Por otro lado, con la implementación
en la CNFL de la herramienta del SIG, se hace posible realizar un traslado de la demanda
calculada por distrito geográfico a la red de distribución y es posible debido a que en el SIG
se tiene ubicado las áreas de cobertura de cada una de las subestaciones que conforman el
sistema de distribución, a través de sus alimentadores y se puede llevar a cabo porque existe
un enlace entre el sistema de facturación, denominado SASE y el SIG.
El trabajo se desarrolla en tres etapas: la primera presenta la proyección del consumo de
energía eléctrica (kWh) y clientes, desagregado para los principales sectores de acción:
residencial, comercial, industrial y alumbrado público, para cada uno de los distritos
geográficos que alimenta la CNFL, por un periodo de 15 años, 2006 – 2020; en la segunda
etapa se realiza el cálculo de la demanda de potencia, debido a la determinación de los
diferentes factores que se requieren para poder trasladar la proyección de energía a demanda
de potencia. Finalmente en una a tercera etapa se realiza todo la explicación y desarrollo de
la metodología para pasar la información de demanda geográfica al sistema de distribución y
así poder tener a futuro el crecimiento de la demanda de las subestaciones y con esto poder
determinar las obras a desarrollar a mediano plazo.
105
Análisis y proyección de la demanda eléctrica de la CNFL para la planificación de obras
a mediano plazo, utilizando la tecnología del SIG CAPÍTULO 1: Introducción
El Departamento de Planificación y Diseño de la CNFL posee un historial de consumo de
energía y clientes de 27 años, de 1979 al 2005, clasificados por distrito y por sector de
consumo. Los sectores de consumo son tres: residencial, general (donde se incluye todo el
comercio y las instituciones estatales) e industrial. Existe un cuarto sector que se debe
considerar, el cual es alumbrado público, pero de este sector los datos históricos que se
poseen son más recientes.
Consecuencia de lo anterior y aprovechando los nuevos recursos informáticos, como lo fue
la adquisición de un software de pronósticos de demanda, denominado Forecast Pro, así
como la implementación del SIG, se ha desarrollado una metodología que permita realizar
la proyección de crecimiento del sistema de distribución en una forma más precisa.
Con estas nuevas herramientas y aprovechando que la tecnología en la medición de energía
eléctrica ha mejorado mucho, se puede realizar un trabajo más científico para determinar y
ubicar con claridad dónde se está dando el crecimiento de la red, Esto permita que se pueda
determinar con mayor precisión los factores de carga para cada sector y, conjuntando con
las proyecciones de energía, se podrá determinar con mayor claridad cuál será a futuro la
demanda del sistema de distribución en cada una de sus áreas.
En la actualidad, la forma de determinar el crecimiento del sistema de distribución es
utilizando como insumo la carga que tienen las subestaciones, el porcentaje de crecimiento
anual promedio que tiene el sistema de distribución y la información que se tiene de futuros
proyectos que plantean los clientes. Lo anterior permite observar con claridad que el
procedimiento no es sistemático ni científico, motivo por el cual realizar este proyecto
conlleva a tener una metodología ordenada y clara.
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
1.1.
Metodología
La metodología desarrollada fue la siguiente:
1.
Proyecciones de la energía por distritos y sectores
Realizar la proyección, en primera instancia, de la energía y la cantidad de clientes,
para cada uno de los sectores principales, donde se desagrega la cartera: residencial,
comercial e industrial, para cada uno de los distritos geográficos, en los cuales está
presente la CNFL
Esta proyección se realizó con base en la información estadística disponible desde
1979 hasta el 2005 y se planteó para un horizonte de 15 años, utilizando el software
de Forecast PRO1, versión 4.0, el cual da resultados más precisos y confiables.
2.
Factores de Carga
Por otro lado, para poder obtener la demanda de potencia, luego de haber realizado
las proyecciones de energía, se debe de establecer los factores de carga, en cada uno
de los sectores analizados, lo cual permite el realizar la estimación.
La forma de calcular los factores de carga de cada uno de los sectores, se hace a
través de la realización de una serie de mediciones en cada uno de los sectores.
3.
Proyección de la Demanda
Una vez obtenidos los factores de carga para cada sector, se aplican los mismos a
las proyecciones de energía determinadas anteriormente en el punto 1 y se calcula la
demanda de potencia (kW) por cada sector y distrito, obteniéndose la potencia
requerida por cantón.
1
Forecast Pro, software para pronósticos desarrollado por la empresa Business Forecast Systems, Inc
106
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Con estos cálculos se ha determinado la necesidad futura de potencia que requiera el
sistema de distribución de la CNFL para los próximos quince años.
4.
Asociación de la demanda de los distritos a las subestaciones
Aprovechando el recurso del SIG, se asocia la carga de los distritos a las
subestaciones, por medio de los alimentadores o circuitos de distribución que se
encuentran dentro del área geográfica del distrito, lo que permite el poder
determinar el incremento de la carga en la subestación a partir de la evolución de la
carga distrital.
Dentro del SIG se encuentra, la ubicación geográfica de los distritos, el recorrido de
los alimentadores de media tensión, los transformadores de distribución conectados
o asociados a cada circuito y las subestaciones que existen en el sistema de
distribución de la CNFL, así como los elementos de enlace: interruptores,
seccionadores, cuchillas de línea y cortacircuitos de estos circuitos de distribución.
Otro punto importante de la herramienta del SIG, es el sistema de micromercados e
infoclientes que tiene para localizar carga puntualmente y asociarla a
un
determinado circuito, si en un mismo distrito convergen alimentadores de
subestaciones diferentes.
Tomando como base la información indicada anteriormente y con el fin de
determinar el porcentaje de carga que le corresponde de un distrito a una u otra
subestación, con el objetivo de conocer la evolución de la demanda, se realizan los
siguientes pasos:
I.
Determinar el o los distritos en los que la subestación estudiada tiene
influencia con alimentadores o circuitos de distribución.
107
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
II.
En cada uno de los distritos influenciados por la subestación, determinar
y ubicar los clientes de los tres sectores de consumo. Esto se puede
realizar ubicando todos los clientes del distrito por medio de la tabla
infoclientes de SIGEL.
III.
Para los clientes alimentados por cada circuito, generar una tabla por
sector de consumo al seleccionar en el área geográfica el grupo o los
grupos de clientes más cercanos a los alimentadores. Esto es factible en
SIGEL, ya que se seleccionan los clientes y se genera una tabla de
atributos del grupo seleccionado, la cual posee todas las características
de los mismos, incluyendo la demanda; posteriormente, se agrupan por
tarifas y se realiza el análisis siguiente.
IV.
Al tener las tablas de clientes por circuito y por sector de consumo,
determinar los porcentajes de demanda respecto al total que posean los
circuitos del distrito.
V.
Cuando se haya determinado el porcentaje anterior para cada circuito
seleccionado por sector, se procede a determinar el valor de ese
porcentaje con respecto al historial de datos que se poseen por distrito.
VI.
Al tener ya determinada la proyección de energía por circuito, se hace la
sumatoria de todos los alimentadores de la subestación y como ya se
tienen proyectados los distritos, esta sumatoria sería la proyección de la
subestación.
En resumen, lo que se hace es determinar porcentajes de carga del distrito asociados
a los circuitos en el SIG y después con este porcentaje se determina el valor real con
los historiales de consumo que se poseen.
108
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
La limitante para determinar la evolución de la demanda es que no se conoce el
crecimiento o incremento de los factores de carga para hacer la conversión de
energía consumida a demanda o potencia en el futuro con factores más reales; por lo
tanto, la determinación de la carga futura se realizará considerando que los factores
de carga encontrados serán constantes en el futuro. Sin embargo, esto no implica
que sea imposible empezar a trabajar en la asociación debido a que las proyecciones
se realizan con energía y luego se convierte a potencia, entonces si se poseen las
series de energía hoy, se pueden convertir en demanda en un futuro cercano, con
nuevos factores de carga encontrados, porque toda la metodología y los criterios han
quedado definidos con este trabajo.
Algunas suposiciones que se deben considerar para que el método tenga validez son
las siguientes:
1. En el futuro se va a seguir abasteciendo al distrito de la misma forma que ahora.
2. Las labores de respaldo pasadas no se toman en cuenta, debido a que
corresponden a hechos fuera de control y se hacen por lapsos relativamente
cortos al periodo de los datos (anuales). Debido a esta razón, estas variaciones
entrarán en el porcentaje de error definido.
3. Se debe suponer que las configuraciones topológicas no variarán en el futuro, en
el momento en que se realice la proyección.
4. Se supone que la alimentación de una zona geográfica siempre ha sido realizada
por la subestación y alimentador actual. Lo anterior se puede asumir de esta
manera porque la carga está asociada a zonas geográficas y no a elementos de la
red eléctrica.
109
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Algunas de las restricciones que se tienen son las siguientes:
1. Si se llega a variar la topología o fuente de energía de un alimentador, se debe
realizar nuevamente el estudio en el o los distritos asociados. Específicamente si
estos cambios serán permanentes y provienen de cambios topológicos propios
de la planificación de la red. Lo anterior se debe realizar para determinar de
nuevo cual subestación está alimentando la zona en estudio.
2. Las labores de respaldo deben ser de respaldo, de manera tal que cuando la
emergencia sea liberada se vuelva a la configuración original, para que de esta
manera no se afecte la planificación de la red en esa zona y no se entorpezcan
los datos históricos de la facturación de manera permanente, la cual servirá de
insumo para la proyección correspondiente.
En primera instancia, los resultados que se pueden obtener de este estudio servirán para
prever las futuras ampliaciones y planes de obras, así como fortalecer las justificaciones
técnicas y el plan de inversiones de la CNFL. En segunda instancia, se plantea el fortalecer
las justificaciones técnicas y económicas de las obras que realizará la UEN de Transporte
de Electricidad del ICE.
Para tener más clara la metodología se presenta un diagrama de flujo, figura 1, donde se
pueden ubicar las diferentes etapas de este proyecto y la forma en que interactúan para
lograr los resultados.
110
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 1.1: Diagrama de flujo de la metodología utilizada para el pronóstico de energía y
potencia por alimentador y subestación.
111
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO II: Marco Teórico: Pronóstico de la Demanda
Demanda de un bien o servicio en un mercado dado, en un periodo preestablecido, se
define como la cantidad de unidades de los mismos que los compradores están dispuestos a
adquirir o comprar. Esta cantidad resulta esencialmente variable y es función de un
conjunto de elementos y condiciones, algunas de las cuales son cuantificables y otras no.
Puede decirse que la demanda es función en general de:
D = f ( t , p, N , I )
2
(2.1)
donde: t = El periodo de tiempo considerado
p = El precio del bien o servicio
N = El número de consumidores potenciales
I=
Indicador característico de los compradores o del mercado (ingreso
disponible, PBI, etc.)
El fin esencial de un estudio de la demanda consiste en prever, de la forma más certera
posible, el comportamiento futuro del mercado, con el objetivo de poder tomar
anticipadamente las decisiones que correspondan. El periodo de proyección seleccionado
depende fuertemente del objetivo del estudio y en general está asociado con el tiempo de
maduración de las decisiones a encarar.
En un estudio de planeamiento eléctrico de nivel nacional, es usual utilizar un periodo de
proyección de 15-20 años, distinguiendo dentro del mismo subperiodos (años de corte)
significativos. Esto está íntimamente relacionado con los tiempos de construcción de los
proyectos y con la ejecución de las obras de generación, lo que puede superar
holgadamente los diez años.
2
Consorcio ESIN-SIGLA, con el auspicio del IACRE. “Curso de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de
Distribución Subterránea". San José, Costa Rica. 1994, Capítulo 4.
112
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En estudios de tipo regional, provincial o local, se suele mantener un horizonte de 15/20
años, pero se asigna primordial importancia a los resultados de mediano plazo (5/10 años)
ya que son de por sí más confiables y suficientes para tomar las decisiones de ese nivel.
Volviendo a la expresión (2.1), resulta obvio que si fuere posible hallar la forma analítica
de la función mencionada el problema estaría resuelto. Desdichadamente, la forma de esa
función depende de un enorme conjunto de circunstancias y sólo pueden lograrse
aproximaciones parciales.
Es por ello que se recurre normalmente a técnicas que relacionan la demanda con alguna
variable especialmente seleccionada, ya sea porque la relación es estrecha o bien porque los
datos disponibles no permiten otra alternativa.
Puede decirse que seleccionando como variables t o I , se obtienen grandes tipos de
métodos de proyección:
•
t : extrapolación tendencial o autónoma: consiste en establecer una función de
ajuste de la cantidad consumida en un pasado histórico relativamente próximo y
suponer que dicha función se mantendrá en el futuro.
•
I : proyección condicionada: se establece una función de ajuste de la cantidad
consumida con indicadores económicos globales o sectoriales y se supone que dicho
ajuste se mantendrá en el futuro.
En el caso particular de la energía eléctrica, el estudio de mercado se complica por ser dos
las variables cuya evolución se pretende anticipar. Estas dos variables, íntimamente ligadas
pero de comportamientos diferentes, son la energía y la carga máxima simultánea.
113
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Ambos parámetros definen condiciones de diseño especiales y el sistema eléctrico debe
estar en condiciones de responder efectivamente ante su crecimiento.
Esto es resultado de que el comportamiento medio del mercado está sujeto a variaciones o
modulaciones que reflejan la actividad en el mismo. Estas son:
•
Anuales (estacionales): reflejan el ciclo de las estaciones, lo que deriva
fundamentalmente del cambio de temperatura.
•
Semanales: reflejan la diferencia entre días laborables y no laborables.
•
Diarias: se deben al ciclo normal (día / noche / alimentación) de la actividad
humana.
Finalmente, es importante señalar que el comportamiento del mercado puede simplificarse
distinguiendo dos tipos de consumos que requieren un tratamiento separado. En primer
lugar, un gran segmento a considerar implica casi la totalidad de los usuarios y se
caracteriza por el bajo consumo individual, el cual normalmente se denomina sector
residencial y en ocasiones el crecimiento es muy previsible, debido a que se presenta una
demanda vegetativa.
El resto del consumo está constituido por un número reducido de usuarios especiales de
gran peso individual. Esta demanda especial esta originada, normalmente, por actividades
industriales de alto consumo de potencia y energía y dependiendo de la magnitud, también
podrían aparecer clientes del sector comercial y/o general. En cada caso particular, se
deberá estudiar qué clientes se deben incluir en esta categoría por apartarse del
comportamiento medio del mercado.
Asimismo, un sistema de distribución debe atender a usuarios de energía eléctrica, tanto los
localizados en ciudades como en zonas rurales; por tanto, es obvia una división del área que
atiende el sistema de distribución en zonas.
114
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
La carga de cada usuario se clasificará de acuerdo con su localización geográfica,
destacando peculiaridades típicas de cada zona. Así, por ejemplo, en la zona urbana central
de cualquier ciudad se tendrá una elevada densidad de carga, con consumidores
constituidos por edificios de oficinas y comercios; además, en una zona urbana habrá
densidades de carga menores que en zonas centrales urbanas, predominando las cargas de
tipo residencial. Sin embargo, hay algunas zonas que originan cargas de valor elevado con
cargas de tipo industrial medio. En la tabla 2.13 se muestran algunos valores de densidades
características por zona.
Tabla 2.1: Densidades típicas por zona
ZONAS
Densidad
(MVA/km2)
Urbana Central
40 – 100
Urbana
5 – 40
Semi Urbana
3–5
Rural
<3
3
Consorcio ESIN-SIGLA, con el auspicio del IACRE. “Curso de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de
Distribución Subterránea". San José, Costa Rica. 1994, Capítulo 4.
115
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
2.1.
Recopilación y análisis de la información histórica por sectores
El primer paso para encarar el estudio de la demanda de energía eléctrica, en un mercado
determinado, consiste en efectuar una recopilación exhaustiva de la información disponible.
La recopilación incluye los datos históricos disponibles de todos los elementos relacionados
con el estudio de mercado:
•
Energía facturada por sectores de consumo (residencial, comercial, industrial,
alumbrado público).
•
Cantidad de usuarios por sector de consumo.
Toda esta información se encuentra, normalmente, con variable nivel de desagregación y
calidad, en las empresas que se dedican a atender el mercado de energía eléctrica.
En esta etapa de recopilación es importante un diálogo fluido con los funcionarios y
personas vinculadas directamente al servicio, ya que pueden dar elementos de juicio
generales sobre la calidad de la información registrada. A través de este diálogo se pueden
identificar también anomalías estructurales del sistema que afecten o hayan afectado en
algún momento la demanda de energía eléctrica (disponibilidad de redes, caída de tensión,
etc.).
2.2.
Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
Uno de los aspectos más importantes que se deben considerar en la planeación de un
sistema de distribución es el crecimiento de carga de dicho sistema. Es inusual que un
sistema se pueda diseñar sobre la base de las cargas reales actuales. Como regla general, se
debe considerar alguna tasa de crecimiento de carga. Por lo regular, esto se hace tanto para
la capacidad de reserva para el diseño actual, como para prevenir futuras adiciones o
modificaciones.
116
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En general, el crecimiento de carga es atribuible a varios factores: nuevos lotes o zonas que
se anexan al sistema, nuevos consumidores que se encuentran en la zona del sistema o
aumentos de carga de los consumidores actuales. Estos factores son aplicables a diferentes
partes del sistema y en distintos grados, por lo que no es aconsejable una estimación
generalizada de crecimiento de carga para todos los casos.
Generalmente, el incremento de carga en la industria oscila entre 10 y 15% por año.
Estimar una razón o valor específico de tasa de crecimiento no es recomendable, ya que se
tornará impráctico y fuera de la realidad para algunas zonas o épocas, debido al dinamismo
del sistema.
En el crecimiento de carga influyen condiciones locales en gran medida, por ejemplo:
condiciones económicas de la zona, hábitos de los consumidores, condiciones económicas
reales de la empresa suministradora, etc. Los crecimientos en las diversas partes del sistema
en general serán muy diferentes entre sí, existirán distinciones entre las tasas de crecimiento
de cada una de las zonas en particular, respecto a la tasa del sistema de distribución. De esta
manera, se considera conveniente recalcar que solamente un estudio riguroso y continuo de
los diferentes factores, que afectan al crecimiento de cargas en todas las zonas del sistema
en análisis, dará datos básicos adecuados, con los cuales se podrá estimar con propiedad el
futuro crecimiento de la carga. A pesar de lo anterior, es realmente imposible llegar a una
solución con un alto grado de exactitud.
Estadísticas y datos detallados del comportamiento pasado del sistema, año con año y mes
con mes, serán de gran ayuda en la predicción del futuro comportamiento del sistema.
Algunos de estos datos se enlistan a continuación:
a) Carga total del sistema.
b) Carga total de varios tipos (iluminación, potencia, etc.).
c) Carga en las subestaciones.
d) Carga individual de alimentadores de distribución.
e) Pruebas anuales en transformadores de distribución.
117
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cuando se dispone de estos datos pueden hacerse estimaciones más acordes con la realidad.
La figura 2.14 ilustra cómo proyectar la curva de carga del año pasado para utilizarla en una
futura proyección. Ahora bien, qué valor de carga futura se debe tomar anticipadamente en
la determinación de la capacidad instalada, el cual siempre será un aspecto de tipo
económico. Ello incluye una consideración del costo de instalar capacidad en exceso en los
diferentes equipos y componentes de la red de distribución hasta que ésta capacidad de más
sea necesaria, contra el costo de reemplazar pequeñas unidades por unas de mayor
capacidad cuando se requiera. El uso de un número limitado de capacidades estandarizadas
de diversos materiales y equipo a menudo hace que la condición teóricamente más
económica no siempre se pueda aplicar en la práctica.
Es recomendable no instalar elementos y equipos con exceso de capacidad cuando se
trabaje con cargas de crecimiento lento, dado que la naturaleza o tipo de carga que
aparecerá en lo futuro es totalmente incierto. En general se recomienda considerar, para
estos casos, variables de no más de cuatro o cinco años.
Figura 2.1: Predicción de carga
4
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 80.
118
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Por otro lado, con cargas de crecimiento rápido se debe ser un poco menos conservador, ya
que el reemplazo de equipos con mucha frecuencia puede exceder fácilmente el costo
adicional de instalar un porcentaje de capacidad extra.
En estos casos, es más difícil predecir la tasa de crecimiento, lo que da lugar a que la
capacidad de reserva con que se debe contar en un periodo largo sea mucho mayor. De esta
forma, es conveniente hacer estimaciones por periodos más pequeños, de dos ó tres años
solamente en lugar de cinco años.
Una vez recopilados y analizados los datos disponibles se llega al problema central del
análisis, el cual consiste en definir el comportamiento futuro del mercado.
Los métodos explicativos y proyectivos de la demanda se basan, por lo general en
establecer las leyes que vinculan su variación con la de una o más variables predictivas
(tiempo, PBI, ingreso, etc.).
2.3.
Modelos de Pronósticos para la Planeación
En toda empresa, independiente del sector donde se desenvuelva, los pronósticos son parte
integral de la planificación del negocio. Es importante que las empresas tengan pronósticos
eficaces y que el pronóstico integre el planeamiento empresarial. El primer paso en la
planeación es el pronóstico, es decir estimar la demanda futura de productos ó servicios y
los recursos necesarios para producirlos.
Pronosticar es el arte y la ciencia de predecir los eventos futuros. Puede involucrar el
manejo de datos históricos para proyectarlos en el futuro, mediante algún tipo de modelo
matemático. Generalmente, los pronósticos son tanto intuitivos como subjetivos, esto es
debido a que la toma de decisiones se realiza con un buen modelo matemático y el buen
juicio del administrador.
119
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Existen disponibles tres grupos de métodos de pronósticos: los cualitativos, los
cuantitativos y los causales. Se diferencian entre sí por la precisión relativa del pronóstico
de largo plazo en comparación con el corto plazo, el nivel de herramientas matemáticas
requerido y la base de conocimiento como sustrato de sus proyecciones.
Tres aspectos caracterizan a los pronósticos y son los siguientes:
1. Todas las situaciones en que se requiere un pronóstico buscan que el futuro y el
tiempo estén directamente relacionados.
2. Otro elemento siempre presente en situaciones de pronósticos es la incertidumbre.
Si el administrador tuviera certeza sobre las circunstancias que existirán en un
tiempo dado, la preparación de un pronóstico sería trivial.
3. El tercer elemento, presente en grado variable en todas las situaciones descritas, es
la confianza de la persona que hace el pronóstico sobre la información contenida en
datos históricos.
Para la selección del método de pronósticos, se deben considerar varios factores y se deben
realizar tres preguntas fundamentales:
Factores
•
El contexto del pronóstico.
•
La relevancia y disponibilidad de datos históricos.
•
El grado de exactitud deseado.
•
El periodo de tiempo que se va a pronosticar.
•
El análisis de costo-beneficio del pronóstico.
•
El punto del ciclo de vida en que se encuentra el producto.
120
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Preguntas
•
¿Cuál es el propósito del pronóstico? ¿Cómo va a usarse? La respuesta a estas
preguntas determina la exactitud requerida y por lo tanto gobierna la selección del
método.
•
¿Cuál es la dinámica y componentes del sistema para los que se hará el pronóstico? La
respuesta a esto aclara las relaciones de las variables que interactúan.
•
¿Qué tan importante es el pasado para estimar el futuro? La respuesta a esta pregunta
implica conocer si el patrón que ha ocurrido en el pasado se repetirá en el futuro.
2.4.
Planteamiento de alternativas u opciones
Establecido el mercado energético a abastecer, esto es, la distribución espacial y temporal
de la demanda, se trata de determinar la forma más económica de abastecerla. Ello se
realiza mediante el planteo y selección de alternativas.
El planteo de alternativas consiste en diseñar y explicitar los requerimientos de potencia y
energía del mercado eléctrico, durante el periodo de análisis. Más que una técnica es un
arte, que no sigue, como tal, reglas fijas, pero que debe cumplir con determinados
requisitos:
•
Proveer el mismo servicio (abastecimiento de la demanda).
•
Cubrir el mismo intervalo de tiempo (periodo de análisis).
•
Que sus costos sean cuantificables.
En términos generales las alternativas que se planteen tienen componentes simples, que son
los equipos de generación, transmisión, transformación y distribución, que se combinan a lo
largo del periodo de planeamiento para conformar la alternativa de conjunto.
El periodo de planeamiento es el lapso para el cual se desarrolla el estudio del mercado y su
cubrimiento. En términos estrictos, abarca desde el momento en que sea posible incluir las
obras nuevas hasta aquel año cuya inclusión haya indiferente el resultado de la evaluación.
121
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Normalmente, el primer año de análisis se torna entre tres y cinco años vista y el periodo de
análisis dura entre diez y quince años.
En la práctica, cargas de diferente tipo y tamaño se impondrán a un grupo que de otra
manera se podría considerar como de cargas uniformemente distribuidas. Este caso se
puede observar como carga concentrada agregada a una línea cargada de manera uniforme.
Tal es el caso, por ejemplo, de un gran edificio de apartamentos en un distrito en que están
construidas de manera primordial casas pequeñas o medianas.
Cuando se habla de cargas uniformemente distribuidas, el término densidad de carga por lo
regular se usa para describir la magnitud. La densidad de carga se ha definido como un
valor representativo de una zona, dado en kilovoltio-amperios entre la unidad de superficie,
pudiendo ser, por ejemplo kVA/km2.
La tasa anual de crecimiento de carga necesaria para que la carga se incremente en una
cantidad específica es también muy interesante. Las curvas que se muestran en la figura 2.7
representan esta relación para un crecimiento de carga específico5.
5
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 81.
122
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 2.2: Tasa de crecimiento
Debido a la influencia del crecimiento de la carga en el costo de operación, de inversiones y
otros factores, las características de las cargas constituyen un elemento primordial en el
diseño y operación del sistema. Independientemente de la forma en que los principios
económicos se apliquen para diseñar el sistema, siempre se debe considerar el crecimiento
de carga; éste se puede usar para indicar cambios en cualquiera de las características de las
cargas conocidas. Con respecto a un factor en particular, el crecimiento de carga puede
afectar un incremento en la demanda máxima, consumo de energía o ambos.
Si se sabe o se establece la tasa de crecimiento utilizando las curvas de la figura 2.7, se
puede encontrar el número de años en que aumentará la carga en un factor determinado; por
ejemplo, utilizando la curva 2 de la citada figura 2.7, es posible observar que con un
incremento del 10% anual, en 7 años, se tendrá una duplicación en la carga.
123
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
2.5.
Sistema de Información Geográfico (SIG)
Un sistema de información geográfico funciona como una base de datos, con información
geográfica que se encuentra asociada por un identificador común a los objetos gráficos de
un mapa digital. De esta forma, señalando un objeto se conocen sus atributos e
inversamente, preguntando por un registro de la base de datos se puede saber su
localización en la cartografía.
El sistema de información geográfico separa la información en diferentes capas temáticas y
las almacena independientemente, permitiendo trabajar con ellas de manera rápida y
sencilla, y facilitando al profesional la posibilidad de relacionar la información existente a
través de la topología de los objetos, con el fin de generar otra nueva que no se podría
obtener de otra forma.
2.5.1. Tipo de información
Los software SIG pueden ser raster o vectoriales. El modelo de SIG raster se centra en las
propiedades del espacio más que en la precisión de la localización. Divide el espacio en
celdas regulares donde cada una de ellas representa un único valor. Cuanto mayor sean las
dimensiones de las celdas (resolución), menor es la precisión o detalle en la representación
del espacio geográfico. En el caso del modelo de SIG vectorial, el interés de las
representaciones se centra en la precisión de la localización de los elementos sobre el
espacio. Para modelar digitalmente las entidades del mundo real, se utilizan tres objetos
espaciales: el punto, la línea y el polígono.
Los SIG vectoriales son más populares en el mercado. No obstante, los SIG raster son muy
utilizados en estudios medioambientales donde la precisión espacial no es muy requerida
(contaminación atmosférica, distribución de temperaturas, localización de especies marinas,
análisis geológicos, etc.)
124
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
2.5.2. Funciones de un SIG
Por ser tan versátiles los sistemas de información geográfica, su campo de aplicación es
muy amplio, pudiendo utilizarse en la mayoría de las actividades con un componente
espacial. Los principales asuntos que puede satisfacer un sistema de información geográfica
son los siguientes:
-
Localización: preguntar por las características de un lugar en concreto.
-
Condición: el cumplimiento o no de ciertas condiciones o impulsos del sistema.
-
Tendencia: comparación entre situaciones temporales o espaciales distintas de
alguna característica.
-
Rutas: cálculo de rutas óptimas entre dos o más puntos.
-
Pautas: detección de pautas espaciales.
-
Modelos: generación de modelos a partir de fenómenos o actuaciones simuladas.
125
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 3: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A.
La Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., es una empresa de distribución y generación
de energía eléctrica de la República de Costa Rica. Su actividad comercial se enmarca en el
Valle Central y su área de concesión es de 903 km2, desde el punto de vista geográfico y sin
considerar las áreas silvestres protegidas el área de la CNFL es aproximadamente 684,80
km2. En la figura 3.1 se presenta un plano con la ubicación de la CNFL dentro del territorio
nacional.
Figura 3.1: Ubicación geográfica de la CNFL
126
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Su red de distribución abarca 19 cantones completos y comparte la distribución en otros 4,
para un total de 23 cantones de los 81 que posee el país. Estos cantones de la provincia de
San José son los siguientes: Cantón Central, Desamparados, Montes de Oca, Goicoechea,
Moravia, Vásquez de Coronado, Curridabat, Tibás, Escazú, Santa Ana, Mora (Ciudad
Colón), Aserrí y Alajuelita; de la provincia de Heredia: Santo Domingo, Barva, Flores (San
Joaquín), Santa Bárbara, Belén; de la provincia de Cartago: La Unión (Tres Ríos) y algunos
distritos del cantón central de Cartago y de la provincia de Alajuela: algunos distritos del
cantón central, como San Rafael, Santiago Este y Oeste (La Guácima), con lo cual se puede
indicar que geográficamente se llega al norte de las montañas del volcán Barva, excluyendo
de la provincia de Heredia, los cantones: Central, San Pablo, San Rafael y San Isidro; al
sur, hasta la estación terrena en Tarbaca de Aserrí, al oeste hasta la Guácima de Alajuela y
Ciudad Colón y al este hasta el Alto de Ochomogo, carretera a Cartago. En la figura 10, se
muestran los cantones servidos por CNFL.
Figura 3.2: Cantones servidos por la CNFL con su división distrital
127
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
3.1.
Área de Generación
En lo que respecta a generación, la CNFL posee en la actualidad nueve plantas
hidroeléctricas, con las cuales produjo, en el 2006, el 10,15 % de la energía requerida para
su operación. En la Tabla 3.1, se presentan las características de estas plantas. Para ese
mismo año, la CNFL aumentó su oferta de energía en un 4,37% y esta oferta se desglosa de
la siguiente manera: generó 349.11 GWh (10,15 %), compró al ICE 3.084,16 GWh, lo que
representa el 89,65 % y 6,77 GWh (0,2 %) se lo compró a la Planta Biotérmica de Río
Azul. En la Tabla 3.2, se muestra la composición de la energía en los últimos 10 años.
Tabla 3.1: Características de Plantas Hidroeléctricas de CNFL6
Características de las Plantas Hidroeléctricas 2005
Nombre Planta
6
Fuente
Anonos
Belén
TIRIBI
VIRILLA
Brasil
Cote
D. Gutiérrez
VIRILLA
LAGO COTE
BALSA TAPEZCO
Electriona
VIRILLA
Nuestro Amo
CIRUELAS
Río Segundo
SEGUNDO
Ventanas
VIRILLA
Unidad
1
1
2
3
1
1
1
2
3
1
2
3
1
2
1
2
1
2
3
Potencia
KW
600
1252
1250
8001
27000
6786
6707
6707
6707
1360
1360
3105
4446
4446
250
700
2504
2504
2504
Caída
Bruta Mts.
28
88
88
107
68
87.79
100.2
100.2
100.2
79
79
83.3
173
173
58
64
86
86
86
Veloc.
(R.P.M.)
720
600
600
450
300
600
514
514
514
900
900
600
900
900
900
900
720
720
720
Informe de Generación de la Dirección de Producción y Desarrollo de la CNFL, 2006.
128
Caudal
M3/Seg
2,55
1,95
1,95
10,00
38,00
8,40
7,06
7,06
7,06
2,32
2,32
4,60
2,82
2,82
0,62
1,40
3,74
3,74
3,74
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 3.2: Composición de Energía7
Unidad: GWh
Año
CNFL
Generada
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
241,52
302,01
410,54
366,10
319,38
325,11
304,40
392,70
385,93
349,11
%
ICE
Comprada
10,21
11,93
15,43
13,20
11,24
10,99
9,81
12,18
11,71
10,15
2.123,65
2.229,73
2.250,51
2.407,81
2.523,08
2.632,43
2.798,91
2.825,51
2.897,74
3.084,16
%
P.B. Río Azul
Comprada
%
Energía
Total
89,79
88,07
84,57
86,80
88,76
89,01
90,19
87,67
87,92
89,65
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,87
12,06
6,77
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,15
0,37
0,20
2.365,17
2.531,74
2.661,05
2.773,91
2.842,46
2.957,54
3.103,32
3.223,08
3.295,73
3.440,03
En la CNFL, la generación tiene el fundamento de máxima operación en las horas pico,
esto con la finalidad de disminuir la compra de demanda de potencia y por ende la
facturación de compra al ICE. Como se puede apreciar en la Tabla 3.3, la CNFL aportó
71,8 MW con sus plantas hidroeléctricas, del total de 577,89 MW que fue su máxima
demanda en el 2006 y representa un 45 % de la demanda nacional.
Tabla 3.3: Evolución Demanda Máxima8
Año
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Unidad: MW
Generada
Comprada
37,87
66,50
73,94
56,57
61,99
64,22
65,61
75,55
70,33
71,79
393,47
386,12
391,76
413,75
426,48
451,74
464,14
466,25
491,52
506,09
Total
431,33
452,62
465,70
470,32
488,47
515,96
529,75
541,79
561,86
577,89
78
Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Sección Centro
Control de Energía.
129
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
3.2.
Área Comercial
En lo referente a la actividad comercial, para el año 2006, cuenta con 459.816 clientes,
distribuidos de la siguiente manera: sector residencial: 397.734; sector general: 59.913 y
sector industrial: 2.169. En las Tabla 3.4, se muestra la evolución de los clientes por sector,
a partir del año 2001, donde se puede apreciar que la CNFL está dejando de tener clientes
en el sector industrial para convertirse en una empresa de soporte para el sector general.
Tabla 3.4: Clientes Totales por Sector9
Año
Residencial
Comercial
Industrial
Total
2001
2002
2003
2004
2005
2006
355.752
366.152
374.436
382.207
388.954
397.734
50.322
53.315
55.510
56.917
58.211
59.913
2.802
2.713
2.608
2.519
2.469
2.169
408.876
422.180
432.554
441.643
449.634
459.816
En relación con la energía consumida por cada uno de estos sectores, se tienen los
siguientes datos: sector residencial: 1.307,72 GWh, sector comercial: 1.059,77 GWh, sector
industrial: 704,72 GWh, alumbrado público: 81,11 GWh, para un total de 3.153,31 GWh,
lo que representa el 41% de la energía consumida a nivel nacional. En la Tabla 3.5, se
muestra el consumo de energía de cada uno de los sectores, a partir del 2001.
Tabla 3.5: Consumo Total y por Sectores (GWh)10
Año
Residencial
Comercial
Industrial
Alum. Público
Total
2001
2002
2003
2004
2005
2006
1.143,12
1.180,84
1.233,19
1.262,75
1.277,99
1.307,72
778,63
834,93
892,06
935,38
979,51
1.059,77
639,75
649,89
652,67
679,03
702,63
704,72
65,32
73,37
76,40
78,55
79,54
81,11
2.626,83
2.739,03
2.854,32
2.955,71
3.039,67
3.153,31
9 10
Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Departamento de
Consumidores.
130
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Dentro de la organización administrativa comercial de la CNFL, el área de concesión se
divide en cinco sucursales llamadas: Central, Guadalupe, Desamparados, Escazú y Heredia
y en la figura 3.3, se presenta un plano con la ubicación de cada una respecto al área de
concesión.
Figura 3.3: Área de concesión de CNFL con la ubicación de cada sucursal
3.3.
Área de Distribución
En el área de distribución, para el 2006, la red de media tensión está distribuida
principalmente en el voltaje de 34,5 kV y de 13,8 kV, abarcando cada una 1 633 km y 1
069 km respectivamente y 2 756 km de red de baja tensión. Es importante indicar que en la
actualidad queda una pequeña red de 4,16 kV operando, pero realmente es muy pequeña
131
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
porque con la entrada en operación del proyecto subterráneo de la ciudad de San José, la
cual abarca 3,2 km2, a mediados del 2005, eliminó este voltaje de distribución.
En la Tabla 3.8, se muestra el total de líneas en operación de los últimos 10 años. En lo
referente a transformadores de distribución, la red de 13,8 kV tiene instalado una potencia
de 439 MVA y en la red de 34,5 kV una potencia instalada de 916 MVA y finalmente, las
pérdidas de distribución fueron del 8,39% y en la Tabla 3.9 puede ver el comportamiento
de los 7 años, el cual se encuentra entre 7,47 % al 8,39 %.
Tabla 3.8: Total de Líneas en Operación11
Unidad: Kilómetros
Año
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Media Tensión
Baja Tensión
13,8 kV
34,5 kV
Total
983
991
999
1.019
1.030
1.040
1.048
1.057
1.060
1.065
1.069
1.042
1.093
1.142
1.201
1.284
1.365
1.442
1.503
1.544
1.593
1.633
2.169
2.213
2.256
2.316
2.390
2.494
2.605
2.643
2.673
2.716
2.756
11
Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Sección
Construcción de Obras Eléctricas.
132
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 3.9: Pérdidas en el Sistema de Distribución12
Energía
Año
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Total
GWh
2.773,91
2.842,46
2.957,54
3.103,32
3.223,08
3.295,73
3.440,03
%
Vendida
GWh
2.546,80
2.622,82
2.734,57
2.849,83
2.955,71
3.039,67
3.153,31
Pérdidas
8,187360
7,727110
7,539036
8,168349
8,295481
7,769447
8,334811
La CNFL se alimenta del SEN a través de subestaciones interconectadas al sistema de
transmisión de 230 kV y 138 kV del ICE.
De estas subestaciones, nace la red de
distribución de 34,5 kV, la cual recorre gran parte del área de concesión, pero también
opera como una red de sub-transmisión, porque alimenta otras subestaciones propias de la
CNFL, de donde parte la red de distribución de 13,8 kV.
A continuación, Tabla 3.10, presenta la lista de las subestaciones que posee en operación la
CNFL y se muestra la potencia instalada en cada una de ellas, el voltaje de alimentación y
de servicio, los alimentadores que la conforman con su nivel de carga a junio del 2007 y
por ende se puede obtener el nivel de cargabilidad de cada transformador de potencia y de
la subestación.
12
Memoria anual de la CNFL, años del 2000 al 2006.
133
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 3.10: Carga de circuitos y subestaciones13
SUBESTACIÓN
ALAJUELITA
TRAFO 1 (Fuji)
TRAFO 2 (Coensa)
(Enero 2007)
POT.
CIRCUITOS
( MVA )
138/34,5 kV
45 / 75
45 / 75
Demanda Máxima
MW
Morenos
La Verbena
8,0
7,5
Periférico
19,1
San Felipe
9,1
Linda Vista
6,0
Los Pinos
11,5
COLIMA
138/34,5 kV
Primer Amor ( 12 )
17,0
TRAFO 1 (Fuji)
20 / 30
Uruca
14,0
TRAFO 2 (AEG)
138/34,5 kV
20 / 30
Guadalupe 2 ( 3,5 )
Guadalupe 1 ( 1,5 )
9,5
8,0
Barrio Dent
10,0
TRAFO 3 (Fuji)
20 / 30
Piuses
2,8
TRAFO 4 (Toshiba)
20 / 30
San Pedro
10,5
Tibás
12,0
138/34,5 kV
CAJA 1
138/34,5 kV
TRAFO 1 (Siemens)
TRAFO 2 (Fuji)
138/34,5 kV
Industrias
11,5
20 / 30
Calle Rusia
10,5
20 / 30
Electriona 1
7,3
CAJA 2
TRAFO 1 (ABB)
230/34,5 kV
30 / 45
INA
9,0
Electriona 2 *
8,1
Pavas
11,0
* Circuitos con generación asociada, condición de carga sin generación
( ) Carga propia de circuitos alimentadores de subestación
13
Fuente: Sección Centro Control de Energía, CNFL
134
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Carga de circuitos y subestaciones
SUBESTACIÓN
POT.
( MVA )
CIRCUITOS
DESAMPARADOS
TRAFO 1 (Coensa)
TRAFO 2 (EFACEC)
138/34,5 kV
45 / 75
30 / 45
Higuito
Patarrá
8,4
9,8
San Antonio
13,0
Calle Fallas ( 8 )
14,0
Santa Marta
12,9
Tiribí ( 2 )
10,0
Aserrí
10,3
ESCAZU
TRAFO 1 (ABB)
TRAFO 2 (ABB)
Demanda Máxima
MW
138/34,5 kV
30/45
30/45
Piedades
6,4
Santa Ana Norte
4,6
Jaboncillo
9,0
Laureles
5,3
Guachipelín *
7,0
Multiplaza
7,0
Santa Ana Sur
2,6
ESTE
138/34,5 kV
TRAFO 1 (ABB)
20 / 30
San Diego ( 13 )
Concepción ( 10 )
TRAFO 2 (Coensa)
20 / 30
2 previstas CNFL
19,0
15,0
2 previstas CNFL
SABANILLA
TRAFO 1 (Pawels)
20 / 30
138/13,8 kV
TRAFO 2 (Efacec)
20 / 30
138/13,8 kV
Miraflores
7,5
Ipís
6,4
Betania
6,1
Lourdes
6,4
TRAFO 3 (Pawels)
138/34,5 kV
20 / 30
Guadalupe
San Rafael *
4,5
9,0
TRAFO 4 ( ABB )
20 / 30
Purral
11,6
San Marino
8,5
138/34,5 kV
135
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Carga de circuitos y subestaciones
SUBESTACIÓN
POT.
( MVA )
HEREDIA
TRAFO 3 (ABB) CNFL
TRAFO 1 (Fuji)
TRAFO 2 (Fuji)
20 / 30
20 / 30
20 / 30
LINDORA
TRAFO 1 (ABB)
30/45
230/34,5 kV
BELEN
TRAFO 1 (ABB)
30 / 45
TRAFO ESPH
30 / 45
CIRCUITOS
138/34,5 kV
Los Lagos
Barreal
5 circuitos ESPH
230/34,5 kV
La Guácima *
PH. Belén *
Brasil
Hondura
Radial
Ojo de Agua
230/34,5 kV
Asunción *
San Juan
2 previstas CNFL
Circuito ICE
Fábricas
Circuitos ESPH
Demanda Máxima
MW
6,5
13,0
8,2
0,0
7,8
9,0
4,6
9,5
16,0
12,0
ANONOS
TRAFO 1 (Pawels)
30 / 45
138/34,5 kV
TRAFO 2 (Osaka)
34,5/13,8 kV
20 / 30
Ayala
CIMA
Trafo 34 / 13
Sabana
Industrial
Escazú
12,0
5,0
8,0
5,1
3,7
* Circuitos con generación asociada, condición de carga sin generación
( ) Carga propia de circuitos alimentadores de subestación
136
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Carga de circuitos y subestaciones
SUBESTACIÓN
SAN MIGUEL
POT.
( MVA )
CIRCUITOS
Demanda Máxima
MW
TRAFO 2 (Federal)
230/34,5 kV
San Luis
30 / 45
Llorente
Santo Tomás
Montana
******
Potrerillos
Scott
******
Reforma
Lindora
******
San Lorenzo ( 3.5 )
Santa Bárbara
34,5/13,8 kV
15 / 20
Santo Domingo
Virilla
10,0 / 14,0 Cinco Esquinas
Barrio México
34,5/13,8 kV
10,0 / 14,0 San José
Central
10,0 / 14,0 Santa Teresita
TRAFO 3 (Osaka)
10,0 / 14,0 San Vicente
4,1
SUR
34,5/13,8 kV
10,0 / 14,0 San Cayetano
San Josecito
15 / 20
Zapote
Desamparados
3,0
6,0
2,0
2,5
TRAFO 1 (ABB)
PATIO
ELECTRIONA
PATIO BRASIL
PATIO PORROSATI
URUCA
TRAFO 1 (Turbo Trans)
TRAFO 2 (Federal)
GUADALUPE
TRAFO 1 (General)
TRAFO 2 (Federal)
TRAFO 3 (Trafo)
3,1
22,0
7,5
5,0
3,5
4,5
1,5
1,5
7,0
9,0
3,5
3,0
1,8
6,3
2,8
2,8
2,5
* Circuitos con generación asociada, condición de carga sin generación
( ) Carga propia de circuitos alimentadores de subestación
137
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Carga de circuitos y subestaciones
SUBESTACIÓN
POT.
( MVA )
DULCE NOMBRE
TRAFO 1 (Westinghouse)
TRAFO 2 (Pensylvannia)
PRIMER AMOR
TRAFO 1 (Wagner)
CURRIDABAT
TRAFO 1 (Pensylvannia)
BARVA
TRAFO 1 (Osaka)
UNIVERSIDAD
TRAFO 1 (Pensylvannia)
4.2
1.2
CIRCUITOS
34,5/13,8 kV
Ochomogo
34,5/13,8 kV
7,5 / 9,3 Valencia
34,5/13,8 kV
8,4/10,5 Curridabat
34,5/13,8 kV
7.5
Cipresal
13,8/4,16 kV
1.5
Universidad
Demanda Máxima
MW
5,0
5,0
6,0
3,5
0,4
* Circuitos con generación asociada, condición de carga sin generación
( ) Carga propia de circuitos alimentadores de subestación
138
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Carga de circuitos y subestaciones
SUBESTACIONES
SUBTERRANEAS
POT.
( MVA )
10 / 20
URUCA
138/13,8 kV
10 / 20
10 / 20
GUADALUPE
138/13,8 kV
10 / 20
10 / 20
LOS ÁNGELES
138/13,8 kV
10 / 20
CIRCUITOS Demanda Máxima
MW
1A
0,8
2A
2,5
3A
2,2
4A
2,7
5A
1B
2,9
2B
1,4
3B
2,8
4B
1,6
5B
1A
1,8
2A
2,8
3A
1,4
4A
1,8
5A
1B
2,8
2B
2,3
3B
4,1
4B
0,9
5B
1A
0,6
2A
1,3
3A
1,4
4A
2,7
5A
1B
3,5
2B
1,5
3B
2,6
4B
0,5
5B
139
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 4: Proyecciones de Energía
La primera etapa de este proyecto es la proyección de la energía y la cantidad de clientes,
para cada uno de los sectores de consumo en que se desagrega la cartera de clientes:
residencial, comercial o general e industrial y para cada unos de los distritos geográficos, en
los cuales está presente la CNFL. Esta proyección se realizó con base en la información
estadística disponible desde 1979 hasta el 2005 y se desarrolló para un horizonte de 15
años, utilizando la herramienta de software Forecast PRO, versión 4.0. Este programa
facilita y simplifica el proceso de cálculo y da resultados más precisos y confiables.
Esta herramienta maneja varias de las técnicas o modelos utilizadas en el pronóstico. Entre
los métodos que posee están los métodos de extrapolación y los causales.
Métodos de extrapolación:
1. Promedios móviles simples (PMS).
2. Suavización exponencial, el cual comprende los submétodos: Simple, Holt y HoltWinters,
3. Box-Jenkins.
4. Ajuste a la curva, en el cual están la tendencia lineal, cuadrática y exponencial.
Métodos causales:
1. Regresión lineal dinámica, el cual pronostica una variable dependiente con base en
variables independientes.
2. Modelos de eventos: este método permite indicar en la serie de datos, cuándo ha
ocurrido un evento especial, eliminando su impacto en la evolución normal de la
serie de datos.
3. Puede pronosticar variables de un nivel jerárquico alto a partir de variables de un
nivel menor, por ejemplo pronosticar los clientes de un cantón, conociéndose la
serie de datos de clientes de sus distritos.
140
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Una de las ventajas que tiene este software es la herramienta de selección experta, la cual
consiste en que evalúe los datos con todos los métodos y por medio de error determine cual
algoritmo dio el mínimo y despliegue los resultados obtenidos con éste.
La proyección se realizó a todos los distritos de los diferentes cantones que alimenta la
CNFL, los cuales son 19 cantones individuales completos y 4 cantones parcialmente porque
otros distritos son alimentados por otras empresas distribuidoras de energía eléctrica.
Incluso existen distritos que son alimentados por dos empresas. Desde el punto de vista de
distritos en total son 94 y la proyección de cada uno de ellos forma la proyección del
cantón. Se determinó realizar la proyección a partir de los distritos, porque está más
desagregada y por lo tanto se tiene menores errores en la misma.
A continuación se desglosan los cantones y sus respectivos distritos analizados, el código
que se indica se refiere a número de provincia, número de cantón y número del distrito:
Provincia de San José
1. Cantón San José
Distritos:
Carmen (Código: 01-01-01)
Merced (Código: 01-01-02)
Hospital (Código: 01-01-03)
Catedral (Código: 01-01-04)
Zapote (Código: 01-01-05)
San Francisco de Dos Ríos (Código: 01-01-06)
La Uruca (Código: 01-01-07)
Mata Redonda (Código: 01-01-08)
Pavas (Código: 01-01-09)
Hatillo (Código: 01-01-10)
San Sebastián (Código: 01-01-11)
141
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
2. Cantón Escazú
Distritos:
Escazú, Central (Código: 01-02-01)
San Antonio (Código: 01-02-02)
San Rafael (Código: 01-02-03)
3. Cantón Desamparados
Distritos:
Desamparados, Central (Código: 01-03-01)
San Miguel (Código: 01-03-02)
San Juan de Dios (Código: 01-03-03)
San Antonio (Código: 01-03-05)
San Juan de Dios (Código: 01-03-06)
Patarrá (Código: 01-03-07)
Fátima (Código: 01-03-10)
San Rafael Abajo (Código: 01-03-11)
4. Cantón Aserrí
Distrito:
Aserrí, Central (Código: 01-06-01)
5. Cantón de Mora
Distrito:
Ciudad Colón (Código: 01-07-01)
6. Cantón Goicoechea
Distritos:
Guadalupe (Código: 01-08-01)
San Francisco (Código: 01-08-02)
Calle Blancos (Código: 01-08-03)
Mata Plátano (Código: 01-08-04)
Ipís (Código: 01-08-05)
Rancho Redondo (Código: 01-08-06)
142
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
7. Cantón Santa Ana
Distritos:
Santa Ana, Central (Código: 01-09-01)
Salitral (Código: 01-09-02)
Pozos (Código: 01-09-03)
Uruca, Río Oro (Código: 01-09-04)
Piedades (Código: 01-09-05)
Brasil (Código: 01-09-06)
8. Cantón Alajuelita
Distritos:
Alajuelita, Central (Código: 01-10-01)
San Josecito (Código: 01-10-02)
Concepción (Código: 01-10-04)
San Felipe (Código: 01-10-05)
9. Cantón de Vásquez de Coronado
Distritos:
San Isidro (Código: 01-11-01)
San Rafael (Código: 01-11-02)
Jesús, Dulce Nombre (Código: 01-11-03)
Patalillo (Código: 01-11-04)
10. Cantón Tibás
Distritos:
San Juan (Código: 01-13-01)
Cinco Esquinas (Código: 01-13-02)
Anselmo LLorente (Código: 01-13-03)
11. Cantón Moravia
Distritos:
San Vicente (Código: 01-14-01)
San Jerónimo (Código: 01-14-02)
Trinidad (Código: 01-14-03)
143
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
12. Cantón Montes de Oca
Distritos:
San Pedro (Código: 01-15-01)
Sabanilla (Código: 01-15-02)
Mercedes, Betania (Código: 01-15-03)
San Rafael (Código: 01-15-04)
13. Cantón Curridabat
Distritos:
Curridabat, Central (Código: 01-18-01)
Sánchez (Código: 01-18-02)
Granadilla (Código: 01-18-03)
Tirrases (Código: 01-18-04)
Provincia de Alajuela
1. Cantón Alajuela, Central
Distritos:
Río Segundo (Código: 02-01-03)
Santiago Este y Oeste, La Guácima (Código: 02-01-05)
San Rafael (Código: 02-01-08)
Provincia de Cartago
1. Cantón Cartago, Central
Distrito:
Llano Grande (Código: 03-01-10)
2. Cantón La Unión
Distritos:
Tres Ríos (Código: 03-03-01)
San Diego (Código: 03-03-02)
San Juan (Código: 03-03-03)
San Rafael (Código: 03-03-04)
Concepción (Código: 03-03-05)
Dulce Nombre (Código: 03-03-06)
San Ramón (Código: 03-03-07)
Río Azul (Código: 03-03-08)
144
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Provincia de Heredia
1. Cantón Heredia, Central
Distritos:
San Francisco (Código: 04-01-03)
Ulloa, Barreal (Código: 04-01-04)
2. Cantón Barva
Distritos:
Barva, Central (Código: 04-02-01)
San Pedro (Código: 04-02-02)
San Pablo (Código: 04-02-03)
San Roque (Código: 04-02-04)
San José de la Montaña (Código: 04-02-06)
3. Cantón Santo Domingo
Distritos:
Santo Domingo, Central (Código: 04-03-01)
San Vicente (Código: 04-03-02)
San Miguel (Código: 04-03-03)
Pará, San Luis (Código: 04-03-04)
Santo Tomás (Código: 04-03-05)
Santa Rosa (Código: 04-03-06)
Tures, Los Ángeles (Código: 04-03-07)
Paracito (Código: 04-03-08)
4. Cantón Santa Bárbara
Distritos:
Santa Bárbara, Central (Código: 04-04-01)
San Pedro (Código: 04-04-02)
San Juan (Código: 04-04-03)
Jesús (Código: 04-04-04)
Santo Domingo el Roble (Código: 04-04-05)
Puraba (Código: 04-04-06)
145
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5. Cantón San Isidro
Distrito:
San Josecito (Código: 01-06-02)
6. Cantón Belén
Distritos:
San Antonio (Código: 04-07-01)
La Ribera (Código: 04-07-02)
Asunción (Código: 04-07-03)
7. Cantón Flores
Distritos:
San Joaquín (Código: 04-08-01)
Barrantes (Código: 04-08-02)
Lorente (Código: 04-08-03)
En este capítulo, se presentan los resultados obtenidos para los distritos que conforman el
cantón de Belén, así como la proyección total del cantón, el cual es la sumatoria de las
proyecciones de cada uno de los distritos por sector. Esta misma información se ha
desarrollado para cada uno de los distritos y cantones indicados anteriormente, pero no se
presentan en este capítulo por efectos de espacio y solamente se presentarán resultados
finales. Todo el desarrollo de las proyecciones se encuentran en otro documento
denominado Proyecciones de Clientes y Energía por Sector de Consumo y Determinación
de la Demanda por Distrito, para el periodo 2006 – 2020.
Además, es importante indicar que el software Forecast Pro lee los datos y exporta todos
los resultados a archivos de Microsoft Excel. Estos deben tener un formato establecido para
su adecuada operación; por lo tanto, se debe tener especial cuidado con la posición de cada
celda, por ejemplo, en la posición A2 será el título del gráfico, en la A3 las unidades y en la
A4 el año donde iniciará el pronóstico. El formato se muestra en la siguiente figura:
146
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 4.1: Formato de exportación a Forecast Pro
Una vez que se tiene el documento preparado, se abre Forecast Pro y mediante el icono
Argumento, figura 4.2, se presenta una ventana de selección donde se debe buscar el
documento que se desea proyectar.
Figura 4.2: Barra con los íconos principales de comandos de Forecast Pro
147
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Una vez seleccionado, se presenta la siguiente ventana de opciones:
Figura 4.3: Barra de íconos con otros comandos de Forecast Pro
En esta pantalla se deben seleccionar (con doble clic) todas las categorías en la columna de
la izquierda, pero en esta columna solo se debe seleccionar una categoría a la vez, la que se
va a proyectar en ese momento, tal como se muestra en la figura 4.3.
Una vez seleccionada, se corre el programa con el icono Pronóstico (ver figura 4.2), se
presenta la posibilidad de seleccionar el método que utilizará el programa para hacer esta
proyección, se recomienda siempre seleccionar el modo automático, este lo que hace es
seleccionar el método que mejor se ajuste a el comportamiento de los datos de entrada.
Además se recomienda guardar el reporte que arroja el programa en la ventana principal.
Mediante el ícono Gráfica (ver figura 4.2) se pueden observar los resultados graficados, así
como los intervalos de confianza en el mismo gráfico. Además, con el ícono Guardar
Pronóstico (ver figura 4.2) se puede guardar los resultados para esa serie en un documento
148
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
de Microsoft Excel. En la figura 4.4 se muestra el gráfico de un resultado de una
proyección utilizando el programa.
Leyenda
6000
CLIENTESRES
5000
4000
3000
2000
1000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.4: Formato de los gráficos de Forecast Pro
Es importante resaltar que las gráficas muestran la proyección (línea roja), el historial (línea
negra) y los límites de confianza superiores e inferiores (líneas azules). Los límites de
confianza indican una probabilidad del 95% de que el dato proyectado se encuentre entre el
límite superior e inferior, esto quiere decir que representan una banda del 2,5% hacia abajo
y hacia arriba (líneas azules). Estos se calculan tomando en cuenta la desviación de los
datos estimados por el modelo, respecto de los reales de la serie de tiempo (mediciones).
Entonces, entre más irregular sea una serie de tiempo, los límites de confianza serán muy
anchos, provocando gran incertidumbre para la proyección.
149
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 4.5: Formato de los datos estadísticos de Forecast Pro
En la figura 4.5, se presenta la forma en que el software Forecast Pro presenta los
resultados estadísticos, luego de efectuada una proyección. En los resultados de cada una de
las proyecciones efectuadas a cada uno de los distritos y a cada uno de los sectores de
consumo y a los clientes, se obtuvo una gráfica, así como resultados estadísticos. En estos
resultados, se indica con claridad cuál fue el método escogido por el software para realizar
la proyección. En el caso escogido para este capítulo, para cada uno de los distritos, se
presentan los resultados completos de la proyección.
150
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
4.1. Resultados de las proyecciones de Energía del Cantón de Belén
4.1.1. Distrito San Antonio, Belén
Los resultados de las proyecciones tanto de clientes, como de energía del sector residencial,
general e industrial se presentan a continuación:
1. Tabla 4.1, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Gráfica 4.1, la proyección de los clientes del sector residencial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
3. Gráfica 4.2, la proyección del consumo de energía del sector residencial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
4. Tabla 4.2, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector general.
5. Gráfica 4.3, la proyección de los clientes del sector general y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
6. Gráfica 4.4,
la proyección del consumo de energía del sector general y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
7. Tabla 4.3, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector industrial.
8. Gráfica 4.5, la proyección de los clientes del sector industrial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
9. Gráfica 4.6, la proyección del consumo de energía del sector industrial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
151
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.1: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: San Antonio, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO MWH
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
3.957
4.107
4.259
4.414
4.572
4.733
4.896
5.062
5.231
5.403
5.577
5.754
5.933
6.116
6.301
2.422,99
2.515,21
2.898,67
3.315,98
3.027,78
3.584,82
3.706,12
4.092,73
4.286,19
4.528,22
5.128,89
5.575,19
6.126,22
6.402,53
6.591,34
7.366,27
7.503,62
7.640,97
7.778,32
8.111,79
8.471,72
9.080,75
9.688,72
9.770,82
11.137,88
10.629,30
11.962,35
11.994,76
12.482,31
12.979,10
13.485,14
14.000,42
14.524,95
15.058,72
15.601,74
16.154,00
16.715,51
17.286,26
17.866,25
18.455,49
19.053,98
19.661,71
11.461,69
11.949,24
12.446,03
12.952,07
13.467,35
13.991,88
14.525,65
15.068,67
15.620,93
16.182,44
16.753,19
17.333,18
17.922,42
18.520,91
19.128,64
12.527,83
13.015,38
13.512,17
14.018,21
14.533,49
15.058,02
15.591,79
16.134,81
16.687,07
17.248,58
17.819,33
18.399,32
18.988,56
19.587,05
20.194,78
835
874
945
1.069
1.097
1.118
1.171
1.190
1.225
1.374
1.521
1.679
2.074
2.130
2.190
2.239
2.350
2.462
2.573
2.657
2.775
2.906
3.078
3.102
3.356
3.472
3.570
3.766
3.916
4.068
4.223
4.381
4.542
4.705
4.871
5.040
5.211
5.386
5.563
5.742
5.925
6.110
3.575
3.724
3.877
4.032
4.190
4.351
4.514
4.680
4.849
5.020
5.195
5.372
5.551
5.734
5.919
152
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
6000
CLIENTESRES
5000
4000
3000
2000
1000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.6: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, San Antonio de Belén
Resultados estadísticos de la proyección de Clientes Residenciales de San Antonio, Belén
Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
--------------------------------------------------------------------------------------------a
752.7701
52.3590
14.3771
1.0000
b
74.8171
9.3249
8.0234
1.0000
c
1.3621
0.3465
3.9313
0.9994
Estadísticas de la Muestra
--------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 2038
Desviación Estándar 883.8
R-cuadrada 0.9874
R-cuadrada ajustada 0.9863
Durbin-Watson 0.6009
** Ljung-Box(18)=55.53 P=1
Error de Pronóstico 103.4
BIC 117.1
MAPE 0.04908
RMSE 97.49
MAD 75.52
153
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
20000
Leyenda
CONSUMORES
15000
10000
5000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.7: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, San Antonio de Belén
Resultados estadísticos de la proyección de Consumo Residencial de San Antonio, Belén
Modelo de Pronóstico para CONSUMORES
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
-----------------------------------------------------------------------------------------a
2325.4560 146.0740
15.9197
1.0000
b
233.3185
26.0152
8.9685
1.0000
c
4.6224
0.9666
4.7820
0.9999
Estadísticas de la Muestra
-----------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 6420
Desviación Estándar 2831
R-cuadrada 0.9904
R-cuadrada ajustada 0.9896
Durbin-Watson 1.879
* Ljung-Box(18)=34.21 P=0.9881
Error de Pronóstico 288.5
BIC 326.6
MAPE 0.0366
RMSE 272
MAD 224.5
154
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.2: Clientes y Energía Sector General - Distrito San Antonio, Belén
Año
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO MWH
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
11.935,88
9.756,13
8.357,32
7.305,08
6.461,31
5.760,77
5.166,48
4.655,08
4.210,67
3.821,89
3.480,25
3.179,22
2.913,67
2.679,45
20.782,79
24.042,78
26.521,82
28.654,30
30.578,30
32.359,08
34.033,60
35.625,24
37.149,88
38.618,90
40.040,77
41.422,03
42.767,82
44.082,27
2.473,17
45.368,79
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
114
148
149
174
179
188
217
228
225
226
239
249
252
296
305
324
358
393
427
468
471
484
519
535
641
666
685
721
762
805
848
893
940
988
1.037
1.088
1.140
1.194
1.249
1.305
1.363
685
726
768
812
857
904
952
1.001
1.052
1.104
1.158
1.213
1.269
1.327
758
798
841
885
930
976
1.024
1.074
1.124
1.177
1.230
1.285
1.342
1.399
1.646,64
1.482,54
2.199,42
2.541,89
2.725,28
3.453,85
3.043,37
3.108,51
3.349,05
3.112,96
3.661,40
3.193,25
4.166,01
4.070,90
4.105,73
4.783,91
5.108,18
5.432,44
5.756,71
7.419,67
8.584,46
10.208,28
12.863,43
13.242,37
14.719,31
14.886,71
15.907,59
16.359,34
16.899,45
17.439,57
17.979,69
18.519,81
19.059,92
19.600,04
20.140,16
20.680,27
21.220,39
21.760,51
22.300,63
22.840,74
23.380,86
2020
1.423
1.386
1.459
23.920,98
155
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
1400
CLIENTESGEN
1200
1000
800
600
400
200
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.8: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, San Antonio de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de San Antonio, Belén
Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
-----------------------------------------------------------------------------------------------a
149.3890
9.9257
15.0507
1.0000
b
2.1489
1.7678
1.2156
0.7640
c
0.7050
0.0657
10.7326
1.0000
Estadísticas de la Muestra
-----------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 339.2
Desviación Estándar 168.2
R-cuadrada 0.9875
R-cuadrada ajustada 0.9864
Durbin-Watson 1.135
Ljung-Box(18)=21.14 P=0.7278
Error de Pronóstico 19.6
BIC 22.19
MAPE 0.05463
RMSE 18.48
MAD 14.8
156
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
4
CONSUMOGEN
3
2
1
X 10000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.9: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, San Antonio de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo General de San Antonio, Belén
Exploración experta de datos de la variable dependiente CONSUMOGen
-------------------------------------------------------------------------------------------Longitud 27
Mínima 1482.538
Máxima 15907.593
Media 6102.736
Desviación Estándar 4476.209
Descomposición Clásica (no estacional)
Tendencia-ciclo: 97.53% Irregular: 2.47%
Transformación de logaritmo recomendada para Box-Jenkins.
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen
Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad
157
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Límites de confianza proporcionales a nivel
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
---------------------------------------------------------Nivel
0.63404
15819
Tendencia
0.99987
540.12
Estadísticas de la Muestra
-----------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 2
Media 6103
Desviación Estándar 4476
R-cuadrada 0.9798
R-cuadrada ajustada 0.979
Durbin-Watson 2.227
Ljung-Box(18)=21.56 P=0.7478
Error de Pronóstico 648.5
BIC 705
MAPE 0.1005
RMSE 624
MAD 489.9
158
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.3: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito San Antonio, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO MWH
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
46
48
50
52
53
55
56
57
58
59
60
61
62
62
63
498,40
620,91
328,03
264,21
637,76
617,50
1.344,28
1.365,17
1.544,49
2.082,97
2.125,30
2.214,07
20.706,84
19.937,12
39.622,25
50.590,33
57.308,47
64.026,61
70.744,76
79.991,85
147.501,17
88.171,76
85.074,80
85.376,51
92.032,88
94.250,93
111.237,31
99.309,74
99.373,73
99.410,63
99.431,90
99.444,16
99.451,22
99.455,29
99.457,63
99.458,98
99.459,77
99.460,21
99.460,47
99.460,62
99.460,70
99.460,75
75.479,90
75.543,89
75.580,79
75.602,06
75.614,31
75.621,38
75.625,45
75.627,79
75.629,14
75.629,92
75.630,37
75.630,63
75.630,77
75.630,86
75.630,91
123.139,59
123.203,58
123.240,48
123.261,74
123.274,00
123.281,06
123.285,13
123.287,48
123.288,83
123.289,61
123.290,06
123.290,31
123.290,46
123.290,55
123.290,59
20
20
15
13
12
12
13
13
20
23
23
26
33
36
41
43
43
44
44
45
45
45
48
48
45
41
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
34
32
30
28
27
25
24
23
22
21
20
19
18
18
17
159
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
60
CLIENTESIND
50
40
30
20
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.10: Gráfica de Proyección, Sector Industrial, San Antonio de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de San Antonio, Belén
Exploración experta de datos de la variable dependiente CLIENTESIND
---------------------------------------------------------------------------------------Longitud 27
Mínima 12.000
Máxima 48.000
Media 31.519
Desviación Estándar 13.525
Descomposición Clásica (no estacional)
Tendencia-ciclo: 97.03% Irregular: 2.97%
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie es estacionaria y no estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND
Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad
160
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
--------------------------------------------------------Nivel
1.00000
40.000
Estadísticas de la Muestra
---------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 1
Media 31.52
Desviación Estándar 13.53
R-cuadrada 0.9535
R-cuadrada ajustada 0.9535
Durbin-Watson 0.9362
* Ljung-Box(18)=32.64 P=0.9816
Error de Pronóstico 2.918
BIC 3.043
MAPE 0.07422
RMSE 2.863
MAD 1.926
Leyenda
14
CONSUMOIND
12
10
8
6
4
2
X 10000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.11: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, San Antonio de Belén
161
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de San Antonio, Belén
Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd
Crecimiento de la curva:
y=
a
1+ e
( − b ( x − c ))
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
-----------------------------------------------------------------------------------------a
99460.8196 5565.2598
17.8717
1.0000
b
0.5515
0.1286
4.2872
0.9997
c
15.2358
0.5044
30.2037
1.0000
Estadísticas de la Muestra
------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 4.149e+004
Desviación Estándar 4.432e+004
R-cuadrada 0.9218
R-cuadrada ajustada 0.9153
Durbin-Watson 2.159
Ljung-Box(18)=9.986 P=0.06765
Error de Pronóstico 1.29e+004
BIC 1.46e+004
MAPE 0.456
RMSE 1.216e+004
MAD 6440
A continuación se presenta la tabla con la sumatoria total de clientes y energía para el
distrito San Antonio del cantón de Belén:
162
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.4: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: San Antonio, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO MWH
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
4.760
4.954
5.150
5.351
5.555
5.764
5.976
6.193
6.413
6.638
6.867
7.100
7.337
7.578
7.823
4.568,02
4.618,66
5.426,12
6.122,08
6.390,82
7.656,17
8.093,77
8.566,41
9.179,72
9.724,16
10.915,60
10.982,51
30.999,08
30.410,56
50.319,32
62.740,52
69.920,27
77.100,03
84.279,79
95.523,31
164.557,34
107.460,78
107.626,95
108.389,70
117.890,07
119.766,94
139.107,25
127.663,84
128.755,50
129.829,31
130.896,73
131.964,38
133.036,09
134.114,05
135.199,53
136.293,26
137.395,66
138.506,98
139.627,35
140.756,86
141.895,54
143.043,44
98.877,46
97.249,26
96.384,14
95.859,20
95.542,97
95.374,02
95.317,58
95.351,53
95.460,74
95.634,24
95.863,80
96.143,03
96.466,87
96.831,22
97.232,72
156.450,21
160.261,73
163.274,47
165.934,25
168.385,80
170.698,16
172.910,52
175.047,53
177.125,77
179.157,08
181.150,16
183.111,67
185.046,84
186.959,87
188.854,16
969
1.042
1.109
1.256
1.288
1.318
1.401
1.431
1.470
1.623
1.783
1.954
2.359
2.462
2.536
2.606
2.752
2.898
3.044
3.170
3.291
3.435
3.645
3.685
4.042
4.179
4.295
4.527
4.718
4.913
5.111
5.315
5.522
5.733
5.949
6.168
6.392
6.620
6.852
7.088
7.328
7.572
4.294
4.482
4.675
4.872
5.074
5.280
5.490
5.704
5.923
6.146
6.373
6.604
6.839
7.078
7.322
163
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
4.1.2. Distrito La Ribera, Belén
Los resultados de las proyecciones, tanto de clientes como de energía del sector residencial,
general e industrial, se presentan a continuación y la forma de presentarlo es la siguiente:
1. Tabla 4.5, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Gráfica 4.7, la proyección de los clientes del sector residencial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
3. Gráfica 4.8, la proyección del consumo de energía del sector residencial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
4. Tabla 4.6, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector general.
5. Gráfica 4.9, la proyección de los clientes del sector general y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
6. Gráfica 4.10, la proyección del consumo de energía del sector general y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
7. Tabla 4.7, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector industrial.
8. Gráfica 4.11, la proyección de los clientes del sector industrial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
9. Gráfica 4.12, la proyección del consumo de energía del sector industrial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
164
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.5: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: La Ribera, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.558
1.619
1.682
1.747
1.815
1.885
1.957
2.031
2.107
2.186
2.267
2.351
2.436
2.524
2.614
1.557,57
1.441,10
1.623,66
1.639,62
1.653,49
1.928,27
2.099,51
2.312,97
2.368,67
2.419,67
2.471,39
2.519,40
2.390,39
2.461,16
2.513,76
2.695,33
2.802,83
2.910,34
3.017,84
3.271,33
3.466,64
3.493,46
4.044,43
4.097,03
4.668,37
4.384,11
4.969,47
4.936,06
5.160,19
5.391,62
5.630,35
5.876,37
6.129,70
6.390,32
6.658,24
6.933,46
7.215,98
7.505,80
7.802,91
8.107,33
8.419,04
8.738,05
4.563,17
4.787,30
5.018,73
5.257,45
5.503,48
5.756,80
6.017,43
6.285,35
6.560,57
6.843,09
7.132,91
7.430,02
7.734,44
8.046,15
8.365,16
5.308,96
5.533,08
5.764,51
6.003,24
6.249,27
6.502,59
6.763,21
7.031,13
7.306,35
7.588,87
7.878,69
8.175,81
8.480,22
8.791,94
9.110,95
587
633
716
645
671
690
733
754
802
825
873
908
767
782
802
828
875
921
968
1.020
1.072
1.138
1.214
1.225
1.312
1.365
1.430
1.453
1.513
1.576
1.642
1.709
1.779
1.851
1.925
2.002
2.081
2.162
2.245
2.331
2.419
2.509
1.347
1.408
1.471
1.536
1.604
1.673
1.745
1.820
1.896
1.975
2.056
2.139
2.225
2.313
2.403
165
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
2500
CLIENTESRES
2000
1500
1000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.12: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Residenciales de La Ribera, Belén
Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
2
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
------------------------------------------------------------------------------------------a
669.9940
28.9431
23.1487
1.0000
b
-1.5858
5.1547
-0.3076
0.2390
c
1.1325
0.1915
5.9131
1.0000
Estadísticas de la Muestra
----------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 909.5
Desviación Estándar 236.3
R-cuadrada 0.946
R-cuadrada ajustada 0.9415
Durbin-Watson 0.6417
** Ljung-Box(18)=64.21 P=1
Error de Pronóstico 57.16
BIC 64.72
MAPE 0.0546
RMSE 53.89
MAD 45.38
166
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
9000
8000
Leyenda
CONSUMORES
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.13: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Residencial de La Ribera, Belén
Modelo de Pronóstico para CONSUMORes
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
-----------------------------------------------------------------------------------------a
b
c
1643.4391
23.4175
3.6493
102.1808
18.1983
0.6762
16.0836
1.2868
5.3970
1.0000
0.7896
1.0000
Estadísticas de la Muestra
----------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 2786
Desviación Estándar 979.7
R-cuadrada 0.9608
R-cuadrada ajustada 0.9576
Durbin-Watson 0.9271
** Ljung-Box(18)=79.89 P=1
Error de Pronóstico 201.8
BIC 228.5
MAPE 0.06642
RMSE 190.3
MAD 170.2
167
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.6: Clientes y Energía Sector General - Distrito: La Ribera, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
225
249
270
290
308
326
344
361
378
395
412
428
445
461
477
1.728,88
2.062,60
2.201,94
2.177,36
2.098,70
2.216,88
2.205,02
2.248,99
2.253,42
2.218,72
2.160,24
2.216,06
2.181,15
2.038,23
2.019,99
2.309,23
2.497,26
2.685,29
2.873,31
3.435,02
4.040,10
4.334,61
4.020,45
4.000,79
4.541,22
4.753,76
6.449,27
7.080,84
7.712,40
8.343,97
8.975,53
9.607,10
10.238,66
10.870,23
11.501,80
12.133,36
12.764,93
13.396,49
14.028,06
14.659,62
15.291,19
15.922,75
5.912,90
5.817,76
5.932,48
6.139,89
6.402,97
6.704,26
7.033,87
7.385,58
7.755,14
8.139,52
8.536,45
8.944,20
9.361,40
9.786,94
10.219,92
8.248,78
9.607,05
10.755,46
11.811,18
12.811,23
13.773,07
14.706,59
15.618,01
16.511,58
17.390,33
18.256,53
19.111,91
19.957,85
20.795,44
21.625,59
61
76
72
85
85
83
88
90
96
99
97
95
88
91
95
99
103
106
109
114
126
128
126
128
142
181
193
206
219
232
245
258
271
284
296
309
322
335
348
361
374
387
187
189
194
200
207
215
223
231
240
249
259
268
278
287
297
168
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
CLIENTESGEN
400
300
200
100
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.14: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de La Ribera, Belén
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN
Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
-------------------------------------------------------------Nivel
0.99999
193.00
Tendencia
0.23345
12.933
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 2
Media 105.8
Desviación Estándar 30.05
R-cuadrada 0.915
R-cuadrada ajustada 0.9116
Durbin-Watson 1.872
Ljung-Box(18)=12.12 P=0.1589
Error de Pronóstico 8.934
BIC 9.713
MAPE 0.05547
RMSE 8.597
MAD 5.767
169
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
20000
CONSUMOGEN
15000
10000
5000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.15: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Generales de La Ribera, Belén
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen
Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad
Límites de confianza proporcionales a nivel
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
---------------------------------------------------------------------Nivel
1.00000
6449.3
Tendencia
0.27733
631.57
Estadísticas de la Muestra
----------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 2
Media 2888
Desviación Estándar 1151
R-cuadrada 0.9001
R-cuadrada ajustada 0.8961
Durbin-Watson 1.213
Ljung-Box(18)=5.728 P=0.002821
Error de Pronóstico 370.9
BIC 403.3
MAPE 0.06126
RMSE 356.9
MAD 205.4
170
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.7: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: La Ribera, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
23
25
27
29
31
32
34
35
36
37
38
39
40
41
42
1.664,28
2.227,98
1.400,08
1.834,45
2.585,93
2.975,64
2.679,47
3.204,27
3.055,31
3.073,48
3.188,21
3.432,55
3.038,50
3.226,22
2.692,10
2.571,31
2.419,83
2.268,35
2.116,87
2.387,92
2.242,44
2.076,45
2.240,73
2.237,34
2.323,89
2.090,61
2.072,37
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
1.400,39
1.223,15
1.076,48
948,52
833,55
728,25
630,55
538,98
452,54
370,44
292,09
217,01
144,83
75,24
7,97
2.776,85
2.954,10
3.100,77
3.228,72
3.343,70
3.448,99
3.546,70
3.638,26
3.724,71
3.806,81
3.885,16
3.960,24
4.032,42
4.102,01
4.169,27
25
26
23
20
21
20
17
16
28
26
25
26
26
29
30
29
30
32
33
33
29
26
23
23
24
18
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
9
7
5
3
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
171
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
40
CLIENTESIND
30
20
10
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.16: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de La Ribera, Belén
Exploración experta de datos de la variable dependiente CLIENTESIND
-------------------------------------------------------------------------------------------Longitud 27
Mínima 16.000
Máxima 33.000
Media 24.963
Desviación Estándar 4.969
Descomposición Clásica (no estacional)
Tendencia-ciclo: 68.53% Irregular: 31.47%
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND
Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
-----------------------------------------------------------Nivel
1.00000
16.000
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 1
172
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Media 24.96
R-cuadrada 0.5757
Durbin-Watson 1.954
Error de Pronóstico 3.236
MAPE 0.08966
MAD 2.111
Desviación Estándar 4.969
R-cuadrada ajustada 0.5757
Ljung-Box(18)=12.99 P=0.2079
BIC 3.376
RMSE 3.176
Leyenda
4000
CONSUMOIND
3000
2000
1000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.17: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, La Ribera de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de La Ribera, Belén
Exploración experta de datos de la variable dependiente CONSUMOInd
----------------------------------------------------------------------------------------------Longitud 27
Mínima 1400.076
Máxima 3432.553
Media 2493.577
Desviación Estándar 519.196
Descomposición Clásica (no estacional)
Tendencia-ciclo: 77.81% Irregular: 22.19%
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd
Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad
173
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
---------------------------------------------------------------Nivel
0.76250
2088.6
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 1
Media 2494
Desviación Estándar 519.2
R-cuadrada 0.5796
R-cuadrada ajustada 0.5796
Durbin-Watson 2.044
Ljung-Box(18)=14.4 P=0.2973
Error de Pronóstico 336.6
BIC 351.1
MAPE 0.1095
RMSE 330.4
MAD 255.5
A continuación se presenta la tabla con la sumatoria total de clientes y energía para el
distrito La Ribera del cantón de Belén:
174
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.8: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: La Ribera, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.806
1.894
1.980
2.066
2.154
2.243
2.334
2.427
2.522
2.619
2.717
2.818
2.921
3.026
3.133
4.950,73
5.731,68
5.225,68
5.651,43
6.338,12
7.120,79
6.983,99
7.766,24
7.677,40
7.711,87
7.819,83
8.168,02
7.610,05
7.725,61
7.225,85
7.575,87
7.719,92
7.863,97
8.008,03
9.094,27
9.749,18
9.904,53
10.305,61
10.335,16
11.533,48
11.228,49
13.491,11
14.105,52
14.961,22
15.824,21
16.694,50
17.572,10
18.456,99
19.349,17
20.248,66
21.155,45
22.069,53
22.990,91
23.919,60
24.855,58
25.798,85
26.749,43
11.876,46
11.828,20
12.027,69
12.345,87
12.740,00
13.189,31
13.681,85
14.209,91
14.768,25
15.353,04
15.961,44
16.591,23
17.240,67
17.908,33
18.593,05
16.334,59
18.094,23
19.620,74
21.043,14
22.404,20
23.724,66
25.016,50
26.287,41
27.542,64
28.786,02
30.020,39
31.247,96
32.470,48
33.689,38
34.905,81
673
735
811
750
777
793
838
860
926
950
995
1.029
881
902
927
956
1.008
1.059
1.110
1.167
1.227
1.292
1.363
1.376
1.478
1.564
1.639
1.675
1.748
1.824
1.902
1.983
2.066
2.151
2.238
2.327
2.419
2.513
2.609
2.708
2.809
2.912
1.543
1.603
1.669
1.739
1.812
1.888
1.968
2.051
2.137
2.224
2.315
2.407
2.503
2.600
2.700
175
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
4.1.3. Distrito Asunción de Belén
Los resultados de las proyecciones, tanto de clientes como de energía del sector residencial,
general e industrial se presentan a continuación y la forma de presentarlo es la siguiente:
1. Tabla 4.9, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Gráfica 4.13, la proyección de los clientes del sector residencial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
3. Gráfica 4.14, la proyección del consumo de energía del sector residencial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
4. Tabla 4.10, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector general.
5. Gráfica 4.15, la proyección de los clientes del sector general y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
6. Gráfica 4.16, la proyección del consumo de energía del sector general y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
7. Tabla 4.11, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y
consumo de energía del 2006 al 2020 del sector industrial.
8. Gráfica 4.17, la proyección de los clientes del sector industrial y los resultados
estadísticos que emite el software Forecast Pro.
9. Gráfica 4.18, la proyección del consumo de energía del sector industrial y los
resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.
176
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.9: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: Asunción, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.676
1.687
1.696
1.704
1.711
1.718
1.723
1.727
1.731
1.735
1.738
1.740
1.743
1.745
1.746
1.546,09
2.022,84
2.108,95
1.911,19
1.982,69
2.359,11
2.610,88
2.774,22
2.943,98
3.204,49
3.395,25
3.544,00
3.567,45
3.775,22
4.867,66
4.724,32
4.798,07
4.871,83
4.945,58
5.424,29
5.935,65
6.562,13
6.991,25
7.027,79
8.175,86
7.939,06
9.004,92
9.075,76
9.553,07
10.045,26
10.552,34
11.074,31
11.611,16
12.162,90
12.729,52
13.311,03
13.907,42
14.518,70
15.144,87
15.785,92
16.441,86
17.112,68
8.571,22
9.048,53
9.540,72
10.047,80
10.569,77
11.106,62
11.658,36
12.224,98
12.806,49
13.402,88
14.014,16
14.640,33
15.281,38
15.937,32
16.608,14
9.580,30
10.057,61
10.549,80
11.056,88
11.578,85
12.115,70
12.667,44
13.234,06
13.815,57
14.411,96
15.023,24
15.649,41
16.290,46
16.946,40
17.617,22
299
349
410
402
435
448
477
490
527
553
597
634
705
732
788
823
884
944
1.005
1.058
1.116
1.200
1.259
1.278
1.436
1.483
1.520
1.582
1.593
1.603
1.611
1.618
1.624
1.629
1.634
1.638
1.641
1.644
1.647
1.649
1.651
1.653
1.489
1.500
1.509
1.517
1.524
1.530
1.536
1.540
1.544
1.548
1.551
1.553
1.556
1.558
1.559
177
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
3000
Leyenda
CLIENTESRES
2500
2000
1500
1000
500
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.18: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Residenciales de Asunción, Belén
Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
-----------------------------------------------------------------------------------------a
336.9710
10.0425
33.5546
1.0000
b
14.8525
1.7885
8.3044
1.0000
c
1.2160
0.0665
18.2986
1.0000
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 809.3
Desviación Estándar 375.4
R-cuadrada 0.9974
R-cuadrada ajustada 0.9972
Durbin-Watson 1.997
Ljung-Box(18)=11.96 P=0.1508
Error de Pronóstico 19.83
BIC 22.46
MAPE 0.02222
RMSE 18.7
MAD 13.97
178
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
CONSUMORES
15000
10000
5000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.19: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Residencial de Asunción, Belén
Modelo de Pronóstico para CONSUMORes
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
2
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
------------------------------------------------------------------------------------------a
1815.1858
138.2557
13.1292
1.0000
b
67.9539
24.6226
2.7598
0.9891
c
7.4428
0.9149
8.1353
1.0000
Estadísticas de la Muestra
------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 4408
Desviación Estándar 2132
R-cuadrada 0.9849
R-cuadrada ajustada 0.9836
Durbin-Watson 1.689
Ljung-Box(18)=10.19 P=0.0743
Error de Pronóstico 273
BIC 309.1
MAPE 0.05437
RMSE 257.4
MAD 210.8
179
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.10: Clientes y Energía Sector General - Distrito: Asunción, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
221
234
247
262
276
291
307
324
341
358
376
395
414
434
454
2.767,82
2.996,03
2.329,09
2.284,69
2.647,74
2.901,93
2.950,74
2.908,60
3.281,72
3.206,07
3.172,43
3.466,63
3.788,62
3.853,09
3.927,82
4.234,66
4.285,36
4.336,06
4.386,76
4.577,55
4.768,33
4.831,93
4.895,53
4.959,12
5.149,91
5.326,37
6.443,56
5.997,81
6.199,54
6.406,47
6.618,60
6.835,92
7.058,44
7.286,16
7.519,08
7.757,20
8.000,51
8.249,02
8.502,73
8.761,64
9.025,74
9.295,04
5.541,46
5.743,20
5.950,13
6.162,25
6.379,58
6.602,10
6.829,82
7.062,74
7.300,85
7.544,17
7.792,68
8.046,39
8.305,29
8.569,40
8.838,70
6.454,15
6.655,88
6.862,81
7.074,94
7.292,26
7.514,79
7.742,51
7.975,42
8.213,54
8.456,85
8.705,36
8.959,07
9.217,98
9.482,08
9.751,38
71
75
67
62
62
68
70
76
67
64
68
70
87
95
90
96
107
117
128
133
128
137
155
158
175
189
198
210
223
237
251
266
281
297
313
330
348
366
384
404
423
444
200
213
227
241
255
271
287
303
320
337
355
374
393
413
433
180
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
450
400
Leyenda
CLIENTESGEN
350
300
250
200
150
100
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.20: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de Asunción, Belén
Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
------------------------------------------------------------------------------------------a
71.1066
2.8479
24.9679
1.0000
b
-2.4029
0.5072
-4.7375
0.9999
c
0.2802
0.0188
14.8655
1.0000
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 104.2
Desviación Estándar 42.06
R-cuadrada 0.9835
R-cuadrada ajustada 0.9821
Durbin-Watson 1.311
** Ljung-Box(18)=39.75 P=0.9977
Error de Pronóstico 5.624
BIC 6.368
MAPE 0.04979
RMSE 5.303
MAD 4.449
181
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
9000
CONSUMOGEN
8000
7000
6000
5000
4000
3000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.21: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo General de Asunción, Belén
Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen
2
Curva Cuadrática: y = a + b * x + c * x
Términos
Coeficiente Error Std.
Estadística-t Significancia
--------------------------------------------------------------------------------------------a
2515.7450
125.0488
20.1181
1.0000
b
58.7971
22.2710
2.6401
0.9857
c
2.5988
0.8275
3.1405
0.9956
Estadísticas de la Muestra
--------------------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 3
Media 3877
Desviación Estándar 1041
R-cuadrada 0.948
R-cuadrada ajustada 0.9437
Durbin-Watson 1.277
Ljung-Box(18)=14.8 P=0.3246
Error de Pronóstico 247
BIC 279.6
MAPE 0.04956
RMSE 232.8
MAD 178.2
182
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.11: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: Asunción, Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
30
33
35
37
39
40
42
43
44
46
47
48
49
50
51
28.505,45
30.382,56
30.376,28
24.533,85
28.743,29
24.105,57
20.834,72
32.162,76
39.772,43
42.642,54
44.287,57
47.453,37
43.826,86
48.765,31
46.988,83
70.725,57
67.637,57
64.549,56
61.461,56
64.083,95
65.832,21
66.706,34
69.328,72
71.076,98
71.951,11
73.087,75
85.363,65
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
71.387,76
66.406,98
62.519,22
59.218,57
56.299,37
53.653,72
51.216,65
48.945,45
46.810,25
44.789,22
42.865,78
41.027,02
39.262,67
37.564,36
35.925,18
97.950,96
102.931,74
106.819,50
110.120,15
113.039,35
115.685,01
118.122,07
120.393,27
122.528,46
124.549,50
126.472,95
128.311,70
130.076,05
131.774,36
133.413,53
9
9
9
8
6
4
3
11
23
25
25
22
24
30
31
32
32
31
31
26
26
26
26
26
27
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
16
13
11
9
7
6
4
3
2
0
0
0
0
0
0
183
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
50
Leyenda
CLIENTESIND
40
30
20
10
0
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.22: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de Asunción, Belén
Tendencia-ciclo: 87.75% Irregular: 12.25%
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND
Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
---------------------------------------------------------Nivel
1.00000 23.000
Estadísticas de la Muestra
-------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 1
Media 21.04
Desviación Estándar 9.561
R-cuadrada 0.8673
R-cuadrada ajustada 0.8673
Durbin-Watson 1.172
Ljung-Box(18)=17.47 P=0.5089
Error de Pronóstico 3.483
BIC 3.633
MAPE 0.1311
RMSE 3.417
MAD 1.926
184
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
12
CONSUMOIND
10
8
6
4
X 10000
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Figura 4.23: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, Asunción de Belén
Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de Asunción, Belén
Tendencia-ciclo: 94.78% Irregular: 5.22%
Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins.
La serie tiene tendencia y no es estacional.
Modelo Recomendado: Suavización Exponencial
Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd
Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad
Peso de
Valor
Componente
suavización Final
------------------------------------------------------------------Nivel
0.94375 84669.
Estadísticas de la Muestra
------------------------------------------------------------------------------Tamaño de la muestra 27
Número de parámetros 1
Media 5.056e+004
Desviación Estándar 1.892e+004
R-cuadrada 0.8821
R-cuadrada ajustada 0.8821
Durbin-Watson 1.87
Ljung-Box(18)=16.38 P=0.4343
Error de Pronóstico 6497
BIC 6776
MAPE 0.09361
RMSE 6375
MAD 4203
Finalmente se obtiene la sumatoria total de clientes y energía para el distrito Asunción, la
cual se muestra en la tabla 4.12.
185
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.12: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: Asunción, Belén
Año
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
34.814,32
28.729,73
33.373,72
29.366,61
26.396,34
37.845,58
45.998,13
49.053,10
50.855,24
54.464,00
51.182,93
56.393,62
55.784,31
79.684,55
76.721,00
73.757,45
70.793,91
74.085,79
76.536,19
78.100,40
81.215,50
83.063,90
85.276,88
86.353,18
100.812,13
99.742,92
100.421,96
101.121,09
101.840,30
102.579,59
103.338,96
104.118,42
104.917,96
105.737,58
106.577,29
107.437,08
108.316,96
109.216,91
110.136,95
111.077,08
85.500,44
81.198,70
78.010,07
75.428,63
73.248,71
71.362,44
69.704,82
68.233,16
66.917,60
65.736,27
64.672,62
63.713,74
62.849,34
62.071,07
61.372,02
113.985,41
119.645,23
124.232,11
128.251,97
131.910,46
135.315,49
138.532,01
141.602,76
144.557,57
147.418,32
150.201,55
152.920,18
155.584,49
158.202,84
160.782,13
486,00
472,00
503,00
520,00
550,00
577,00
617,00
642,00
690,00
726,00
816,00
857,00
909,00
951,34
1.022,23
1.093,11
1.164,00
1.217,00
1.270,00
1.363,00
1.440,00
1.462,00
1.638,00
1.695,00
1.741,00
1.815,65
1.839,52
1.862,53
1.884,87
1.906,68
1.928,10
1.949,25
1.970,23
1.991,15
2.012,08
2.033,10
2.054,27
2.075,65
2.097,28
2.119,20
1.704,61
1.725,53
1.746,28
1.766,71
1.786,84
1.806,74
1.826,49
1.846,17
1.865,87
1.885,65
1.906,18
1.927,35
1.948,72
1.970,35
1.992,28
1.926,70
1.953,51
1.978,79
2.003,03
2.026,52
2.049,46
2.072,01
2.094,29
2.116,43
2.138,52
2.160,64
2.182,85
2.205,24
2.227,84
186
2.250,70
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
4.2
Resultados totales de las proyecciones de energía, Cantón Belén
En la Tabla 4.13, se presenta los resultados del sector residencial del cantón de Belén
Tabla 4.13: Energía y Clientes Totales del Sector Residencial, Cantón Belén
Año
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
7.191
7.412
7.637
7.866
8.098
8.335
8.576
8.821
9.070
9.324
9.582
9.845
10.112
10.385
10.662
5.979,15
6.631,28
6.866,79
6.663,96
7.872,19
8.416,51
9.179,92
9.598,83
10.152,38
10.995,53
11.638,58
12.084,06
12.638,92
13.972,76
14.785,91
15.104,52
15.423,13
15.741,74
16.807,41
17.874,01
19.136,35
20.724,40
20.895,65
23.982,11
22.952,48
25.936,73
26.006,58
27.195,57
28.415,98
29.667,83
30.951,10
32.265,81
33.611,94
34.989,50
36.398,49
37.838,91
39.310,76
40.814,04
42.348,74
43.914,88
45.512,44
24.596,07
25.785,06
27.005,48
28.257,32
29.540,60
30.855,30
32.201,43
33.579,00
34.987,99
36.428,41
37.900,26
39.403,53
40.938,24
42.504,37
44.101,94
27.417,08
28.606,07
29.826,49
31.078,33
32.361,61
33.676,31
35.022,44
36.400,01
37.808,99
39.249,41
40.721,26
42.224,54
43.759,25
45.325,38
46.922,94
1.856
2.071
2.116
2.203
2.256
2.381
2.434
2.554
2.752
2.991
3.221
3.546
3.644
3.780
3.890
4.109
4.327
4.546
4.735
4.963
5.244
5.551
5.605
6.104
6.320
6.520
6.801
7.022
7.247
7.476
7.708
7.945
8.185
8.430
8.680
8.934
9.192
9.455
9.722
9.994
10.271
6.411
6.632
6.857
7.085
7.318
7.554
7.795
8.040
8.290
8.543
8.802
9.064
9.332
9.604
9.881
187
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la Tabla 4.14, se presenta los resultados del sector general del cantón de Belén
Tabla 4.14: Energía y Clientes Totales del Sector General, Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.203
1.281
1.358
1.436
1.514
1.594
1.676
1.759
1.843
1.930
2.018
2.108
2.200
2.294
2.390
6.143,34
6.541,17
6.730,45
7.003,93
7.471,72
8.572,67
8.199,13
8.266,10
8.884,20
8.537,75
8.994,07
8.875,95
10.135,79
9.962,21
10.053,55
11.327,81
11.890,80
12.453,79
13.016,78
15.432,23
17.392,89
19.374,82
21.779,40
22.202,28
24.410,43
24.966,85
28.800,43
29.437,98
30.811,39
32.190,01
33.573,82
34.962,82
36.357,03
37.756,43
39.161,03
40.570,83
41.985,83
43.406,02
44.831,41
46.262,00
47.697,79
49.138,77
23.390,24
21.317,08
20.239,93
19.607,22
19.243,85
19.067,12
19.030,17
19.103,39
19.266,66
19.505,57
19.809,37
20.169,81
20.580,36
21.035,79
21.531,78
35.485,72
40.305,70
44.140,08
47.540,41
50.681,80
53.646,93
56.482,69
59.218,67
61.875,00
64.466,08
67.002,67
69.493,02
71.943,64
74.359,79
76.745,76
246
299
288
321
326
339
375
394
388
389
404
414
427
482
490
519
568
616
664
715
725
749
800
821
958
1.036
1.076
1.138
1.205
1.273
1.344
1.417
1.492
1.568
1.647
1.728
1.810
1.895
1.982
2.070
2.161
2.253
1.072
1.128
1.189
1.253
1.320
1.389
1.461
1.536
1.612
1.691
1.772
1.855
1.940
2.027
2.117
188
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la Tabla 4.15, se presenta los resultados del sector industrial del cantón de Belén
Tabla 4.15: Energía y Clientes Totales del Sector Industrial, Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
99
107
113
118
123
127
131
135
138
141
144
147
150
153
155
30.668,13
33.231,44
32.104,39
26.632,51
31.966,97
27.698,72
24.858,47
36.732,20
44.372,22
47.798,99
49.601,08
53.099,99
67.572,21
71.928,65
89.303,17
123.887,21
127.365,87
130.844,53
134.323,19
146.463,72
215.575,81
156.954,55
156.644,26
158.690,83
166.307,88
169.429,29
198.673,34
186.067,73
186.131,72
186.168,62
186.189,88
186.202,14
186.209,20
186.213,27
186.215,62
186.216,97
186.217,75
186.218,19
186.218,45
186.218,60
186.218,69
186.218,73
148.268,05
143.174,02
139.176,49
135.769,15
132.747,23
130.003,34
127.472,64
125.112,22
122.891,93
120.789,58
118.788,23
116.874,66
115.038,28
113.270,46
111.564,06
223.867,40
229.089,42
233.160,75
236.610,61
239.657,05
242.415,06
244.953,91
247.319,01
249.542,00
251.645,92
253.648,16
255.562,25
257.398,92
259.166,91
260.873,40
54
55
47
41
39
36
33
40
71
74
73
74
83
95
102
104
105
107
108
104
100
97
97
97
96
82
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
59
51
45
40
35
31
28
26
24
22
20
19
18
18
17
189
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la Tabla 4.16, se presenta los resultados totales de clientes y consumo, cantón de Belén
Tabla 4.16: Energía y Clientes Totales del Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
8.493
8.801
9.109
9.420
9.736
10.056
10.382
10.714
11.052
11.395
11.745
12.101
12.463
12.831
13.206
42.338,12
45.751,76
45.466,12
40.503,23
46.102,66
44.143,58
41.474,10
54.178,23
62.855,25
66.489,13
69.590,67
73.614,53
89.792,06
94.529,79
113.329,48
150.000,93
154.361,19
158.721,46
163.081,72
178.703,37
250.842,71
195.465,71
199.148,06
201.788,75
214.700,42
217.348,61
253.410,49
241.512,28
244.138,68
246.774,61
249.431,53
252.116,07
254.832,04
257.581,64
260.366,15
263.186,29
266.042,49
268.934,98
271.863,90
274.829,34
277.831,35
280.869,95
196.254,36
190.276,16
186.421,90
183.633,70
181.531,68
179.925,77
178.704,24
177.794,61
177.146,58
176.723,56
176.497,86
176.448,00
176.556,88
176.810,61
177.197,78
286.770,20
298.001,19
307.127,32
315.229,36
322.700,46
329.738,31
336.459,04
342.937,69
349.225,99
355.361,41
361.372,09
367.279,80
373.101,81
378.852,08
384.542,10
2.021
2.210
2.406
2.478
2.568
2.631
2.789
2.868
3.013
3.215
3.468
3.709
4.056
4.221
4.372
4.513
4.782
5.050
5.318
5.554
5.788
6.090
6.448
6.523
7.158
7.438
7.675
8.017
8.306
8.599
8.899
9.204
9.515
9.833
10.156
10.486
10.823
11.166
11.515
11.871
12.234
12.603
7.542
7.811
8.090
8.378
8.673
8.975
9.285
9.602
9.925
10.256
10.594
10.939
11.290
11.649
12.015
190
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
4.3
Resultados finales de la proyección total de energía para la CNFL
En las siguientes tablas se presenta la proyección de energía total para la CNFL, para cada
uno de los sectores. Esta se obtiene de la sumatoria de cada una de las proyecciones
individuales por sector y distrito, tanto para clientes como para consumo de energía.
En la tabla 4.17, se muestran los resultados de la proyección del sector residencial y los
datos graficados se muestran en la gráfica 4.19; en la tabla 4.18 la proyección del sector
general y la graficación de los datos en la gráfica 4.20; en la tabla 4.19 la proyección del
sector industrial y la gráfica 4.21, muestra el crecimiento de este sector y finalmente en la
tabla 4.20, la proyección de clientes y energía donde se agrupa los tres sectores, resultados
que muestran la totalidad de la CNFL y las gráficas se muestran en el gráfico 4.22 y gráfico
4.23 para los clientes y la energía total, respectivamente.
De los resultados obtenidos se estima que se tendrá una cantidad de clientes de 476.100 en
el 2006, con un consumo anual de 3.012, 7 GWh, para el 2010, la cantidad de clientes será
de 529.551, con un consumo anual esperado de 3.515,1 GWh. Para el 2015, se espera tener
601.044 clientes y un consumo de energía de 4.391,0 GWh y finalmente para el último año
horizonte de la proyección, 2020 los clientes se estiman en la cantidad de 680.979 y el
consumo de energía será de 5.866,4 GWh.
En el Apéndice 1, se encuentran los resultados de cada uno de los cantones que alimenta la
CNFL, en la actualidad.
191
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.17: Clientes y Energía Total del Sector Residencial - CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
438.821
456.258
472.034
486.998
501.472
515.625
529.563
543.360
557.072
570.743
584.409
598.103
611.852
625.684
639.622
479.129,18
526.049,24
557.054,75
567.119,72
575.035,29
606.933,14
641.352,62
680.182,42
723.608,05
744.333,19
757.204,19
784.276,18
800.003,31
824.238,03
836.318,11
911.293,49
909.356,06
933.630,09
959.184,08
1.009.034,34
1.045.932,12
1.083.760,28
1.124.065,43
1.137.865,54
1.210.268,36
1.158.030,96
1.280.833,26
1.300.258,60
1.341.288,67
1.383.372,40
1.426.582,79
1.471.001,33
1.516.718,74
1.563.836,07
1.612.465,76
1.662.732,92
1.714.776,71
1.768.751,79
1.824.830,25
1.883.203,32
1.944.083,67
2.007.667,77
1.171.684,48
1.184.397,36
1.204.615,87
1.229.287,06
1.257.304,51
1.288.457,38
1.322.164,76
1.358.288,57
1.396.791,27
1.437.799,36
1.481.297,05
1.527.376,46
1.576.386,24
1.628.771,91
1.684.436,16
1.408.241,93
1.476.639,47
1.539.638,68
1.600.438,53
1.660.308,45
1.719.949,62
1.779.827,37
1.840.292,68
1.901.637,04
1.964.121,20
2.027.991,97
2.093.493,20
2.160.873,37
2.230.391,70
2.302.283,05
145.733
154.980
164.735
172.274
177.531
181.222
192.194
197.288
208.566
217.637
229.912
241.926
261.210
267.209
268.844
274.627
287.238
299.858
312.477
325.455
335.330
338.990
350.016
351.854
369.826
384.027
393.086
412.511
423.023
433.576
444.182
454.852
465.598
476.432
487.367
498.414
509.586
520.897
532.359
543.986
555.792
567.792
375.441
378.772
383.801
389.986
396.746
403.940
411.494
419.592
428.042
436.851
445.975
455.357
465.083
475.058
485.290
192
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.18: Clientes y Energía Total del Sector General - CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
67.014
71.077
74.891
78.634
82.380
86.170
90.034
93.998
98.086
102.319
106.720
111.311
116.118
121.166
126.482
232.244,63
260.843,56
330.191,52
341.053,73
305.002,93
326.982,22
352.914,37
378.723,22
399.926,34
406.621,39
415.719,49
456.142,38
460.151,39
445.111,81
458.124,58
506.640,59
521.644,00
549.732,89
578.083,54
625.184,74
668.078,61
703.455,59
770.829,15
788.732,02
877.201,32
847.113,96
981.291,04
1.016.969,04
1.079.818,94
1.147.960,74
1.222.298,73
1.303.918,38
1.394.124,78
1.494.489,75
1.606.909,31
1.733.673,98
1.877.555,00
2.041.909,81
2.230.811,48
2.449.207,41
2.703.114,18
2.999.826,68
887.808,15
923.925,89
972.159,62
1.029.834,23
1.096.834,36
1.174.445,01
1.263.228,87
1.365.393,26
1.482.582,57
1.617.394,61
1.773.112,93
1.953.753,21
2.164.217,18
2.410.485,84
2.699.891,93
1.136.821,23
1.226.907,25
1.315.338,60
1.406.672,47
1.503.227,78
1.606.917,67
1.719.668,96
1.843.606,96
1.981.180,68
2.135.276,53
2.309.338,72
2.507.507,72
2.734.784,60
2.997.229,34
3.302.173,72
17.213
22.045
19.964
23.524
23.658
24.451
26.854
27.874
27.278
27.647
28.304
29.129
32.106
32.913
33.025
34.595
36.938
39.280
41.630
43.837
45.759
47.430
50.014
51.017
54.910
57.022
58.515
61.068
63.698
66.419
69.241
72.174
75.230
78.419
81.756
85.253
88.929
92.800
96.885
101.207
105.789
110.655
54.710
55.930
57.661
59.645
61.837
64.220
66.791
69.561
72.588
75.830
79.293
82.994
86.969
91.218
95.766
193
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de Energía Residencial CNFL, S.A. Total 1979-2020
2.500.000,00
Energía Residencial CNFL, S.A.
2.250.000,00
Límite Confianza Inferior
Límite Confianza Superior
2.000.000,00
Energía (MWh)
1.750.000,00
1.500.000,00
1.250.000,00
1.000.000,00
750.000,00
500.000,00
250.000,00
20
19
20
17
20
15
20
13
20
11
20
09
20
07
20
05
20
03
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
85
19
83
19
81
19
79
0,00
Año
Figura 4.24: Gráfica de Proyección Energía Residencial de la CNFL, 1979 al 2020
Proyección de Energía General CNFL, S.A. Total 1979-2020
3.500.000,00
Energía Generall CNFL, S.A.
3.250.000,00
Límite Confianza Inferior
Límite Confianza Superior
3.000.000,00
2.750.000,00
2.250.000,00
2.000.000,00
1.750.000,00
1.500.000,00
1.250.000,00
1.000.000,00
750.000,00
500.000,00
250.000,00
20
19
20
17
20
15
20
13
20
11
20
09
20
07
20
05
20
03
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
85
19
83
19
81
0,00
19
79
Energía (MWh)
2.500.000,00
Año
Figura 4.25: Gráfica de Proyección Energía General de la CNFL, 1979 al 2020
194
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.19: Clientes y Energía Total del Sector Industrial – CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
3.236
3.484
3.676
3.838
3.982
4.112
4.233
4.345
4.450
4.550
4.645
4.736
4.824
4.908
4.989
239.565,08
250.205,58
228.770,92
212.771,77
271.207,60
256.431,74
253.725,23
273.804,26
318.943,29
331.161,96
351.243,73
376.837,00
380.565,15
394.307,17
412.201,74
542.372,93
552.231,08
561.736,75
571.072,93
614.249,72
696.142,55
645.099,35
652.808,63
657.015,53
678.544,82
624.061,32
701.062,65
695.423,41
706.602,15
717.773,58
728.952,69
740.148,74
751.366,72
762.880,92
774.786,18
786.719,92
798.682,98
810.675,85
822.698,92
834.752,45
846.836,61
858.951,61
510.060,38
467.973,03
449.561,99
435.166,64
424.478,65
416.043,49
408.944,33
403.180,80
398.574,39
394.692,86
391.592,71
389.011,10
386.897,18
385.383,17
384.413,44
860.941,79
947.687,27
1.014.368,50
1.071.646,67
1.123.107,94
1.170.508,62
1.214.867,89
1.256.840,35
1.296.876,37
1.335.302,10
1.372.361,40
1.408.243,43
1.443.098,06
1.477.046,64
1.510.188,85
1.899
1.877
1.733
1.720
1.563
1.437
1.329
1.364
2.295
2.296
2.366
2.548
2.737
2.760
2.820
2.872
2.928
2.982
3.038
2.994
2.982
3.039
2.977
3.014
2.833
2.546
2.519
2.521
2.522
2.523
2.524
2.525
2.526
2.527
2.527
2.528
2.529
2.530
2.530
2.531
2.532
2.533
1.824
1.585
1.403
1.254
1.127
1.021
931
857
799
756
720
687
658
632
612
195
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 4.20: Clientes y Energía Total del Sistema de la CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
ENERGÍA (MWh)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
509.071
530.818
550.600
569.471
587.834
605.907
623.830
641.703
659.608
677.612
695.774
714.150
732.794
751.758
771.093
950.938,90
1.037.098,38
1.116.017,19
1.120.945,21
1.151.245,82
1.190.347,09
1.247.992,22
1.332.709,90
1.442.477,67
1.482.116,55
1.524.167,41
1.617.255,55
1.640.719,85
1.663.657,01
1.706.644,43
1.960.307,02
1.983.231,14
2.045.099,73
2.108.340,55
2.248.468,80
2.410.153,27
2.432.315,22
2.547.703,21
2.583.613,10
2.766.014,50
2.629.206,25
2.963.186,94
3.012.651,05
3.127.709,75
3.249.106,72
3.377.834,20
3.515.068,45
3.662.210,25
3.821.206,74
3.994.161,25
4.183.126,82
4.391.014,69
4.621.337,45
4.878.340,65
5.167.163,18
5.494.034,47
5.866.447,06
2.569.553,01
2.576.296,28
2.626.337,48
2.694.287,93
2.778.617,52
2.878.945,89
2.994.337,96
3.126.862,63
3.277.948,23
3.449.886,83
3.646.002,68
3.870.140,77
4.127.500,60
4.424.640,92
4.768.741,52
3.406.004,94
3.651.233,99
3.869.345,78
4.078.757,67
4.286.644,17
4.497.375,91
4.714.364,23
4.940.740,00
5.179.694,09
5.434.699,83
5.709.692,09
6.009.244,36
6.338.756,04
6.704.667,68
7.114.645,61
164.845
178.902
186.432
197.518
202.752
207.110
220.377
226.526
238.139
247.580
260.582
273.603
296.053
302.882
304.689
312.094
327.104
342.120
357.145
372.287
384.071
389.459
403.008
405.885
427.569
443.595
454.121
476.100
489.243
502.518
515.947
529.551
543.354
557.378
571.650
586.195
601.044
616.227
631.775
647.724
664.113
680.979
431.975
436.287
442.864
450.884
459.711
469.182
479.216
490.010
501.428
513.438
525.988
539.038
552.710
566.909
581.667
196
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de Energía Industrial CNFL, S.A. Total 1979-2020
1.600.000,00
Energía Indusrial CNFL, S.A.
1.500.000,00
Límite Confianza Inferior
Límite Confianza Superior
1.400.000,00
1.300.000,00
1.200.000,00
Energía (MWh)
1.100.000,00
1.000.000,00
900.000,00
800.000,00
700.000,00
600.000,00
500.000,00
400.000,00
300.000,00
200.000,00
100.000,00
20
19
20
17
20
15
20
13
20
11
20
09
20
07
20
05
20
03
20
01
19
99
19
97
19
95
19
93
19
91
19
89
19
87
19
85
19
83
19
81
19
79
0,00
Año
Figura 4.26: Gráfica de Proyección Energía Industrial de la CNFL, 1979 al 2020
Proyección de Clientes Totales CNFL, S.A. 1979-2020
825.000
Clientes Totales CNFL, S.A.
Límite Confianza Inferior
Límite Confianza Superior
750.000
Cantidad de Clientes
675.000
600.000
525.000
450.000
375.000
300.000
225.000
150.000
75.000
19
20
17
20
15
20
11
13
20
20
07
09
20
20
03
05
20
20
01
99
20
19
95
97
19
19
91
93
19
19
89
19
87
19
85
19
83
19
81
19
19
79
0
Año
Figura 4.27: Gráfica de Proyección Clientes Totales de la CNFL, 1979 al 2020
197
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de Energía Total CNFL, S.A. 1979-2020
7.500.000,00
Energía Total CNFL, S.A.
Límite Confianza Inferior
Límite Confianza Superior
6.750.000,00
6.000.000,00
Energía (MWh)
5.250.000,00
4.500.000,00
3.750.000,00
3.000.000,00
2.250.000,00
1.500.000,00
750.000,00
0,00
1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Año
Figura 4.28: Gráfica de Proyección Energía Total de la CNFL, 1979 al 2020
Si se efectúa una comparación entre la proyección de clientes y energía contra los datos
reales obtenidos, en ambos conceptos, se llegan a resultados muy parecidos, con
porcentajes de error muy pequeños los cuales podrían indicar que la proyección es bastante
acertada. En la tabla 4.21, se muestra la comparación de los clientes para los tres sectores
analizados, obteniendo resultados satisfactorios, ya que en la totalidad de clientes se falla
en un 3,54 %.
Tabla 4.21: Comparación de Clientes al 2006
Sector
de consumo
Residencial
General
Industrial
TOTAL
Proyección
GWh
Real
GWh
Diferencia
GWh
Porcentaje
Error (%)
412.511
61.068
2.521
476.100
397.734
59.913
2.169
459.816
14.777
1.155
352
16.284
3,72
1,93
16,23
3,54
198
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 4.22, se presentan los resultados de la comparación del consumo de energía para
los tres sectores estudiados y los resultados son aún mejores que los obtenidos para los
clientes, porque a nivel global el porcentaje de error es del 1,94 %, el cual es el resultado de
los tres sectores: residencial: 0,57 %, general: 4,04 % e industrial: 1,32 %. Es importante
indicar que la el sector alumbrado público no se proyectó debido a que la información
disponible no es suficiente y su veracidad no es comprobable.
Tabla 4.22: Comparación de Consumo de Energía al 2006
Sector
de consumo
Residencial
General
Industrial
Sub-Total
Alumb. Púb.
TOTAL
Real
GWh
Proyección
GWh
Diferencia
GWh
Porcentaje
Error (%)
1.307,72
1.059,77
704,72
3.072,21
81,11
3.153,31
1.300,26
1.016,97
695,42
3.012,65
7,46
42,80
9,30
59,55
0,57
4,04
1,32
1,94
199
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 5: Determinación de la Demanda de Potencia
La demanda puede definirse como la máxima carga a un determinado factor de potencia
que un aparato, equipo o consumidor en general solicita del alimentador o circuito
correspondiente durante un intervalo de tiempo relativamente corto y dentro de un periodo
de tiempo determinado. En esta definición, se entiende por carga la que se mide en
términos de potencia (aparente, activa, reactiva o compleja). El periodo durante el cual se
toma el valor se denomina intervalo de demanda y es establecido por la aplicación
específica que se considere.
La carga puede ser instantánea, como cargas de soldadoras o corrientes de arranque de
motores. Sin embargo, los aparatos pueden tener una constante térmica en un tiempo
determinado, de tal manera que los intervalos de demanda pueden ser de 15, 30, 60 o más
minutos, dependiendo del equipo de que se trate. Se puede afirmar que al definir una
demanda, es requisito indispensable indicar el intervalo de demanda.
Figura 5.1: Análisis del pico de la curva de carga
200
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Los intervalos de 15 ó 30 minutos se aplican por lo general para la facturación de energía
eléctrica. En la figura 5.1, la curva de carga se eleva rápidamente y cae en forma brusca. Si
en vez de mostrar los valores instantáneos la curva se dibujase con base en sus demandas
promedio, por ejemplo intervalos de 15 minutos, la curva indicaría demandas menores e
incluiría una demanda máxima menor, apareciendo asimismo valores menores si se
utilizaran intervalos mayores de 30 ó 60 minutos. La magnitud de la demanda máxima
varía con el periodo fijado para su medición; a medida que el intervalo se incrementa el
valor decrece.
5.1.
Demanda Máxima
Las cargas eléctricas por lo general se miden en amperes, kilowatts o kilovolt-amperes.
Para que un sistema eléctrico o parte de este se construya eficientemente, se debe saber la
demanda máxima del mismo.
Figura 5.2: Curva típica de un transformador de 50 kVA
(Nota: Transformador ubicado en Patarrá, Desamparados, fue medido durante 30 días y tiene 85 clientes)
201
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Como ya se ha mencionado, en general las cargas eléctricas rara vez son constantes durante
un tiempo apreciable, o sea que fluctúan de manera continua. La figura 5.2 muestra una
curva de carga de 24 horas de un transformador de distribución de 50 kVA. La carga varía
entre un máximo a las 11:30 horas y un mínimo en las horas de la madrugada. Aunque los
valores también varían, este tipo de curva se repetirá constantemente. Así, se presentarán
variaciones similares de máximo y mínimo en todas las partes del sistema.
El valor más elevado en la figura 5.2 se denomina pico o demanda máxima del
transformador durante el día o en un intervalo de 24 horas. Si se obtuvieran las curvas de
siete días consecutivos, la carga máxima mostraría la demanda máxima o pico de carga del
transformador durante una semana. De modo semejante, la carga mayor en un mes o un año
será la máxima demanda o pico de carga en un mes o en un año.
El valor de la demanda máxima anual es el valor que con más frecuencia se usa para la
planeación de la expansión del sistema. El término demanda a menudo se usa en el sentido
de máxima demanda para el periodo que se especifique. Por supuesto, es necesaria la
determinación exacta de la máxima demanda de una carga individual, cuando en la
facturación del cliente se incluye el valor que tome de la demanda máxima.
El conocimiento de la demanda máxima de un grupo de cargas y su efecto combinado en el
sistema eléctrico, es también de gran importancia, dado que la demanda máxima del grupo
determinará la capacidad que requiera el sistema. De igual modo, la demanda máxima
combinada de un grupo pequeño de consumidores determina la capacidad del
transformador que se requiere; así, las cargas que alimenta un grupo de transformadores
dan por resultado una demanda máxima, la cual determinará el calibre del conductor y la
capacidad del interruptor que formen parte de un alimentador primario.
La máxima demanda combinada de un grupo de alimentadores primarios determinará la
capacidad de la subestación hasta llegar a determinar consecuentemente, la capacidad de
generación necesaria para todo el sistema.
202
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Como se puede observar, en todos los casos la determinación de la demanda máxima es de
vital importancia y si no se pueden obtener medidas precisas de la demanda, es necesario
estimar su valor de la mejor manera posible para poder usar estos datos correctamente en el
proceso de planeación del sistema.
La determinación del factor de carga, del factor de diversidad y del factor de pérdidas es
muy importante porque entre más preciso sea cada uno, más exacto será el cálculo de la
demanda de potencia de un sistema de distribución. La determinación con la mayor
exactitud permitirá tener mayor certeza y seguridad en las inversiones futuras, de nuevos
alimentadores y subestaciones.
Para la determinación de la demanda máxima, existen dos métodos o formas para
calcularlo. Una de estas metodologías parte de la carga instalada en el sistema y la otra es a
través del consumo de energía. Con el segundo método, normalmente, se obtienen
resultados más precisos y confiables y serán más exactos si se tiene desagregado el
consumo de energía eléctrica por sector o por área geográfica.
La demanda máxima14, a través del consumo de energía, se determina según lo indicado en
la siguiente ecuación:
E * Floss
t * Fc * Fd
Dmax =
Dmax
donde:
t
E
Fc
Fd
Floss
(5.1)
: Demanda máxima.
: Tiempo anual, 1 año equivale a 8.760 horas.
: Energía anual.
: Factor de carga.
: Factor de diversidad.
: Factor de pérdidas.
14
Jiménez, Marco y Piña, Gustavo. "Estudio de la demanda para la ubicación de nuevas subestaciones".
Dirección de Gestión Científica y Tecnológica, ICE. 1995, Capítulo 1, página 8.
203
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
La energía que se utiliza para el cálculo de la demanda máxima es la energía proyectada
para cada uno de los distritos y sectores, los cuales se presentaron en el capítulo anterior,
para los factores indicados en la expresión 5.1, a continuación se detalla la forma en que se
determinó cada uno.
La carga conectada es la suma de los valores nominales de todas las cargas del consumidor
que tienen probabilidad de estar en servicio al mismo tiempo para producir una demanda
máxima. La carga conectada se puede referir tanto a una parte como al total del sistema y se
puede expresar en watts, kilowatts, amperes, HP, kilovolt-amperes, etc., dependiendo de las
necesidades o requerimientos del estudio.
5.2.
Factor de Carga
Se define como factor de carga15 la relación entre la demanda promedio en un intervalo
dado y la demanda máxima que se observa en el mismo intervalo y se expresa
matemáticamente de la siguiente forma:
Fc =
donde:
Dm
Dm
Dm * Δ δ
=
Dmax
Dmax * Δ δ
(5.2)
: demanda promedio en un intervalo de tiempo δ.
Dmax
: demanda máxima en un intervalo de tiempo δ.
La demanda promedio se calcula a partir de la energía eléctrica y del intervalo de tiempo y
la expresión matemática es:
Dm =
t
donde:
E
15
E ⎛ GWh ⎞
⎜
⎟
t ⎝ h ⎠
: tiempo anual, 1 año equivale a 8.760 horas.
: Energía anual.
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 64.
204
(5.3)
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
El pico de carga puede ser el máximo instantáneo o el máximo promedio en un intervalo
(demanda máxima). En esta definición, el pico de carga por lo regular se entiende como la
mayor de todas las cargas promedio en un intervalo específico. El promedio y las cargas
máximas instantáneas se deben expresar en las mismas unidades, para que el factor de
carga sea adimensional. La definición del factor de carga debe ser específico en el
establecimiento del intervalo de la demanda, así como el periodo en que la demanda
máxima y la carga promedio se apliquen.
Para una carga dada, excepto una en la que el ciclo de carga esté compuesto de ciclos
idénticos, un periodo mayor dará un factor de carga más pequeño, dado que el consumo de
energía se distribuye en un tiempo mayor. El factor de carga anual influido por las
estaciones del año será considerablemente menor que el de un factor de carga diario o
semanal. Asimismo, el factor de carga semanal será menor que un factor de carga diario.
Por tanto, es importante observar que cuando se quieran comparar diversos factores de
carga característicos, esto se debe o puede hacer siempre y cuando los intervalos sean
idénticos. Por lo tanto, los límites que puede observar el factor de carga serán:
0 ≤ Fc ≤ 1
(5.4)
Una carga constante durante un periodo tendrá un factor de carga de 1.0 debido a que la
carga promedio y el pico de carga son iguales. Por lo general, el factor de carga es mucho
menor.
El factor de carga indica básicamente el grado en que el pico de carga se sostiene durante el
periodo. El factor de carga es un índice de la eficiencia del sistema o parte de un sistema,
siendo el 100% de factor de carga o 24 horas por día con pico de carga constante el máximo
posible.
205
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Para la determinación del factor de carga de cada uno de los sectores: residencial, general e
industrial, se realizó un análisis exhaustivo de medición real mensual de diferentes tipos de
clientes, de diversos tipos de comportamiento de consumo.
5.2.1. Factor de Carga Sector Residencial
Para determinar el factor de carga del sector residencial, el cual es bastante complicado, se
realizó midiendo durante 30 días consecutivos transformadores de distribución. En otras
palabras se colocó un medidor en la salida secundaria del transformador y se registró
durante el tiempo indicado el consumo de los clientes que estaban conectados a este equipo.
La medición se efectuó a 50 transformadores ubicados en diferentes localidades, tales como
en el centro del cantón de Escazú, Patarrá y Fátima en
Desamparados, El Alto de
Guadalupe y Purral en Goicoechea, Sabanilla y la Betania en Montes de Oca. En la tabla
5.1, se presenta el resultado final obtenido, en donde se determina que el factor de carga del
sector residencial es 0,4608. En la tabla 5.2, se presentan los datos para cada uno de los
casos individuales y se puede apreciar que el factor de carga mínimo fue de 0,2452 y el
máximo de 0,6639. Además, se puede apreciar que las demandas máximas obtenidas en
algunos de los transformadores es superior a la potencia del transformador y por esto se da
el caso de que el factor de carga del equipo sea de 1 o cercano de 1 y esto es debido a que
estos valores solamente son obtenidos en periodos muy cortos de su operación diaria.
Tabla 5.1: Factor de Carga del Sector Residencial
Potencia
Total
de Trafos
kVA
Energía
Consumida
Total
kWh
Demanda
Máxima
Tiempo
Promedio
kW
horas
2.262,5
205.483,84
2.699,39
165,2
206
Factor
Carga
Promedio
0,4608
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Potencia
Trafo
Energía
Consumida
Demanda
Máxima
Tiempo
kVA
50
25
50
25
25
50
50
50
50
25
25
25
50
50
25
50
50
50
50
50
50
25
25
50
50
100
25
50
50
50
kWh
5.622,53
3.134,42
4.226,41
839,26
1.663,08
5.095,78
3.404,28
4.037,88
5.095,78
5.636,11
1.823,18
1.654,46
4.635,46
1.680,38
1.461,25
2.607,90
3.266,40
5.854,31
4.257,47
5.095,78
5.658,89
1.884,12
1.654,46
4.635,46
3.149,75
7.506,67
4.061,39
2.702,61
3.937,41
4.079,53
kW
70,58
58,22
53,27
20,44
25,40
59,30
42,73
49,87
59,30
70,58
28,16
35,39
59,89
29,23
28,94
54,67
58,76
70,32
58,22
59,30
70,58
28,16
35,39
59,89
47,04
102,868
45,92
28,24
47,55
51,98
horas
168,00
120,00
167,50
167,50
168,00
168,00
120,00
164,00
167,50
168,00
165,00
162,00
161,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
166,00
167,50
165,25
165,00
162,00
161,00
168,00
167,00
167,75
168,00
168,00
168,00
207
Factor
Carga
0,4742
0,4486
0,4737
0,2452
0,3897
0,5115
0,6639
0,4937
0,5130
0,4753
0,3923
0,2886
0,4807
0,3422
0,3005
0,2839
0,3309
0,4955
0,4405
0,5130
0,4852
0,4054
0,2886
0,4807
0,3986
0,4370
0,5273
0,5697
0,4929
0,4672
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
Potencia
Trafo
Energía
Consumida
Demanda
Máxima
Tiempo
kVA
50
50
50
25
50
50
50
50
50
25
37,50
25
75
50
50
50
50
75
25
75
kWh
5.776,05
5.439,98
5.047,67
2.633,81
4.163,80
3.983,51
3.417,45
3.355,63
5.128,11
4.136,12
5.757,80
4.560,74
6.004,50
2.008,38
4.198,66
3.381,32
5.699,96
7.137,01
4.914,54
8.376,40
kW
73,10
73,69
62,87
33,27
52,34
53,25
38,89
41,62
67,28
58,58
67,10
63,94
72,85
25,76
47,17
40,44
65,81
87,69
65,92
97,60
horas
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
168,00
Factor
Carga
0,4704
0,4394
0,4779
0,4712
0,4736
0,4453
0,5231
0,4799
0,4537
0,4203
0,5108
0,4245
0,4906
0,4640
0,5298
0,4976
0,5156
0,4845
0,4438
0,5109
5.2.2. Factor de Carga Sector General
La obtención del factor de carga del sector general se realizó con la facturación mensual de
clientes de diversos tipos que conforman este grupo, tales como hoteles, supermercados,
ministerios, oficinas de empresas y de bancos comerciales, empresas comercializadoras de
abarrotes y frutas, centros de recreo, restaurantes, centros comerciales, etc., para un total de
138 clientes. En la tabla 5.3, se presenta el resultado final obtenido, en donde se determina
que el factor de carga del sector general es 0,5682. En la tabla 5.4, se presentan los datos
para cada uno de los casos individuales estudiados y se puede apreciar que el factor de
carga mínimo fue de 0,0641 y el máximo de 0,8586.
208
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.3: Factor de Carga del Sector General
Energía
Consumida
Total
kWh
Demanda
Máxima
Tiempo
Promedio
kW
horas
11.142.871,00
27.238,71
720
Factor
Carga
Promedio
0,5682
Tabla 5.4: Factor de Carga del Sector General por cliente
#
1
2
3
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6
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8
9
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17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
Energía
Consumida
kWh
Demanda
Máxima
kW
Tiempo
29.375
3.400
50.400
8.600
69.461
16.960
47.325
113.528
350
272.919
550.499
106.821
94.136
58.505
10.875
8.161
3.905
7.731
23.520
244.944
1.093.418
6.430
16.452
38.278
39.304
11.040
19.320
14.040
119,39
13,76
109,68
23,96
163,22
32,37
127,73
316,31
7,54
569,05
1.361,07
343,35
286,20
130,97
66,28
50,44
20,14
47,00
75,84
511,49
2.140,43
91,78
88,44
131,18
110,84
33,84
43,59
39,96
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
Factor
Carga
#
horas
0,3417
0,3431
0,6382
0,4985
0,5911
0,7277
0,5146
0,4985
0,0645
0,6661
0,5618
0,4321
0,4568
0,6204
0,2279
0,2247
0,2693
0,2285
0,4307
0,6651
0,7095
0,0973
0,2584
0,4053
0,4925
0,4531
0,6156
0,4880
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
209
Energía
Demanda
Consumida Máxima
kWh
kW
22.209
42.317
21.793
47.439
130.631
73.545
65.844
29.035
68.142
46.187
63.435
53.735
74.537
8.640
11.112
16.299
15.361
17.092
51.422
14.376
302.848
87.649
44.389
48.207
6.039
121.137
135.802
113.996
46,13
96,50
85,27
107,23
271,04
141,59
125,53
54,26
127,30
85,34
115,51
110,27
392,43
24,28
25,79
37,32
33,33
37,02
105,53
28,63
565,10
197,72
123,55
107,68
96,64
280,06
290,78
324,14
Tiempo
horas
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
Factor
Carga
0,6687
0,6090
0,3550
0,6145
0,6694
0,7214
0,7285
0,7432
0,7435
0,7516
0,7627
0,6768
0,2638
0,4942
0,5985
0,6066
0,6401
0,6412
0,6768
0,6974
0,7443
0,6157
0,4990
0,6218
0,0868
0,6008
0,6486
0,4885
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.4 Factor de Carga del Sector General por cliente
(continuación)
#
57
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59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
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71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
720
85.399
138,14
720
51.590
112,18
720
206.233
457,01
720
22.143
40,49
720
33.409
123,07
720
60.172
228,10
720
40.203
172,20
720
21.422
104,45
720
19.975
40,33
720
5.555
51,38
720
685
1,98
720
44.968
119,39
720
27.196
95,14
720
9.905
39,14
720
13.782
39,90
720
79.229
215,57
720
293.252
524,34
720
34.433
157,22
720
434.278
865,99
720
100.454
218,74
720
172.157
406,26
720
52.722
108,43
720
94.410
183,36
720
432.824
871,50
26.274
66,13
720
720
255.924
523,53
720
18.127
44,53
720
117.150
247,75
720
47.476
153,12
720
223.246
391,39
720
6.589
70,50
720
47.401
203,90
720
88.715
179,33
720
16.521
38,91
720
14.486
32,79
720
16.367
35,58
720
76.755
162,04
720
15.471
32,32
720
19.974
41,16
720
459.026
930,56
720
89.878
164,99
Factor
Carga
#
0,8586
0,6388
0,6268
0,7596
0,3770
0,3664
0,3243
0,2849
0,6879
0,1501
0,4805
0,5231
0,3970
0,3514
0,4797
0,5105
0,7768
0,3042
0,6965
0,6378
0,5886
0,6753
0,7151
0,6898
0,5518
0,6789
0,5654
0,6567
0,4306
0,7922
0,1298
0,3229
0,6871
0,5897
0,6136
0,6389
0,6579
0,6649
0,6740
0,6851
0,7566
98
99
100
101
102
103
104
105
106
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126
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128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
210
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
720
374.615
1.049,67
720
24.089
58,26
720
252
1,96
720
9.209
99,48
720
3.286
71,22
720
9.012
129,37
720
67.722
154,51
720
10.397
108,58
720
14.829
92,88
720
74.821
270,12
720
37.088
95,15
720
31.281
52,17
720
42.957
263,76
696
7.040
28,16
22.840
46,20
720
720
26.125
49,09
720
82.917
152,14
720
40.732
98,57
720
141.288
319,34
720
32.421
72,67
720
29.187
64,43
720
24.066
50,14
720
50.667
98,74
720
19.901
38,45
720
176.107
483,48
720
148.175
405,83
720
185.401
456,39
720
180.659
422,73
720
62.451
379,98
720
49.040
98,95
720
53.055
110,74
720
31.732
110,71
720
10.028
79,43
720
30.117
70,14
720
13.623
50,32
720
74.570
215,21
720
15.221
31,57
720
18.797
38,52
720
18.323
35,81
720
101.754
263,42
720
101.754
263,42
Factor
Carga
0,4957
0,5743
0,1784
0,1286
0,0641
0,0967
0,6087
0,1330
0,2217
0,3847
0,5414
0,8328
0,2262
0,3592
0,6866
0,7391
0,7570
0,5739
0,6145
0,6196
0,6292
0,6667
0,7127
0,7189
0,5059
0,5071
0,5642
0,5936
0,2283
0,6883
0,6654
0,3981
0,1754
0,5964
0,3760
0,4812
0,6696
0,6778
0,7107
0,5365
0,5365
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.2.3. Factor de Carga Sector Industrial
Para la obtención del factor de carga del sector industrial, se realizó obteniendo la
facturación mensual de clientes de diversos tipos que conforman en este grupo, tales como
empresas cartoneras, fabricantes de papeles, de productos de limpieza, de belleza, de
refrescos naturales y gaseosos, empresas de textiles, fabricantes de productos plásticos, de
productos alimenticios, etc., para un total de 200 clientes. En la tabla 5.5, se presenta el
resultado final obtenido, en donde se determina que el factor de carga del sector industrial
es 0,6056. En la tabla 5.6, se presentan los datos para cada uno de los casos individuales
estudiados y se puede apreciar que el factor de carga mínimo fue de 0,0131 y el máximo de
0,9318.
Tabla 5.5: Factor de Carga del Sector Industrial
Energía
Consumida
Total
kWh
Demanda
Máxima
Tiempo
Promedio
kW
horas
45.567.316,00
104.511,00
720
211
Factor
Carga
Promedio
0,6056
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.6: Factor de Carga del Sector Industrial por cliente
#
1
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26
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28
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30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
175.712
428,19
720
720
14.389
125,06
720
1.223
8,14
720
143.324
621,86
720
14.233
59,72
720
2.413
40,53
720
106.672
268,07
720
128.912
626,14
720
112.117
276,08
720
39.803
118,98
720
970.966
1.903,65
720
28.474
190,80
720
16.717
211,92
720
9.663
27,80
720
7.845
122,18
720
58.620
266,45
720
18.042
86,00
720
16.730
95,62
720
71.336
156,55
720
19.509
157,86
720
17.764
106,37
720
4.008.846
7.230,27
720
21.007
131,09
720
698.577
1.441,91
720
28.161
126,53
720
3.810
29,02
720
14.612
150,53
720
3.091
48,52
720
50.236
180,43
720
1.813
20,35
1.076.442
2.148,83
720
720
404.603
743,58
720
790.266
1.808,47
720
155.383
505,58
720
154.260
318,24
720
101.523
257,29
720
4.890
51,60
720
180.938
409,06
720
38.271
277,74
720
9.358
88,70
Factor
Carga
#
0,5699
0,1598
0,2088
0,3201
0,3310
0,0827
0,5527
0,2859
0,5640
0,4646
0,7084
0,2073
0,1096
0,4829
0,0892
0,3056
0,2914
0,2430
0,6329
0,1716
0,2320
0,7701
0,2226
0,6729
0,3091
0,1824
0,1348
0,0885
0,3867
0,1237
0,6958
0,7557
0,6069
0,4269
0,6732
0,5480
0,1316
0,6143
0,1914
0,1465
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
212
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
32.368
91,15
720
720
1.015.972
2.188,36
720
58.833
334,85
720
27.494
112,07
720
32.044
276,34
720
65.994
144,67
720
1.063
7,49
720
333.554
625,28
720
124.838
269,37
720
149.010
294,96
720
228.960
851,29
720
7.558
37,61
720
1.318.960
2.511,08
720
30.642
106,13
720
215.798
557,24
720
243.325
630,16
720
168.519
347,76
720
2.132
39,54
720
4.497
84,60
720
39.771
92,54
720
117.907
300,83
720
449.854
1.008,00
720
14.521
100,85
720
42.766
134,64
720
859.794
1.888,20
720
39.914
171,47
720
668.434
1.321,69
720
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111,53
720
104.274
236,36
720
684.090
1.612,33
70.477
335,79
720
720
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3.267,83
720
195.375
502,08
720
554.705
1.005,64
720
456.436
853,91
720
333.421
628,58
720
21.138
63,86
720
551.773
837,18
720
277.995
463,37
720
7.704
90,86
Factor
Carga
0,4932
0,6448
0,2440
0,3407
0,1611
0,6336
0,1971
0,7409
0,6437
0,7016
0,3736
0,2791
0,7295
0,4010
0,5379
0,5363
0,6730
0,0749
0,0738
0,5969
0,5444
0,6198
0,2000
0,4412
0,6324
0,3233
0,7024
0,2871
0,6127
0,5893
0,2915
0,7915
0,5405
0,7661
0,7424
0,7367
0,4597
0,9154
0,8333
0,1178
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.6 Factor de Carga del Sector Industrial por cliente
(continuación)
#
81
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90
91
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113
114
115
116
117
118
119
120
Energía
Consumida
kWh
167.755
98.247
56.065
31.096
27.120
135.458
90.405
49.689
9.108
1.442.571
390.757
332.779
110.500
231.736
82.845
11.838
751.803
971.895
355.196
146.928
84.864
2.342
7.171
10.027
103.608
668.046
6.549
318.009
6.546
55.100
112.077
54.683
19.114
19.191
79.479
34.692
25.062
340.841
676.932
213.814
Demanda Tiempo
Máxima
kW
horas
378,95
720
552,83
720
110,35
720
161,83
720
52,46
720
234,34
720
188,32
720
214,92
720
29,34
720
2.788,80
720
1.184,40
720
945,53
720
164,70
720
827,66
720
236,33
720
137,69
720
1.701,40
720
1.819,41
720
907,20
720
560,70
720
350,75
720
16,21
720
31,85
720
87,02
720
229,32
720
2.567,25
720
61,09
720
672,37
720
70,07
720
148,68
720
269,35
720
214,99
720
37,66
720
38,21
720
290,30
720
120,53
720
99,86
720
708,84
720
1.434,30
720
855,69
720
Factor
Carga
0,6148
0,2468
0,7056
0,2669
0,7180
0,8028
0,6667
0,3211
0,4312
0,7184
0,4582
0,4888
0,9318
0,3889
0,4869
0,1194
0,6137
0,7419
0,5438
0,3639
0,3360
0,2006
0,3128
0,1600
0,6275
0,3614
0,1489
0,6569
0,1298
0,5147
0,5779
0,3533
0,7049
0,6976
0,3802
0,3998
0,3486
0,6678
0,6555
0,3470
213
#
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
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149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
Energía
Demanda
Consumida Máxima
kWh
kW
31.930
88,13
2.405.591
4.137,00
9.266
50,57
40.497
142,81
39.170
204,49
2.186
3,33
210.214
511,09
18.373
132,62
30.771
155,92
30.839
182,70
7.241
60,73
83.735
334,22
67.333
267,79
424
22,32
162.387
380,52
8.929
79,42
38.462
136,99
159.205
396,73
27.900
69,19
212.661
612,36
110.218
643,68
20.472
97,49
772.020
1.223,82
3.637
29,01
7.276
38,77
53.240
303,55
24.524
90,18
13.464
126,32
21.297
107,32
452.350
1.013,78
80.866
446,99
15.560
67,82
4.161
13,70
46.365
251,17
688
72,96
48.279
176,54
524.526
1.122,69
4.306
52,61
342.058
568,89
72.174
167,36
Tiempo
horas
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
Factor
Carga
0,5032
0,8076
0,2545
0,3939
0,2660
0,9117
0,5713
0,1924
0,2741
0,2344
0,1656
0,3480
0,3492
0,0264
0,5927
0,1561
0,3900
0,5574
0,5600
0,4823
0,2378
0,2917
0,8762
0,1741
0,2606
0,2436
0,3777
0,1480
0,2756
0,6197
0,2513
0,3187
0,4218
0,2564
0,0131
0,3798
0,6489
0,1137
0,8351
0,5989
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.6 Factor de Carga del Sector Industrial por cliente
(continuación)
#
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
5.3.
253.454
49.948
536.940
534.992
3.120
22.447
297.997
51.087
35.261
7.207
97.315
126.095
7.589
122.615
136.745
150.196
67.360
9.306
354.891
30.357
668,52
132,98
1.161,83
987,79
26,16
88,82
712,06
171,36
151,38
21,55
520,01
674,57
81,29
444,24
436,38
368,21
262,98
76,73
856,80
84,10
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
Factor
Carga
#
0,5266
0,5217
0,6419
0,7522
0,1656
0,3510
0,5812
0,4141
0,3235
0,4646
0,2599
0,2596
0,1297
0,3833
0,4352
0,5665
0,3558
0,1685
0,5753
0,5014
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
197
198
199
200
Energía
Demanda Tiempo
Consumida Máxima
kWh
kW
horas
24.509
50.575
180.722
192.222
27.410
11.577
257.619
2.674.886
7.610
15.579
82.183
52.837
947.860
614.549
6.553
85.700
111.977
42.072
10.667
1.580.999
47,42
257,04
641,55
617,72
214,31
92,54
528,44
4.647,16
50,71
75,14
208,48
177,07
1.626,65
1.478,79
15,66
168,34
201,78
288,23
60,84
2.697,19
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
720
Factor
Carga
0,7178
0,2733
0,3912
0,4322
0,1776
0,1738
0,6771
0,7994
0,2084
0,2880
0,5475
0,4144
0,8093
0,5772
0,5812
0,7071
0,7708
0,2027
0,2435
0,8141
Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia
Al proyectar un alimentador para determinado consumidor, se debe tomar en cuenta su
demanda máxima, debido a que esta es la que impondrá las condiciones más severas de
carga y caída de tensión; sin embargo, surge inmediatamente una pregunta ¿será la
demanda máxima de un conjunto de consumidores igual a la suma de las demandas
máximas individuales? Desde luego la respuesta es no, ya que en todo el sistema existe
diversidad entre los consumidores, lo que hace que por regla general la demanda máxima
de un conjunto de cargas sea menor que la suma de las demandas máximas individuales.
En la ejecución de un proyecto, no interesará el valor de cada demanda individual sino la
del conjunto. Se define entonces que demanda diversificada es la relación entre la
214
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
sumatoria de las demandas individuales del conjunto en un tiempo (ta), entre el número de
cargas. En particular la demanda máxima diversificada será la relación de la sumatoria de
las demandas individuales del conjunto cuando se presente la demanda máxima del mismo
(t máx) y el número de cargas; la demanda máxima diversificada es la que se obtiene para
la demanda máxima del conjunto.
Se define la demanda máxima no coincidente16 de un conjunto de cargas como la relación
entre la suma de las demandas máximas de cada carga y el número de cargas, lo que
matemáticamente se puede expresar así:
n
∑ Di ta
Ddiv =
i =1
(5.5)
n
n
∑ D mi
Dm nc =
i =1
(5.6)
n
donde:
Ddiv
: demanda diversificada del conjunto en el instante ta.
Di (ta )
: demanda de la carga i en el instante ta (i = 1, 2,... n).
Dm nc
: demanda máxima no coincidente del conjunto.
Dmi
: demanda máxima de la carga i.
La diversidad entre las demandas máximas se mide por el factor de diversidad, que se
puede definir como la relación entre la suma de las demandas máximas individuales, entre
la demanda máxima del grupo de cargas.
16
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 67.
215
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
El factor de diversidad17 se puede referir a dos o más cargas separadas o se pueden incluir
todas las cargas de cualquier parte de un sistema eléctrico o de un sistema complejo; esto se
puede expresar matemáticamente como sigue:
n
∑ D mi
Ddiv =
i =1
(5.7)
Dmax
En la mayoría de los casos, el factor de diversidad es:
Fdiv ≥ 1
Si se conocen las demandas máximas individuales de cualquier grupo de cargas y el factor
de diversidad, la demanda del grupo será igual a la suma de las demandas individuales
divididas entre el factor de diversidad: este se usa para determinar la máxima demanda
resultante de la combinación de un grupo individual de cargas o de la combinación de dos o
más grupos. Estas combinaciones podrían representar un grupo de consumidores
alimentados por un transformador, un grupo de transformadores cuyo suministro proviene
de un alimentador primario o un grupo de alimentadores primarios dependientes de una
subestación.
En ocasiones, se prefiere un factor de multiplicación más que de división, por lo que se
definió el factor de coincidencia, que será entonces el recíproco del factor de diversidad, de
tal manera que la demanda máxima se puede calcular multiplicando la suma de un grupo de
demandas por el factor de coincidencia. Mientras que el factor de diversidad nunca es
menor que la unidad, el factor de coincidencia nunca es mayor que la unidad.
El factor de coincidencia puede considerarse como el porcentaje promedio de la demanda
máxima individual de un grupo que es coincidente en el momento de la demanda máxima
del grupo o la contribución de cada carga individualmente, en por ciento de su demanda,
para la demanda total combinada.
17
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 67.
216
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Los factores de diversidad y coincidencia se afectan por el número de cargas individuales,
el factor de carga, las costumbres de vida de la zona, etc. El factor de diversidad tiende a
incrementarse con el número de consumidores en un grupo con rapidez al principio y más
lentamente a medida que el número es mayor (figura 5.3). Por otra parte, el factor de
coincidencia decrece rápidamente en un principio y con más lentitud a medida que el
número de consumidores se incrementa.
Figura 5.3: Límites de variación del factor de coincidencia para grupos diversos de
consumidores residenciales18
Si el factor de carga de una carga individual es bajo, la máxima demanda será de corta
duración y pico pronunciado. Si un grupo de cargas individuales se combina de tal manera
que haya sólo una pequeña diferencia en el tiempo en que se presentan las máximas
demandas individuales, producirán un alto grado de diversidad o falta de coincidencia y el
factor de diversidad será alto.
18
Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 70.
217
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Si los valles en la curva de carga no son profundos en extremo, la diferencia entre el
promedio y la máxima demanda no será grande; si se eleva la curva de tal manera que la
máxima demanda sea menos pronunciada y el grado de coincidencia entre las máximas
demandas sea mayor, el factor de diversidad será menor o el factor de coincidencia será
mayor.
La razón por la cual la diversidad cambia con el factor de carga es bastante rápida para
factores de carga individuales de 30%; más allá de este punto, los cambios de diversidad
son más pequeños.
La diversidad entre las cargas individuales o grupos separados tiende a incrementarse si las
características de la carga difieren, de tal manera que si un grupo de cargas individuales
tiene normalmente su demanda máxima por la tarde (como las cargas residenciales) y se
combina con un grupo formado por cargas individuales, que normalmente tienen sus
demandas máximas en la mañana (como en pequeñas o medianas industrias), el factor de
diversidad será mayor que si todas las cargas tuvieran su máxima demanda en la tarde o
todos sus máximos en las mañanas.
La figura 5.3 muestra el rango aproximado de coincidencia para consumidores residenciales
con base en demandas máximas anuales. Las curvas de la figura representan los límites de
los rangos aproximados de los factores de coincidencia, para grupos compuestos de
consumidores residenciales promedio.
Los hábitos locales y las características locales de cargas residenciales pueden causar estas
variaciones de diversidad. Dado que el factor de carga de iluminación comercial y cargas
de potencia y de iluminación industrial y cargas de potencia usualmente es mayor que la
iluminación residencial y las cargas de aparatos electrodomésticos, el valor de la diversidad
entre tales cargas, por lo general, es apreciablemente menor que la diversidad entre las
cargas residenciales.
218
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
El factor de coincidencia para cargas comerciales o industriales puede ser hasta el doble
que para las cargas residenciales. El factor de coincidencia promedio mensual usualmente
será mayor que el factor correspondiente para un año. Esto se debe a los cambios de
estación en la carga y a que la diversidad anual se basa en 12 diferentes demandas máximas
durante el año, mientras que la diversidad mensual se apoya únicamente en la más grande
de esta En la estimación de carga para el diseño de un sistema, por lo general, se emplea el
factor de coincidencia o diversidad anual.
Si gran número de pequeños transformadores se combina, por ejemplo, en un alimentador
de tipo rural, el factor de diversidad entre los transformadores será mayor que entre un
grupo de transformadores grandes de tipo urbano, alimentando cargas residenciales fuertes
o de tipo ligero de iluminación o de potencia comercial e industrial.
Para la determinación del factor de diversidad y del factor de coincidencia para cada uno de
los sectores: residencial, general e industrial, se realizó un análisis detallado de la medición
real mensual de diferentes tipos de clientes y de diversos tipos de comportamiento de
consumo. Este análisis se realizó durante una semana completa con la finalidad de ver el
comportamiento en las 24 horas de cada uno de los días de la semana. La medición se
realizó cada 15 minutos y se comparó para cada uno de los clientes en el mismo intervalo
de medición y así poder obtener los datos reales y poder estimar con claridad potencias
máximas simultáneas y poder definir cada uno de los factores.
5.3.1. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial
Para realizar estos cálculos se analizó el comportamiento de carga durante una semana
completa, con registros cada 15 minutos de 30 transformadores de distribución que están
sirviendo a clientes del sector residencial, mismos equipos que se usaron para la
determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se escogieron
aquellos transformadores que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.
219
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero estos son difíciles de presentar en el
documento por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la hoja
tiene aproximadamente 680 filas x 33 columnas (22.440 celdas) y los resultados finales
más importantes para estimar los factores se encuentran en la tabla 5.7.
En la tabla 5.7 se presentan dos conceptos para la estimación del factor de diversidad y de
este se obtiene el factor de coincidencia. El primero de estos conceptos se denomina
Máxima Potencia; entre los valores de Potencia Máxima se refiere al máximo valor de
potencia encontrado en la sumatoria de potencias de cada intervalo de medición de 15
minutos para los 30 transformadores y con esto se logra determinar con exactitud la
demanda máxima simultánea y el otro término Suma de la Potencia Máxima, se refiere a la
suma de la máxima potencia alcanzada por cada transformador durante la semana y con
estos resultados se obtiene un factor de diversidad de 1,4038 y un factor de coincidencia del
71,23 %.
Tabla 5.7: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial
Máxima Potencia entre valores de Potencia Máxima
=
1.120,71
Suma de la Potencia Máxima
=
1.573,27
Factor de Diversidad
=
1,4038
Factor de Coincidencia
=
0,7123 o 71.23 %
5.3.2. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General
Para realizar estos cálculos, se analizó el comportamiento de carga durante una semana
completa, con registros cada 15 minutos de 137 clientes de este sector, los mismos que se
analizaron para la determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se
escogieron aquellos que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.
220
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero estos son difíciles de presentar en el
documento por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la hoja
tiene aproximadamente 680 filas x 137 columnas (93.160 celdas) y los resultados finales
más importantes, para estimar los factores, se encuentran en la tabla 5.8.
Al igual que en la tabla 5.7, en la tabla 5.8 se presentan dos conceptos para la estimación
del factor de diversidad que son Máxima Potencia entre los valores de Potencia Máxima y
Suma de la Potencia Máxima y tienen el mismo concepto indicado anteriormente y con
estos resultados se obtiene un factor de diversidad de 1,2371 y un factor de coincidencia del
80,83 %.
Tabla 5.8: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General
Máxima Potencia entre valores de Potencia Máxima
=
18.310,39
Suma de la Potencia Máxima
=
22.652,59
Factor de Diversidad
=
1,2371
Factor de Coincidencia
=
0,8083 ó 80.83%
5.3.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial
Para realizar estos cálculos se analizó el comportamiento de carga durante una semana
completa, con registros cada 15 minutos de 183 clientes de este sector, los mismos que se
analizaron para la determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se
escogieron aquellos que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.
Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero los mismos son difíciles de presentar en
el documento, por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la
hoja tiene aproximadamente 680 filas x 185 columnas (125.800 celdas) y los resultados
finales más importantes, para estimar los factores se encuentran en la tabla 5.9.
221
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Al igual que en la tabla 5.7, en la tabla 5.9 se presentan dos conceptos para la estimación
del factor de diversidad que son Máxima Potencia entre los valores de Potencia Máxima y
Suma de la Potencia Máxima y tienen el mismo concepto indicado anteriormente y con
estos resultados se obtiene un factor de diversidad de 1,2880 y un factor de coincidencia del
77,64 %.
Tabla 5.9: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial
5.4.
Máxima Potencia entre valores de Potencia Máxima
=
61.794,16
Suma de la Potencia Máxima
=
79.591,19
Factor de Diversidad
=
1,2880
Factor de Coincidencia
=
0,7764 o 77,64 %
Factor de Pérdidas
En general, se acepta que el nivel de “pérdidas técnicas” puede variar entre un 2% y un
12%, según el nivel de tensión y el estado y antigüedad de las redes y los sistemas conexos,
pero es importante mencionar que las pérdidas son mayores cuanto menor es el nivel de
tensión, ello significa que son los sistemas de distribución los que suelen registrar
porcentajes más altos dentro de la cadena que conforma un sistema eléctrico; así que las
pérdidas siempre están presentes y por lo tanto, no se pueden dejar por fuera de esta
estimación del valor de la demanda.
Con el crecimiento del sistema de distribución, las pérdidas técnicas se van incrementando
porque los diferentes elementos que lo conforman, tales como los transformadores de
potencia y los equipos de las subestaciones, las redes de media y baja tensión y los
transformadores de distribución que alimentan los clientes, presentan pérdidas y dentro de
los que más aportan son los conductores porque dependen directamente de la cargabilidad y
de la ampacidad de los mismos.
222
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Es importante indicar que las pérdidas, generalmente en las empresas de distribución, se
obtienen realizando el cociente entre la energía vendida entre la energía total puesta a
disposición de los clientes. Para efectos de determinar el factor de pérdidas se realizaron
varias simulaciones y en el mejor de los casos para utilizarlo en la estimación final de la
demanda. Dentro de las opciones realizadas están las siguientes:
1. Pérdidas promedio, con los datos de los últimos 7 años, periodo 2000 – 2006,
incluyendo el valor obtenido en el 2006. En la tabla 5.10, se presentan los datos
utilizados para determinar las pérdidas, obteniendo un valor un promedio de
8,0031%.
Tabla 5.10: Pérdidas en el Sistema de Distribución
Energía
%
Año
Total
GWh
Vendida
GWh
Pérdidas
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2.773,91
2.842,46
2.957,54
3.103,32
3.223,08
3.295,73
3.440,03
2.546,80
2.622,82
2.734,57
2.849,83
2.955,71
3.039,67
3.153,31
8,187360
7,727110
7,539036
8,168349
8,295481
7,769447
8,334811
Promedio de Pérdidas
8,0031
2. Estimación futura de las pérdidas, la cual se realizó proyectando la energía total
puesta a disposición de los clientes y las ventas de energía propiamente y el
cociente entre el segundo y el primer concepto darían como resultado las pérdidas
que tendrá el sistema de distribución. Este ejercicio no fue el mejor porque al
realizar las proyecciones en forma independiente, la proyección tiende a dar
resultados cada vez menores de las pérdidas y es debido a que estima que las ventas
de energía crecen más que la energía total e incluso en los últimos años de la
proyección las pérdidas resultan negativas. En la tabla 5.11, se presentan estos
resultados.
223
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.11: Proyección Pérdidas a través de ventas futuras
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006 *
2007 *
2008 *
2009 *
2010 *
2011 *
2012 *
2013 *
2014 *
2015 *
2016 *
2017 *
2018 *
2019 *
2020 *
ENERGÍA TOTAL
GWh
1.108
1.219
1.257
1.260
1.270
1.323
1.401
1.463
1.625
1.653
1.680
1.796
1.839
1.939
2.057
2.153
2.207
2.267
2.365
2.532
2.661
2.774
2.842
2.958
3.103
3.223
3.296
3.470
3.605
3.743
3.885
4.030
4.178
4.330
4.485
4.644
4.806
4.972
5.141
5.313
5.489
5.668
VENTAS DE ENERGIA
GWh
990
1.079
1.140
1.161
1.205
1.247
1.304
1.392
1.544
1.595
1.636
1.730
1.741
1.767
1.889
1.982
2.029
2.049
2.143
2.309
2.436
2.547
2.623
2.735
2.850
2.956
3.040
3.216
3.352
3.494
3.642
3.796
3.957
4.125
4.300
4.482
4.672
4.870
5.076
5.291
5.516
5.749
224
PÉRDIDAS (%)
PROYECCIÓN *
10,63
11,43
9,30
7,85
5,13
5,72
6,87
4,87
4,99
3,50
2,58
3,65
5,32
8,86
8,19
7,94
8,06
9,60
9,40
8,81
8,44
8,19
7,73
7,54
8,17
8,30
7,77
7,34
7,03
6,66
6,25
5,79
5,29
4,74
4,14
3,49
2,79
2,05
1,25
0,41
-0,49
-1,44
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
3. Proyección de las pérdidas, esta simulación consistió en estimar las pérdidas a partir
de los resultados estas en los últimos años, debido a que los resultados indicados en
el punto anterior no fueron satisfactorios. En la tabla 5.12, se presentan los
resultados obtenidos para las pérdidas, a partir del 2006, las cuales oscilan entre 7,9
% y 7,1 %, además se presentan los límites superior e inferior que da la proyección.
También, es importante acotar que en este cálculo se consideró a partir de 1992
porque hacia atrás los resultados obtenidos presentan muchas diferencias, ver figura
5.4, lo que provoca inconsistencias en la proyección.
Tabla 5.12: Proyección de Pérdidas (%)
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006 *
2007 *
2008 *
2009 *
2010 *
2011 *
2012 *
2013 *
2014 *
2015 *
2016 *
2017 *
2018 *
2019 *
2020 *
PÉRDIDAS (%) PÉRDIDAS (%) PÉRDIDAS (%)
Límite Inferior Límite Superior
8,8610
8,1860
7,9370
8,0570
9,6030
9,3960
8,8110
8,4430
8,1870
7,7270
7,5390
8,1680
8,2950
7,7700
7,8960
6,8460
8,9460
7,8340
6,7850
8,8840
7,7730
6,7230
8,8230
7,7120
6,6620
8,7620
7,6500
6,6010
8,7000
7,5890
6,5390
8,6390
7,5280
6,4780
8,5780
7,4670
6,4170
8,5160
7,4050
6,3550
8,4550
7,3440
6,2940
8,3940
7,2830
6,2330
8,3320
7,2210
6,1710
8,2710
7,1600
6,1100
8,2100
7,0990
6,0490
8,1480
7,0370
5,9870
8,0870
225
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Leyenda
PORC_PERDIDAS
10
8
6
4
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
Figura 5.4: Proyección de las Pérdidas
Finalmente, para los efectos de la determinación de la demanda futura del sistema de
distribución de la CNFL, se va a utilizar el valor de 8,0 % a lo largo de la proyección., valor
más alto que se obtuvo de las tres formas en que calcularon las pérdidas.
En este capítulo, se presentan los resultados de demanda obtenidos para los distritos que
conforman el cantón de Belén, luego de aplicar los factores anteriormente descritos, así
como la proyección total de demanda del cantón, la cual es la sumatoria de las proyecciones
de cada uno de los distritos por sector. Esta misma información se ha desarrollado para
cada uno de los distritos y cantones indicados anteriormente, pero no se presentan en este
capítulo por efectos de espacio y solamente se presentarán resultados finales en el Apéndice
II.
226
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.5.
Determinación de la Demanda para el cantón Belén
Para la determinación de la demanda de cada uno de los distritos y cantones que forman
parte del área de concesión de la CNFL, se utiliza la información de las proyecciones de
energía y los factores de carga, diversidad y pérdidas para cada uno de los sectores, que se
describieron anteriormente y a través de la ecuación 5.1.
Para efectos de este proyecto, se presentan los resultados de los distritos de Belén para cada
uno de los sectores: Asunción, La Ribera y San Antonio.
5.5.1. Distrito San Antonio de Belén
Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial se presentan a
continuación:
1. Tabla 5.13, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Tabla 5.14, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector general.
3. Tabla 5.15, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector industrial.
4. Tabla 5.16, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito San
Antonio.
227
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.13: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
835
874
945
1.069
1.097
1.118
1.171
1.190
1.225
1.374
1.521
1.679
2.074
2.130
2.190
2.239
2.350
2.462
2.573
2.657
2.775
2.906
3.078
3.102
3.356
3.472
3.570
3.766
3.916
4.068
4.223
4.381
4.542
4.705
4.871
5.040
5.211
5.386
5.563
5.742
5.925
6.110
2.422,99
2.515,21
2.898,67
3.315,98
3.027,78
3.584,82
3.706,12
4.092,73
4.286,19
4.528,22
5.128,89
5.575,19
6.126,22
6.402,53
6.591,34
7.366,27
7.503,62
7.640,97
7.778,32
8.111,79
8.471,72
9.080,75
9.688,72
9.770,82
11.137,88
10.629,30
11.962,35
11.994,76
12.482,31
12.979,10
13.485,14
14.000,42
14.524,95
15.058,72
15.601,74
16.154,00
16.715,51
17.286,26
17.866,25
18.455,49
19.053,98
19.661,71
11.461,69
11.949,24
12.446,03
12.952,07
13.467,35
13.991,88
14.525,65
15.068,67
15.620,93
16.182,44
16.753,19
17.333,18
17.922,42
18.520,91
19.128,64
12.527,83
13.015,38
13.512,17
14.018,21
14.533,49
15.058,02
15.591,79
16.134,81
16.687,07
17.248,58
17.819,33
18.399,32
18.988,56
19.587,05
20.194,78
2,25
2,34
2,44
2,53
2,63
2,73
2,83
2,93
3,03
3,14
3,24
3,35
3,46
3,58
3,69
2,15
2,24
2,34
2,43
2,53
2,63
2,73
2,83
2,93
3,04
3,14
3,25
3,36
3,48
3,59
2,35
2,44
2,54
2,63
2,73
2,83
2,93
3,03
3,13
3,24
3,34
3,45
3,56
3,68
3,79
228
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.14: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: San Antonio
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
114
148
149
174
179
188
217
228
225
226
239
249
252
296
305
324
358
393
427
468
471
484
519
535
641
666
685
721
762
805
848
893
940
988
1.037
1.088
1.140
1.194
1.249
1.305
1.363
1.423
1.646,64
1.482,54
2.199,42
2.541,89
2.725,28
3.453,85
3.043,37
3.108,51
3.349,05
3.112,96
3.661,40
3.193,25
4.166,01
4.070,90
4.105,73
4.783,91
5.108,18
5.432,44
5.756,71
7.419,67
8.584,46
10.208,28
12.863,43
13.242,37
14.719,31
14.886,71
15.907,59
16.359,34
16.899,45
17.439,57
17.979,69
18.519,81
19.059,92
19.600,04
20.140,16
20.680,27
21.220,39
21.760,51
22.300,63
22.840,74
23.380,86
23.920,98
11.935,88
9.756,13
8.357,32
7.305,08
6.461,31
5.760,77
5.166,48
4.655,08
4.210,67
3.821,89
3.480,25
3.179,22
2.913,67
2.679,45
2.473,17
20.782,79
24.042,78
26.521,82
28.654,30
30.578,30
32.359,08
34.033,60
35.625,24
37.149,88
38.618,90
40.040,77
41.422,03
42.767,82
44.082,27
45.368,79
2,87
2,96
3,06
3,15
3,25
3,34
3,44
3,53
3,62
3,72
3,81
3,91
4,00
4,10
4,19
2,09
1,71
1,46
1,28
1,13
1,01
0,91
0,82
0,74
0,67
0,61
0,56
0,51
0,47
0,43
3,64
4,21
4,65
5,02
5,36
5,67
5,97
6,24
6,51
6,77
7,02
7,26
7,50
7,73
7,95
229
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.15: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
20
20
15
13
12
12
13
13
20
23
23
26
33
36
41
43
43
44
44
45
45
45
48
48
45
41
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
40
498,40
620,91
328,03
264,21
637,76
617,50
1.344,28
1.365,17
1.544,49
2.082,97
2.125,30
2.214,07
20.706,84
19.937,12
39.622,25
50.590,33
57.308,47
64.026,61
70.744,76
79.991,85
147.501,17
88.171,76
85.074,80
85.376,51
92.032,88
94.250,93
111.237,31
99.309,74
99.373,73
99.410,63
99.431,90
99.444,16
99.451,22
99.455,29
99.457,63
99.458,98
99.459,77
99.460,21
99.460,47
99.460,62
99.460,70
99.460,75
75.479,90
75.543,89
75.580,79
75.602,06
75.614,31
75.621,38
75.625,45
75.627,79
75.629,14
75.629,92
75.630,37
75.630,63
75.630,77
75.630,86
75.630,91
123.139,59
123.203,58
123.240,48
123.261,74
123.274,00
123.281,06
123.285,13
123.287,48
123.288,83
123.289,61
123.290,06
123.290,31
123.290,46
123.290,55
123.290,59
15,70
15,71
15,71
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
15,72
11,93
11,94
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
11,95
19,46
19,47
19,48
19,48
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
19,49
230
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.16: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: San Antonio
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
969
1.042
1.109
1.256
1.288
1.318
1.401
1.431
1.470
1.623
1.783
1.954
2.359
2.462
2.536
2.606
2.752
2.898
3.044
3.170
3.291
3.435
3.645
3.685
4.042
4.179
4.295
4.527
4.718
4.913
5.111
5.315
5.522
5.733
5.949
6.168
6.392
6.620
6.852
7.088
7.328
7.572
4.568,02
4.618,66
5.426,12
6.122,08
6.390,82
7.656,17
8.093,77
8.566,41
9.179,72
9.724,16
10.915,60
10.982,51
30.999,08
30.410,56
50.319,32
62.740,52
69.920,27
77.100,03
84.279,79
95.523,31
164.557,34
107.460,78
107.626,95
108.389,70
117.890,07
119.766,94
139.107,25
127.663,84
128.755,50
129.829,31
130.896,73
131.964,38
133.036,09
134.114,05
135.199,53
136.293,26
137.395,66
138.506,98
139.627,35
140.756,86
141.895,54
143.043,44
98.877,46
97.249,26
96.384,14
95.859,20
95.542,97
95.374,02
95.317,58
95.351,53
95.460,74
95.634,24
95.863,80
96.143,03
96.466,87
96.831,22
97.232,72
156.450,21
160.261,73
163.274,47
165.934,25
168.385,80
170.698,16
172.910,52
175.047,53
177.125,77
179.157,08
181.150,16
183.111,67
185.046,84
186.959,87
188.854,16
20,82
21,01
21,21
21,40
21,59
21,79
21,98
22,18
22,38
22,58
22,78
22,98
23,19
23,40
23,60
16,17
15,89
15,75
15,66
15,61
15,59
15,59
15,60
15,62
15,66
15,71
15,77
15,83
15,90
15,98
25,46
26,13
26,67
27,14
27,57
27,98
28,38
28,76
29,13
29,49
29,85
30,20
30,55
30,89
31,23
231
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.5.2. Distrito La Ribera de Belén
Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial se presentan a
continuación:
1. Tabla 5.17, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Tabla 5.18, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector general.
3. Tabla 5.19, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector industrial.
4. Tabla 5.20, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito La
Ribera.
232
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.17: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
587
633
716
645
671
690
733
754
802
825
873
908
767
782
802
828
875
921
968
1.020
1.072
1.138
1.214
1.225
1.312
1.365
1.430
1.453
1.513
1.576
1.642
1.709
1.779
1.851
1.925
2.002
2.081
2.162
2.245
2.331
2.419
2.509
1.557,57
1.441,10
1.623,66
1.639,62
1.653,49
1.928,27
2.099,51
2.312,97
2.368,67
2.419,67
2.471,39
2.519,40
2.390,39
2.461,16
2.513,76
2.695,33
2.802,83
2.910,34
3.017,84
3.271,33
3.466,64
3.493,46
4.044,43
4.097,03
4.668,37
4.384,11
4.969,47
4.936,06
5.160,19
5.391,62
5.630,35
5.876,37
6.129,70
6.390,32
6.658,24
6.933,46
7.215,98
7.505,80
7.802,91
8.107,33
8.419,04
8.738,05
4.563,17
4.787,30
5.018,73
5.257,45
5.503,48
5.756,80
6.017,43
6.285,35
6.560,57
6.843,09
7.132,91
7.430,02
7.734,44
8.046,15
8.365,16
5.308,96
5.533,08
5.764,51
6.003,24
6.249,27
6.502,59
6.763,21
7.031,13
7.306,35
7.588,87
7.878,69
8.175,81
8.480,22
8.791,94
9.110,95
0,93
0,97
1,01
1,06
1,10
1,15
1,20
1,25
1,30
1,35
1,41
1,46
1,52
1,58
1,64
0,86
0,90
0,94
0,99
1,03
1,08
1,13
1,18
1,23
1,28
1,34
1,39
1,45
1,51
1,57
1,00
1,04
1,08
1,13
1,17
1,22
1,27
1,32
1,37
1,42
1,48
1,53
1,59
1,65
1,71
233
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.18: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: La Ribera
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
61
76
72
85
85
83
88
90
96
99
97
95
88
91
95
99
103
106
109
114
126
128
126
128
142
181
193
206
219
232
245
258
271
284
296
309
322
335
348
361
374
387
1.728,88
2.062,60
2.201,94
2.177,36
2.098,70
2.216,88
2.205,02
2.248,99
2.253,42
2.218,72
2.160,24
2.216,06
2.181,15
2.038,23
2.019,99
2.309,23
2.497,26
2.685,29
2.873,31
3.435,02
4.040,10
4.334,61
4.020,45
4.000,79
4.541,22
4.753,76
6.449,27
7.080,84
7.712,40
8.343,97
8.975,53
9.607,10
10.238,66
10.870,23
11.501,80
12.133,36
12.764,93
13.396,49
14.028,06
14.659,62
15.291,19
15.922,75
5.912,90
5.817,76
5.932,48
6.139,89
6.402,97
6.704,26
7.033,87
7.385,58
7.755,14
8.139,52
8.536,45
8.944,20
9.361,40
9.786,94
10.219,92
8.248,78
9.607,05
10.755,46
11.811,18
12.811,23
13.773,07
14.706,59
15.618,01
16.511,58
17.390,33
18.256,53
19.111,91
19.957,85
20.795,44
21.625,59
1,24
1,35
1,46
1,57
1,68
1,79
1,91
2,02
2,13
2,24
2,35
2,46
2,57
2,68
2,79
1,04
1,02
1,04
1,08
1,12
1,18
1,23
1,29
1,36
1,43
1,50
1,57
1,64
1,72
1,79
1,45
1,68
1,89
2,07
2,25
2,41
2,58
2,74
2,89
3,05
3,20
3,35
3,50
3,64
3,79
234
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.19: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
25
26
23
20
21
20
17
16
28
26
25
26
26
29
30
29
30
32
33
33
29
26
23
23
24
18
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
1.664,28
2.227,98
1.400,08
1.834,45
2.585,93
2.975,64
2.679,47
3.204,27
3.055,31
3.073,48
3.188,21
3.432,55
3.038,50
3.226,22
2.692,10
2.571,31
2.419,83
2.268,35
2.116,87
2.387,92
2.242,44
2.076,45
2.240,73
2.237,34
2.323,89
2.090,61
2.072,37
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
2.088,62
1.400,39
1.223,15
1.076,48
948,52
833,55
728,25
630,55
538,98
452,54
370,44
292,09
217,01
144,83
75,24
7,97
2.776,85
2.954,10
3.100,77
3.228,72
3.343,70
3.448,99
3.546,70
3.638,26
3.724,71
3.806,81
3.885,16
3.960,24
4.032,42
4.102,01
4.169,27
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,33
0,22
0,19
0,17
0,15
0,13
0,12
0,10
0,09
0,07
0,06
0,05
0,03
0,02
0,01
0,00
0,44
0,47
0,49
0,51
0,53
0,55
0,56
0,58
0,59
0,60
0,61
0,63
0,64
0,65
0,66
235
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.20: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: La Ribera
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
673
735
811
750
777
793
838
860
926
950
995
1.029
881
902
927
956
1.008
1.059
1.110
1.167
1.227
1.292
1.363
1.376
1.478
1.564
1.639
1.675
1.748
1.824
1.902
1.983
2.066
2.151
2.238
2.327
2.419
2.513
2.609
2.708
2.809
2.912
4.950,73
5.731,68
5.225,68
5.651,43
6.338,12
7.120,79
6.983,99
7.766,24
7.677,40
7.711,87
7.819,83
8.168,02
7.610,05
7.725,61
7.225,85
7.575,87
7.719,92
7.863,97
8.008,03
9.094,27
9.749,18
9.904,53
10.305,61
10.335,16
11.533,48
11.228,49
13.491,11
14.105,52
14.961,22
15.824,21
16.694,50
17.572,10
18.456,99
19.349,17
20.248,66
21.155,45
22.069,53
22.990,91
23.919,60
24.855,58
25.798,85
26.749,43
11.876,46
11.828,20
12.027,69
12.345,87
12.740,00
13.189,31
13.681,85
14.209,91
14.768,25
15.353,04
15.961,44
16.591,23
17.240,67
17.908,33
18.593,05
16.334,59
18.094,23
19.620,74
21.043,14
22.404,20
23.724,66
25.016,50
26.287,41
27.542,64
28.786,02
30.020,39
31.247,96
32.470,48
33.689,38
34.905,81
2,50
2,65
2,80
2,96
3,12
3,28
3,43
3,60
3,76
3,92
4,09
4,25
4,42
4,59
4,76
2,11
2,11
2,15
2,21
2,29
2,37
2,46
2,56
2,66
2,77
2,88
3,00
3,12
3,24
3,36
2,88
3,19
3,46
3,71
3,95
4,18
4,41
4,63
4,85
5,07
5,29
5,51
5,73
5,94
6,16
236
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.5.3. Distrito Asunción de Belén
Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial se presentan a
continuación:
1. Tabla 5.21, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Tabla 5.22, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector general.
3. Tabla 5.23, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector industrial.
4. Tabla 5.24, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito
Asunción.
237
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.21: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: Asunción
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
299
349
410
402
435
448
477
490
527
553
597
634
705
732
788
823
884
944
1.005
1.058
1.116
1.200
1.259
1.278
1.436
1.483
1.520
1.582
1.593
1.603
1.611
1.618
1.624
1.629
1.634
1.638
1.641
1.644
1.647
1.649
1.651
1.653
1.546,09
2.022,84
2.108,95
1.911,19
1.982,69
2.359,11
2.610,88
2.774,22
2.943,98
3.204,49
3.395,25
3.544,00
3.567,45
3.775,22
4.867,66
4.724,32
4.798,07
4.871,83
4.945,58
5.424,29
5.935,65
6.562,13
6.991,25
7.027,79
8.175,86
7.939,06
9.004,92
9.075,76
9.553,07
10.045,26
10.552,34
11.074,31
11.611,16
12.162,90
12.729,52
13.311,03
13.907,42
14.518,70
15.144,87
15.785,92
16.441,86
17.112,68
8.571,22
9.048,53
9.540,72
10.047,80
10.569,77
11.106,62
11.658,36
12.224,98
12.806,49
13.402,88
14.014,16
14.640,33
15.281,38
15.937,32
16.608,14
9.580,30
10.057,61
10.549,80
11.056,88
11.578,85
12.115,70
12.667,44
13.234,06
13.815,57
14.411,96
15.023,24
15.649,41
16.290,46
16.946,40
17.617,22
1,70
1,79
1,89
1,98
2,08
2,18
2,28
2,39
2,50
2,61
2,73
2,84
2,96
3,09
3,21
1,61
1,70
1,79
1,89
1,98
2,08
2,19
2,29
2,40
2,52
2,63
2,75
2,87
2,99
3,12
1,80
1,89
1,98
2,08
2,17
2,27
2,38
2,48
2,59
2,71
2,82
2,94
3,06
3,18
3,31
238
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.22: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: Asunción
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
71
75
67
62
62
68
70
76
67
64
68
70
87
95
90
96
107
117
128
133
128
137
155
158
175
189
198
210
223
237
251
266
281
297
313
330
348
366
384
404
423
444
2.767,82
2.996,03
2.329,09
2.284,69
2.647,74
2.901,93
2.950,74
2.908,60
3.281,72
3.206,07
3.172,43
3.466,63
3.788,62
3.853,09
3.927,82
4.234,66
4.285,36
4.336,06
4.386,76
4.577,55
4.768,33
4.831,93
4.895,53
4.959,12
5.149,91
5.326,37
6.443,56
5.997,81
6.199,54
6.406,47
6.618,60
6.835,92
7.058,44
7.286,16
7.519,08
7.757,20
8.000,51
8.249,02
8.502,73
8.761,64
9.025,74
9.295,04
5.541,46
5.743,20
5.950,13
6.162,25
6.379,58
6.602,10
6.829,82
7.062,74
7.300,85
7.544,17
7.792,68
8.046,39
8.305,29
8.569,40
8.838,70
6.454,15
6.655,88
6.862,81
7.074,94
7.292,26
7.514,79
7.742,51
7.975,42
8.213,54
8.456,85
8.705,36
8.959,07
9.217,98
9.482,08
9.751,38
1,05
1,09
1,12
1,16
1,20
1,24
1,28
1,32
1,36
1,40
1,45
1,49
1,54
1,58
1,63
0,97
1,01
1,04
1,08
1,12
1,16
1,20
1,24
1,28
1,32
1,37
1,41
1,46
1,50
1,55
1,13
1,17
1,20
1,24
1,28
1,32
1,36
1,40
1,44
1,48
1,53
1,57
1,62
1,66
1,71
239
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.23: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: Asunción
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
9
9
9
8
6
4
3
11
23
25
25
22
24
30
31
32
32
31
31
26
26
26
26
26
27
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
23
28.505,45
30.382,56
30.376,28
24.533,85
28.743,29
24.105,57
20.834,72
32.162,76
39.772,43
42.642,54
44.287,57
47.453,37
43.826,86
48.765,31
46.988,83
70.725,57
67.637,57
64.549,56
61.461,56
64.083,95
65.832,21
66.706,34
69.328,72
71.076,98
71.951,11
73.087,75
85.363,65
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
84.669,36
71.387,76
66.406,98
62.519,22
59.218,57
56.299,37
53.653,72
51.216,65
48.945,45
46.810,25
44.789,22
42.865,78
41.027,02
39.262,67
37.564,36
35.925,18
97.950,96
102.931,74
106.819,50
110.120,15
113.039,35
115.685,01
118.122,07
120.393,27
122.528,46
124.549,50
126.472,95
128.311,70
130.076,05
131.774,36
133.413,53
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
13,38
11,28
10,50
9,88
9,36
8,90
8,48
8,10
7,74
7,40
7,08
6,78
6,49
6,21
5,94
5,68
15,48
16,27
16,88
17,41
17,87
18,29
18,67
19,03
19,37
19,69
19,99
20,28
20,56
20,83
21,09
240
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.24: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: Asunción
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
379,00
433,00
486,00
472,00
503,00
520,00
550,00
577,00
617,00
642,00
690,00
726,00
816,00
857,00
909,00
951,34
1.022,23
1.093,11
1.164,00
1.217,00
1.270,00
1.363,00
1.440,00
1.462,00
1.638,00
1.695,00
1.741,00
1.815,65
1.839,52
1.862,53
1.884,87
1.906,68
1.928,10
1.949,25
1.970,23
1.991,15
2.012,08
2.033,10
2.054,27
2.075,65
2.097,28
2.119,20
32.819,37
35.401,42
34.814,32
28.729,73
33.373,72
29.366,61
26.396,34
37.845,58
45.998,13
49.053,10
50.855,24
54.464,00
51.182,93
56.393,62
55.784,31
79.684,55
76.721,00
73.757,45
70.793,91
74.085,79
76.536,19
78.100,40
81.215,50
83.063,90
85.276,88
86.353,18
100.812,13
99.742,92
100.421,96
101.121,09
101.840,30
102.579,59
103.338,96
104.118,42
104.917,96
105.737,58
106.577,29
107.437,08
108.316,96
109.216,91
110.136,95
111.077,08
85.500,44
81.198,70
78.010,07
75.428,63
73.248,71
71.362,44
69.704,82
68.233,16
66.917,60
65.736,27
64.672,62
63.713,74
62.849,34
62.071,07
61.372,02
113.985,41
119.645,23
124.232,11
128.251,97
131.910,46
135.315,49
138.532,01
141.602,76
144.557,57
147.418,32
150.201,55
152.920,18
155.584,49
158.202,84
160.782,13
16,14
16,26
16,39
16,52
16,66
16,80
16,94
17,09
17,24
17,40
17,55
17,72
17,88
18,05
18,22
13,86
13,20
12,72
12,33
12,00
11,72
11,48
11,27
11,08
10,92
10,77
10,64
10,53
10,43
10,35
18,41
19,32
20,07
20,72
21,32
21,88
22,41
22,91
23,40
23,87
24,34
24,79
25,23
25,67
26,10
241
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.6.
Resultado final de la Demanda para el Cantón de Belén
Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial para todo el cantón
de Belén se presentan a continuación:
1. Tabla 5.25, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector residencial.
2. Tabla 5.26, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector general.
3. Tabla 5.27, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector industrial.
4. Tabla 5.28, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de
energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Cantón de
Belén.
242
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.25: Demanda Total Residencial - Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.721
1.856
2.071
2.116
2.203
2.256
2.381
2.434
2.554
2.752
2.991
3.221
3.546
3.644
3.780
3.890
4.109
4.327
4.546
4.735
4.963
5.244
5.551
5.605
6.104
6.320
6.520
6.801
7.022
7.247
7.476
7.708
7.945
8.185
8.430
8.680
8.934
9.192
9.455
9.722
9.994
10.271
5.526,65
5.979,15
6.631,28
6.866,79
6.663,96
7.872,19
8.416,51
9.179,92
9.598,83
10.152,38
10.995,53
11.638,58
12.084,06
12.638,92
13.972,76
14.785,91
15.104,52
15.423,13
15.741,74
16.807,41
17.874,01
19.136,35
20.724,40
20.895,65
23.982,11
22.952,48
25.936,73
26.006,58
27.195,57
28.415,98
29.667,83
30.951,10
32.265,81
33.611,94
34.989,50
36.398,49
37.838,91
39.310,76
40.814,04
42.348,74
43.914,88
45.512,44
24.596,07
25.785,06
27.005,48
28.257,32
29.540,60
30.855,30
32.201,43
33.579,00
34.987,99
36.428,41
37.900,26
39.403,53
40.938,24
42.504,37
44.101,94
27.417,08
28.606,07
29.826,49
31.078,33
32.361,61
33.676,31
35.022,44
36.400,01
37.808,99
39.249,41
40.721,26
42.224,54
43.759,25
45.325,38
46.922,94
4,88
5,10
5,33
5,57
5,81
6,06
6,31
6,57
6,83
7,10
7,38
7,66
7,95
8,24
8,54
4,62
4,84
5,07
5,30
5,54
5,79
6,04
6,30
6,57
6,84
7,11
7,40
7,68
7,98
8,28
5,15
5,37
5,60
5,83
6,07
6,32
6,57
6,83
7,10
7,37
7,64
7,93
8,21
8,51
8,81
243
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.26: Demanda Total General - Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
246
299
288
321
326
339
375
394
388
389
404
414
427
482
490
519
568
616
664
715
725
749
800
821
958
1.036
1.076
1.138
1.205
1.273
1.344
1.417
1.492
1.568
1.647
1.728
1.810
1.895
1.982
2.070
2.161
2.253
6.143,34
6.541,17
6.730,45
7.003,93
7.471,72
8.572,67
8.199,13
8.266,10
8.884,20
8.537,75
8.994,07
8.875,95
10.135,79
9.962,21
10.053,55
11.327,81
11.890,80
12.453,79
13.016,78
15.432,23
17.392,89
19.374,82
21.779,40
22.202,28
24.410,43
24.966,85
28.800,43
29.437,98
30.811,39
32.190,01
33.573,82
34.962,82
36.357,03
37.756,43
39.161,03
40.570,83
41.985,83
43.406,02
44.831,41
46.262,00
47.697,79
49.138,77
23.390,24
21.317,08
20.239,93
19.607,22
19.243,85
19.067,12
19.030,17
19.103,39
19.266,66
19.505,57
19.809,37
20.169,81
20.580,36
21.035,79
21.531,78
35.485,72
40.305,70
44.140,08
47.540,41
50.681,80
53.646,93
56.482,69
59.218,67
61.875,00
64.466,08
67.002,67
69.493,02
71.943,64
74.359,79
76.745,76
5,16
5,40
5,64
5,88
6,13
6,37
6,62
6,86
7,11
7,36
7,61
7,86
8,11
8,36
8,61
4,10
3,74
3,55
3,44
3,37
3,34
3,34
3,35
3,38
3,42
3,47
3,54
3,61
3,69
3,77
6,22
7,06
7,74
8,33
8,88
9,40
9,90
10,38
10,85
11,30
11,74
12,18
12,61
13,03
13,45
244
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.27: Demanda Total Industrial - Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
54
55
47
41
39
36
33
40
71
74
73
74
83
95
102
104
105
107
108
104
100
97
97
97
96
82
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
79
30.668,13
33.231,44
32.104,39
26.632,51
31.966,97
27.698,72
24.858,47
36.732,20
44.372,22
47.798,99
49.601,08
53.099,99
67.572,21
71.928,65
89.303,17
123.887,21
127.365,87
130.844,53
134.323,19
146.463,72
215.575,81
156.954,55
156.644,26
158.690,83
166.307,88
169.429,29
198.673,34
186.067,73
186.131,72
186.168,62
186.189,88
186.202,14
186.209,20
186.213,27
186.215,62
186.216,97
186.217,75
186.218,19
186.218,45
186.218,60
186.218,69
186.218,73
148.268,05
143.174,02
139.176,49
135.769,15
132.747,23
130.003,34
127.472,64
125.112,22
122.891,93
120.789,58
118.788,23
116.874,66
115.038,28
113.270,46
111.564,06
223.867,40
229.089,42
233.160,75
236.610,61
239.657,05
242.415,06
244.953,91
247.319,01
249.542,00
251.645,92
253.648,16
255.562,25
257.398,92
259.166,91
260.873,40
245
29,41
29,42
29,43
29,43
29,43
29,43
29,43
29,43
29,43
29,43
29,44
29,44
29,44
29,44
29,44
DEMANDA (MW)
23,44
22,63
22,00
21,46
20,98
20,55
20,15
19,78
19,43
19,09
18,78
18,47
18,18
17,90
17,63
DEMANDA (MW)
35,39
36,21
36,86
37,40
37,88
38,32
38,72
39,09
39,44
39,78
40,09
40,40
40,69
40,97
41,24
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.28: Demanda Total - Cantón Belén
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.021
2.210
2.406
2.478
2.568
2.631
2.789
2.868
3.013
3.215
3.468
3.709
4.056
4.221
4.372
4.513
4.782
5.050
5.318
5.554
5.788
6.090
6.448
6.523
7.158
7.438
7.675
8.017
8.306
8.599
8.899
9.204
9.515
9.833
10.156
10.486
10.823
11.166
11.515
11.871
12.234
12.603
42.338
45.752
45.466,12
40.503,23
46.102,66
44.143,58
41.474,10
54.178,23
62.855,25
66.489,13
69.590,67
73.614,53
89.792,06
94.529,79
113.329,48
150.000,93
154.361,19
158.721,46
163.081,72
178.703,37
250.842,71
195.465,71
199.148,06
201.788,75
214.700,42
217.348,61
253.410,49
241.512,28
244.138,68
246.774,61
249.431,53
252.116,07
254.832,04
257.581,64
260.366,15
263.186,29
266.042,49
268.934,98
271.863,90
274.829,34
277.831,35
280.869,95
196.254,36
190.276,16
186.421,90
183.633,70
181.531,68
179.925,77
178.704,24
177.794,61
177.146,58
176.723,56
176.497,86
176.448,00
176.556,88
176.810,61
177.197,78
286.770,20
298.001,19
307.127,32
315.229,36
322.700,46
329.738,31
336.459,04
342.937,69
349.225,99
355.361,41
361.372,09
367.279,80
373.101,81
378.852,08
384.542,10
39,45
39,93
40,40
40,88
41,37
41,86
42,36
42,87
43,38
43,90
44,42
44,95
45,49
46,04
46,59
32,15
31,21
30,62
30,20
29,90
29,68
29,53
29,43
29,37
29,35
29,36
29,41
29,48
29,57
29,69
46,75
48,65
50,19
51,57
52,84
54,04
55,19
56,31
57,39
58,44
59,48
60,50
61,51
62,51
63,49
246
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
5.7.
Determinación de la Demanda Total para la CNFL
En las siguientes tablas se presenta la determinación de la demanda del sistema de
distribución de la CNFL para los próximos 15 años, hasta el 2020, para cada uno de los
sectores. Esta se obtiene de la sumatoria de cada una de los cálculos individuales por sector
y distrito.
En la tabla 5.29, se muestran los resultados del sector residencial y los datos graficados en
la gráfica 5.5, la cual tiene una tendencia lineal creciente; en la tabla 5.30, el sector general
y la graficación de los datos en la gráfica 5.6 y la curva que se obtiene es creciente del tipo
exponencial ; en la tabla 5.31, el sector industrial y su gráfica 5.7, muestran que este sector
tiene un crecimiento muy lento casi constante del tipo lineal y finalmente en la tabla 5.32,
se agrupan los tres sectores, con lo cual se presenta la totalidad de la CNFL y la gráfica 5.8,
muestra la tendencia futura de la demanda, la cual es una curva creciente del tipo
exponencial, claro está con una pendiente de crecimiento menor al sector general.
De los resultados obtenidos se estima que se tendrá una demanda de 532,24 MW en el
2006, pero su rango de operación está entre 456,16 a 599,68 MW; para el 2010 la demanda
será de 621,65 MW, con un intervalo entre 495,34 a 752.65 MW. Para el 2015 se espera
tener 777,21 MW, con un límite inferior de 615,76 MW y un límite superior de 954 MW y
finalmente para el último año horizonte de la proyección 2020, la demanda estimada y
esperada es de 1038,42 MW y los límites de confianza se encuentran en el intervalo de
850,17 a 1249,65 MW, en todos los casos sin considerar el alumbrado público.
En el Apéndice 2 se encuentran los resultados de cada uno de los cantones que alimenta la
CNFL en la actualidad.
247
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.29: Demanda Total Sector Residencial de la CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
145.733
154.980
164.735
172.274
177.531
181.222
192.194
197.288
208.566
217.637
229.912
241.926
261.210
267.209
268.844
274.627
287.238
299.858
312.477
325.455
335.330
338.990
350.016
351.854
369.826
384.027
393.086
412.511
423.023
433.576
444.182
454.852
465.598
476.432
487.367
498.414
509.586
520.897
532.359
543.986
555.792
567.792
1.300.259
1.341.289
1.383.372
1.426.583
1.471.001
1.516.719
1.563.836
1.612.466
1.662.733
1.714.777
1.768.752
1.824.830
1.883.203
1.944.084
2.007.668
1.171.684
1.184.397
1.204.616
1.229.287
1.257.305
1.288.457
1.322.165
1.358.289
1.396.791
1.437.799
1.481.297
1.527.376
1.576.386
1.628.772
1.684.436
1.408.241
1.476.639
1.539.638
1.600.438
1.660.308
1.719.949
1.779.827
1.840.292
1.901.637
1.964.121
2.027.991
2.093.493
2.160.873
2.230.391
2.302.283
244,06
251,76
259,66
267,77
276,11
284,69
293,53
302,66
312,10
321,87
332,00
342,52
353,48
364,91
376,84
219,93
222,31
226,11
230,74
236,00
241,84
248,17
254,95
262,18
269,88
278,04
286,69
295,89
305,72
316,17
264,33
277,17
288,99
300,40
311,64
322,84
334,08
345,42
356,94
368,67
380,66
392,95
405,60
418,65
432,14
248
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.30: Demanda Total Sector General de la CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
17.213
22.045
19.964
23.524
23.658
24.451
26.854
27.874
27.278
27.647
28.304
29.129
32.106
32.913
33.025
34.595
36.938
39.280
41.630
43.837
45.759
47.430
50.014
51.017
54.910
57.022
58.515
61.068
63.698
66.419
69.241
72.174
75.230
78.419
81.756
85.253
88.929
92.800
96.885
101.207
105.789
110.655
1.016.969
1.079.819
1.147.961
1.222.299
1.303.918
1.394.125
1.494.490
1.606.909
1.733.674
1.877.555
2.041.910
2.230.811
2.449.207
2.703.114
2.999.826
887.808
923.926
972.160
1.029.834
1.096.834
1.174.445
1.263.229
1.365.393
1.482.583
1.617.395
1.773.113
1.953.753
2.164.217
2.410.486
2.699.891
1.136.821
1.226.907
1.315.338
1.406.672
1.503.227
1.606.917
1.719.668
1.843.606
1.981.180
2.135.276
2.309.338
2.507.507
2.734.784
2.997.229
3.302.173
178,25
189,27
201,21
214,24
228,55
244,36
261,95
281,66
303,88
329,09
357,90
391,01
429,29
473,80
527,80
155,61
161,94
170,40
180,51
192,25
205,85
221,42
239,32
259,86
283,49
310,79
342,45
379,34
422,51
473,23
199,26
215,05
230,55
246,56
263,48
281,66
301,42
323,14
347,26
374,27
404,78
439,51
479,35
525,35
578,80
249
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de Demanda Residencial CNFL 2006-2020
450,00
Proyección, MW
Límite Inferior
Límite Superior
400,00
Demanda, MW
350,00
300,00
250,00
200,00
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Año
Figura 5.5: Gráfica de Proyección de la Demanda Residencial de la CNFL, 2006 - 2020
Proyección de Demanda General CNFL 2006-2020
700,00
Proyección, MW
Límite Inferior
Límite Superior
600,00
Demanda, MW
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Año
Figura 5.6 Gráfica de Proyección de la Demanda General de la CNFL, 2006 - 2020
250
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.31: Demanda Total Sector Industrial de la CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
1.899
1.877
1.733
1.720
1.563
1.437
1.329
1.364
2.295
2.296
2.366
2.548
2.737
2.760
2.820
2.872
2.928
2.982
3.038
2.994
2.982
3.039
2.977
3.014
2.833
2.546
2.519
2.521
2.522
2.523
2.524
2.525
2.526
2.527
2.527
2.528
2.529
2.530
2.530
2.531
2.532
2.533
695.423
706.602
717.774
728.953
740.149
751.367
762.881
774.786
786.720
798.683
810.676
822.699
834.752
846.837
858.952
510.060
467.973
449.562
435.167
424.479
416.043
408.944
403.181
398.574
394.693
391.593
389.011
386.897
385.383
384.413
860.941
947.687
1.014.368
1.071.646
1.123.107
1.170.508
1.214.867
1.256.840
1.296.876
1.335.302
1.372.361
1.408.243
1.443.098
1.477.046
1.510.188
109,92
111,69
113,46
115,22
116,99
118,77
120,59
122,47
124,35
126,25
128,14
130,04
131,95
133,86
135,77
80,62
73,97
71,06
68,79
67,10
65,76
64,64
63,73
63,00
62,39
61,90
61,49
61,16
60,92
60,76
136,09
149,80
160,34
169,39
177,53
185,02
192,03
198,67
204,99
211,07
216,93
222,60
228,11
233,47
238,71
251
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 5.32: Demanda Total de la CNFL
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
ENERGÍA (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
164.845
178.902
186.432
197.518
202.752
207.110
220.377
226.526
238.139
247.580
260.582
273.603
296.053
302.882
304.689
312.094
327.104
342.120
357.145
372.287
384.071
389.459
403.008
405.885
427.569
443.595
454.121
476.100
489.243
502.518
515.947
529.551
543.354
557.378
571.650
586.195
601.044
616.227
631.775
647.724
664.113
680.979
3.012.651
3.127.710
3.249.107
3.377.834
3.515.068
3.662.210
3.821.207
3.994.161
4.183.127
4.391.015
4.621.337
4.878.341
5.167.163
5.494.034
5.866.447
2.569.553
2.576.296
2.626.337
2.694.288
2.778.618
2.878.946
2.994.338
3.126.863
3.277.948
3.449.887
3.646.003
3.870.141
4.127.501
4.424.641
4.768.741
3.406.004
3.651.233
3.869.345
4.078.757
4.286.644
4.497.375
4.714.364
4.940.740
5.179.694
5.434.699
5.709.692
6.009.244
6.338.756
6.704.667
7.114.645
532,24
552,72
574,33
597,24
621,65
647,82
676,07
706,79
740,33
777,21
818,04
863,58
914,72
972,56
1.038,42
456,16
458,23
467,57
480,03
495,34
513,46
534,23
558,01
585,04
615,76
650,73
690,63
736,38
789,14
850,17
599,68
642,02
679,88
716,36
752,65
789,51
827,53
867,23
909,19
954,00
1.002,36
1.055,06
1.113,05
1.177,47
1.249,65
252
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de Demanda Industrial CNFL 2006-2020
300,00
Proyección, MW
Límite Inferior
Límite Superior
250,00
Demanda, MW
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Año
Figura 5.7 Gráfica de Proyección de la Demanda Industrial de la CNFL, 2006 - 2020
Proyección de Demanda Total CNFL 2006-2020
1.300,00
Proyección, MW
Límite Inferior
1.200,00
Límite Superior
1.100,00
Demanda, MW
1.000,00
900,00
800,00
700,00
600,00
500,00
400,00
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Año
Figura 5.8 Gráfica de Proyección de la Demanda Total de la CNFL, 2006 - 2020
253
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Si se efectúa una comparación entre el cálculo del la demanda del 2006 contra el dato real
obtenido, se logran resultados similares, con porcentajes de error muy pequeños, los cuales
indican que la proyección de la energía y la determinación de los diferentes factores, así
como de la demanda es bastante acertada.
En la tabla 5.33 se presentan los resultados de la comparación de la demanda real versus la
proyectada al 2006. La demanda proyectada no considera el alumbrado público, motivo por
el cual se debe agregar al valor determinado de demanda, la demanda que corresponde de
este sector. En la tabla 3.5, se indicó que el consumo anual del sector alumbrado público
para el año 2006 fue de 81,11 GWh, lo que es equivalente a una demanda de 18,52 MW,
considerando un factor de carga de 0,5. La máxima demanda real que se obtuvo para el
2006 fue en el mes de diciembre y fue de 577,88 MW, la proyección estimada y calculada
es de 532,24 MW, a los cuales se le suma la carga del sector de alumbrado público y se
llega al total de demanda de 550,76 MW, obteniendo un porcentaje de error del 4,69%, el
cual se puede considerar dentro del margen de error como aceptable.
Tabla 5.33: Comparación de la Demanda al 2006
Real
Proyección
MW
577,89
MW
532,24
Alumb.
Público
MW
18,52
254
Total
Demanda
MW
550,76
Porcentaje
Error
(%)
4,69
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 6: Proyección de la demanda de potencia por
Subestación
Para realizar la asociación de la demanda de los distritos a las subestaciones se utiliza la
herramienta del SIG, el cual relaciona la carga de los distritos a las subestaciones, por
medio de los alimentadores o circuitos de distribución que se encuentran dentro del área
geográfica del distrito. Como se mencionó en el inciso 4 del punto 1.2 Metodología de este
documento, se menciona con claridad la forma de efectuar la labor de asociación para cada
una de las subestaciones.
Mediante el GIS fue posible ubicar las áreas de cobertura de cada subestación a través de
sus alimentadores y por ende determinar cuales clientes pertenecían a uno u otro
alimentador del distrito. En el GIS se tienen contenidos los clientes por ubicación
geográfica, la cual en la compañía se resume en diez dígitos, los cuales los dos primeros
corresponden a una localidad o control como tradicionalmente se le llama, luego siguen
cuatro dígitos, que especifican la manzana o cuadrante donde se localiza y finalmente los
otros cuatro dígitos corresponden específicamente a cada cliente. Además es posible
clasificar a cada uno por sector de consumo o sea clientes del sector residencial, comercial
o industrial. Cada cliente posee información valiosa como consumo mensual, el cual se
actualiza cada mes, demanda, dirección y tipo de tarifa que posee, etc.
En primera instancia, a través del GIS se activa el distrito en el cual se va a trabajar para
determinar la participación de los circuitos de distribución. Luego, a través de los íconos
del GIS se activan el alimentador o los alimentadores que recorren el distrito que está en
estudio y a partir de aquí a través del enlace con el sistema de facturación SASE de la
CNFL se empieza la labor de asignación de los clientes a los circuitos de distribución. Una
vez asignados los clientes se obtiene toda la información del mismo y se trasladan estos
datos a hojas de Excel. A través de la tarifa que tiene el cliente se separan en cada uno de
los sectores de consumo: residencial, general e industrial.
255
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Una vez separados por sectores se determina la cantidad de energía consumida para cada
uno de estos sectores para cada uno de los circuitos y dependiendo de los resultados de las
sumatorias se distribuye de la totalidad, el porcentaje que le corresponde a cada circuito.
Con la información desagregada por sector de consumo y por alimentador, se procede a
unir todos los alimentadores de una misma subestación y con la proyección de demanda
obtenida por distrito, se puede determinar cuanto le corresponde de esta demanda a la
subestación en estudio.
En resumen lo que se hace es determinar el porcentaje de la carga del distrito que le
corresponde a cada circuito y como se tiene la proyección de demanda de potencia de cada
distrito, se logra encontrar cuanta demanda le corresponde a cada circuito de distribución
por este distrito en particular y como el circuito puede estar en varios distritos entonces se
realiza la suma de las demandas de cada uno de los distritos en que está presente el circuito
y sumando todos los circuitos de una misma subestación se logra saber la proyección futura
de demanda de potencia de este centro de transformación.
Por ejemplo, si en un distrito convergen tres circuitos de diferentes subestaciones, con el
GIS se determina que el circuito A tiene un 25%, el B tiene el 45% y el C tiene el 30% de
la carga residencial, entonces a la subestación que pertenece el circuito A se le asigna un
25% del valor total de la demanda proyectada para el distrito. Esto se realiza para todos los
distritos, circuitos y sectores de consumo, con la finalidad de obtener las matrices para cada
una de las subestaciones.
Dentro del desarrollo de este trabajo se ha utilizado al Cantón de Belén, como ejemplo para
mostrar la metodología aplicada; por consiguiente, se presentan los resultados obtenidos
con los circuitos que se sitúan dentro de los tres distritos que conforman este cantón, con su
respectivo porcentaje de participación en cada uno de los sectores de consumo.
256
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
A continuación se presentan los resultados obtenidos para los distritos del Cantón de Belén.
En el Anexo III se presenta cada cantón con sus distritos y estos muestran los porcentajes
calculados para cada sector de consumo a cada uno de los alimentadores que están dentro
del distrito.
En la tabla 6.1 se muestra la matriz para el distrito San Antonio, en el cual su área
geográfica es recorrida por cuatro alimentadores, provenientes de dos subestaciones
diferentes: Subestación de Belén (Belén – Asunción) y Subestación La Caja, a través del
Patio de Interruptores de Electriona (Electriona – Montana, Electriona – Scott y Electriona
– Potrerillos).
Tabla 6.1: Porcentajes del Distrito San Antonio, Belén
Circuito
Asunción
Montana
Potrerillos
Scott
Total
Sector
Residencial
40,5
1,4
52,0
6,1
100,0
Sector
General
23,3
0,2
53,1
23,4
100,0
Sector
Industrial
54,5
0,0
35,4
10,1
100,0
En la tabla 6.2 se muestra la matriz para el distrito Asunción, en el cual su área geográfica
es recorrida por cinco alimentadores, provenientes de dos subestaciones diferentes:
Subestación de Belén (Belén – Asunción) y Subestación La Caja (Caja – Calle Rusia y Caja
– Industrias) y del Patio de Interruptores de Electriona (Electriona – Scott y Electriona –
Potrerillos).
Tabla 6.2: Porcentajes del Distrito Asunción, Belén
Circuito
Asunción
Calle Rusia
Scott
Industrias
Total
Sector
Residencial
12,1
42,9
6,6
38,4
100,0
257
Sector
General
21,7
23,1
0,2
55,1
100,0
Sector
Industrial
46,1
11,5
30,1
12,2
100,0
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.3 se muestra la matriz para el distrito La Ribera, en el cual su área geográfica
es recorrida por los tres alimentadores de la Subestación de Belén (Belén – Asunción) y
Subestación La Caja (Caja – Calle Rusia y Caja – Industrias) y del Patio de Interruptores
de Electriona (Electriona – Scott y Electriona – Potrerillos).
Tabla 6.3: Porcentajes del Distrito La Ribera, Belén
Circuito
Asunción
San Juan
Fábricas
Total
Sector
Residencial
99,0
1,0
0,0
100,0
Sector
General
95,5
4,5
0,0
100,0
Sector
Industrial
37,0
21,5
41,0
100,0
En resumen los distritos que conforman el cantón de Belén se alimentan de circuitos de
distribución de dos subestaciones: S. R. La Caja y S. R. Belén. Con la determinación de
participación de todos los circuitos y sus porcentajes dentro de los distritos se calcula la
demanda de potencia que cubre cada una de las subestaciones del sistema de distribución,
tomando en consideración las proyecciones obtenidas en el capítulo anterior.
6.1.
Demanda de potencia para las Subestaciones de 34.5 kV de la
CNFL
A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada una de las subestaciones de
34.5 kV que tiene la CNFL en su red de distribución, determinado por el procedimiento
expuesto en la metodología y en los párrafos anteriores.
6.1.1. Subestación Belén
La Subestación Belén tiene influencia en la zona norte del área de concesión de la CNFL,
principalmente en los tres distritos del Cantón de Belén y por medio del Patio de
Interruptores de Porrosatí y de la Subestación de Barva, en los distritos de los cantones de
Santa Bárbara y de Barva, como se indica a continuación:
258
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
1. San Antonio
Cantón: Belén.
2. La Ribera
Cantón: Belén
3. Asunción
Cantón: Belén.
4. Barva, Central
Cantón: Barva.
5. San Pedro
Cantón: Barva.
6. San Roque
Cantón: Barva.
7. San Pablo
Cantón: Barva.
8. San José de la Montaña
Cantón: Barva.
9. Barrantes
Cantón: Flores
10. Santa Bárbara
Cantón: Santa Bárbara.
11. Puraba
Cantón: Santa Bárbara.
12. Jesús
Cantón: Santa Bárbara.
13. San Juan
Cantón: Santa Bárbara.
14. Santo Domingo El Roble
Cantón: Santa Bárbara.
15. San Pedro
Cantón: Santa Bárbara
16. Río Segundo
Cantón: Central de Alajuela
Dentro de los principales clientes de esta subestación está la zona industrial del Cantón
Belén. Además, alimenta el Patio de Interruptores de Porrosatí, a través del alimentador
Belén – San Juan y de este patio de maniobras se sirve la zona de Santa Bárbara y de Barva
de Heredia, por medio de los circuitos: San Lorenzo y Santa Bárbara a 34.5 kV. Además la
Subestación de Barva es alimentada desde el Patio Porrosatí, por medio del circuito San
Lorenzo y de aquí parte el alimentador: Barva – Cipresal a 13.8 kV hacia la zona norte del
área de la CNFL hasta llegar a las faldas del Volcán Barva. En la figura 6.1 se muestra un
mapa con el área de influencia de la Subestación de Belén, del Patio de Interruptores de
Porrasatí y de la Subestación Barva.
259
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.1: Área de influencia de la Subestación Belén
En la tabla 6.4 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos por
donde recorren los alimentadores de la Subestación de Belén, desagregados en cada uno de
los sectores: residencial, general e industrial. La tabla 6.5 se muestra lo mismo, solo que
para el Patio de Interruptores de Porrosatí.
Tabla 6.4: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Belén
Distrito
Asunción
La Ribera
La Ribera
La Ribera
San Antonio
Cantón
Belén
Belén
Belén
Belén
Belén
Circuito
Asunción
Asunción
San Juan
Fábricas
Asunción
Sector
Residencial
12,1
99,0
1
0,0
40,5
260
Sector
General
21,7
95,5
4,5
0,0
23,3
Sector
Industrial
46
37
22
41
54
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Es importante indicar que el alimentador Belén – Fábricas se exclusivamente para el sector
industrial, motivo por el cual no aparecen porcentajes en el sector residencial, ni en el
sector general.
Tabla 6.5: Participación de los sectores en el Patio Interruptores de Porrosatí
Distrito
Cantón
Circuito
Barrantes
Barva, Central
Barva, Central
Jesús
Puraba
San Juan
San Pablo
San Pedro
San Pedro
San Roque
Santa Bárbara, Central
Santo Domingo El Roble
Flores
Barva
Barva
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Barva
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Barva
Santa Bárbara
Santa Bárbara
San Lorenzo
Santa Bárbara
San Lorenzo
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Santa Bárbara
San Lorenzo
San Lorenzo
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Sector
Sector
Residencial General
93,58
10,3
41,18
100
100
100
100
53,3
41,2
100
100
95,7
80,12
8,15
25,55
100
100
100
100
63,8
32,4
100
100
100
Sector
Industrial
100
13,15
30,5
100
100
100
100
72,5
22,3
100
100
100
Con estos porcentajes se calcula la proyección de la demanda para la subestación, partiendo
de la demanda estimada por distrito y por sector en el capítulo anterior y aplicando los
porcentajes encontrados para cada uno a través de la aplicación y uso del SIG.
En la tabla 6.6 se muestra la proyección propia de la demanda de potencia obtenida para la
Subestación de Belén sin ningún aporte de otras subestaciones.
261
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.6: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Belén
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2,05
2,04
2,13
2,23
2,32
2,42
2,52
2,62
2,72
2,83
2,94
3,05
3,17
3,28
3,40
3,52
2,02
2,14
2,28
2,42
2,56
2,70
2,84
2,98
3,12
3,27
3,41
3,55
3,69
3,83
3,98
4,12
19,21
17,94
17,94
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
17,95
23,28
22,12
22,36
22,59
22,83
23,07
23,31
23,55
23,80
24,05
24,30
24,55
24,81
25,07
25,33
25,60
En la tabla 6.7, se muestra la proyección de la demanda de potencia obtenida para el Patio
de Interruptores de Porrosatí, incluyendo la proyección de la Subestación de Barva.
Tabla 6.7: Proyección de la Demanda de Potencia Patio de Interruptores de Porrosatí
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
9,51
9,75
10,16
10,58
11,01
11,45
11,90
12,36
12,83
13,32
13,82
14,34
14,88
15,44
16,02
16,63
1,75
1,86
2,00
2,15
2,30
2,46
2,62
2,79
2,97
3,16
3,35
3,56
3,77
4,00
4,24
4,50
0,51
0,51
0,51
0,51
0,52
0,52
0,52
0,52
0,53
0,53
0,53
0,54
0,54
0,54
0,55
0,55
11,77
12,12
12,68
13,24
13,83
14,42
15,04
15,67
16,33
17,00
17,70
18,43
19,19
19,98
20,81
21,67
262
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Finalmente en la tabla 6.8, se muestra la proyección de la demanda de potencia total
obtenida para la Subestación de Belén, incluyendo al Patio de Interruptores de Porrosatí y
la Subestación Barva.
Tabla 6.8: Proyección de la Demanda Total de la Sub. de Belén
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
11,56
11,79
12,29
12,81
13,33
13,86
14,41
14,97
15,55
16,15
16,76
17,39
18,04
18,72
19,42
20,15
3,77
4,00
4,28
4,57
4,86
5,16
5,46
5,78
6,09
6,42
6,76
7,11
7,46
7,83
8,22
8,62
19,72
18,45
18,46
18,46
18,47
18,47
18,47
18,48
18,48
18,48
18,49
18,49
18,49
18,50
18,50
18,50
35,05
34,24
35,03
35,84
36,66
37,49
38,35
39,23
40,13
41,05
42,00
42,99
44,00
45,05
46,14
47,27
En la tabla 6.9 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la demanda
de potencia proyectada para la Subestación Belén, para los años 2005, 2006 y 2007 y se
puede notar que los porcentajes de error son aceptables, se encuentran dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.9: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Belén
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
35,00
37,00
37,50
35,05
34,24
35,03
0,14
8,06
7,05
263
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la figura 6.2 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Belén.
Proyección de la Potencia de la
Subestación de Belén
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
54
48
Potencia (MW)
42
36
30
24
18
12
6
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.2: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Belén
6.1.2. Subestación Alajuelita
La Subestación Alajuelita tiene influencia en la zona sur y suroeste del área servida por la
CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Alajuelita, Escazú y algunos del
sector sur del Cantón Central de San José, como se indican a continuación:
1. Mata Redonda
Cantón: San José.
2. Merced
Cantón: San José.
3. Hospital
Cantón: San José.
4. Hatillo
Cantón: San José.
5. San Sebastián
Cantón: San José.
6. Alajuelita
Cantón: Alajuelita.
264
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
7. San Josecito
Cantón: Alajuelita.
8. San Felipe
Cantón: Alajuelita.
9. Concepción
Cantón: Alajuelita.
10. Escazú, Central
Cantón: Escazú.
11. San Antonio
Cantón: Escazú.
12. San Antonio
Cantón: Escazú.
13. San Rafael
Cantón: Escazú.
14. San Rafael
Cantón: Desamparados.
Se caracteriza por tener una carga mayoritariamente residencial, la cual tiene un
crecimiento constante, pero tiene un pequeño grupo de industrias ubicadas en Barrio Cuba
y Barrio Corazón de Jesús en San José, las cuales se alimentan a través de los
alimentadores Alajuelita – Morenos y Alajuelita – Los Pinos. En la figura 6.3 se muestra un
mapa con el área de influencia de la Subestación de Alajuelita, del Patio de Interruptores de
Porrasatí y de la Subestación Barva.
Es importante indicar que en el pasado, antes de entrar en operación la red subterránea de la
Ciudad de San José, la Subestación de Alajuelita alimentada la Subestación de Hatillo,
ubicada en Barrio Los Ángeles y de aquí se suministraba servicio al centro de la capital,
principalmente el sector hospitalario del sector oeste de San José.
265
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.3: Área de influencia de la Subestación Alajuelita
En la tabla 6.10 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Alajuelita, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial. Con esta información se procede a
calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada
por distrito y por sector del capítulo anterior, aplicando los porcentajes encontrados para
cada uno a través de la aplicación y uso del SIG y los resultados obtenidos se muestran en
la tabla 6.11.
266
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.10: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Alajuelita
Distrito
Alajuelita, Central
Concepción
San Felipe
San Felipe
San Josecito
Escazú, Central
San Rafael
San Rafael
San Antonio
San Antonio
Hatillo
Hatillo
Hatillo
Hatillo
Hospital
Hospital
Hospital
Mata Redonda
Mata Redonda
Merced
San Sebastián
Cantón
Alajuelita
Alajuelita
Alajuelita
Alajuelita
Alajuelita
Escazú
Desamparados
Escazú
Escazú
Escazú
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San José
Circuito
San Felipe
San Felipe
La Verbena
San Felipe
San Felipe
La Verbena
Periférico
La Verbena
La Verbena
San Felipe
Linda Vista
Morenos
Periférico
Los Pinos
Linda Vista
Morenos
Los Pinos
Linda Vista
Morenos
Los Pinos
Periférico
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
74,00
91,00
50,00
50,00
64,00
10,00
87,00
26,68
43,00
8,50
32,00
10,14
19,82
32,00
9,17
10,69
26,48
28,32
22,01
14,11
52,13
64,00
97,00
57,00
43,00
86,00
5,00
81,00
8,09
57,00
8,00
10,00
10,07
14,42
32,00
7,31
4,73
4,74
19,94
29,57
54,42
30,94
69,00
47,00
87,00
13,00
53,00
0,00
89,00
7,29
100,00
0,00
2,00
11,00
6,00
27,00
1,00
43,71
44,35
20,57
0,00
38,00
90,71
Tabla 6.11: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Residencial
MW
36,03
36,90
37,77
38,63
39,50
40,37
41,24
42,11
42,98
43,84
44,71
45,58
46,45
47,32
48,18
49,05
General
MW
20,92
21,54
22,15
22,76
23,38
23,99
24,60
25,22
25,83
26,45
27,06
27,67
28,29
28,90
29,51
30,13
267
Industrial
MW
7,09
7,21
7,33
7,45
7,57
7,70
7,82
7,94
8,06
8,18
8,30
8,42
8,55
8,68
8,80
8,93
Total
MW
64,04
65,64
67,25
68,85
70,45
72,06
73,66
75,26
76,87
78,47
80,07
81,68
83,28
84,89
86,50
88,11
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.12 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Alajuelita. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005 y 2006 son aceptables, se encuentran dentro de un
rango menor al 10 %. Para el año 2007 si se presenta un error mayor y es debido a que
parte de la carga que normalmente alimenta esta subestación se ha trasladado a otras
subestaciones como Colima y Desamparados.
Tabla 6.12: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
59,00
62,00
55,10
64,04
65,64
67,25
7,87
5,55
18,07
En la figura 6.4 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Alajuelita.
Proyección de la Potencia de la
Subestación de Alajuelita
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
105
Potencia (MW)
90
75
60
45
30
15
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.4: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Alajuelita
268
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.3. Subestación Colima
La Subestación de Colima es una de las subestaciones más viejas del sistema de
transmisión, en la actualidad tiene 4 transformadores de potencia de 20/30 MVA, 138/34.5
kV, es uno de los puntos del sistema con mayor nivel de cortocircuito y alimenta varias
subestaciones de 34.5 kV a 13.8 kV: Uruca, Primer Amor y Guadalupe. Tiene influencia en
la zona central del área servida por la CNFL, principalmente en los distritos de los cantones
de Tibás, Montes de Oca, Goicoechea, del Cantón Central de San José y llega hasta
alimentar una parte de los distritos de Curridabat, como se indica a continuación:
1. La Uruca
Cantón San José.
2. Catedral
Cantón San José.
3. Carmen
Cantón San José.
4. Mata Redonda
Cantón San José.
5. Zapote
Cantón San José.
6. Anselmo Llorente
Cantón Tibás.
7. Cinco Esquinas
Cantón Tibás.
8. San Juan
Cantón Tibás.
9. San Francisco
Cantón de Goicoechea.
10. Calle Blancos
Cantón de Goicoechea.
11. Mercedes
Cantón de Montes de Oca.
12. San Pedro
Cantón de Montes de Oca.
13. Curridabat
Cantón de Curridabat.
14. Granadilla
Cantón de Curridabat.
En la figura 6.5 se muestra un mapa con el área de influencia de la Subestación de Colima.
269
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.5: Área de influencia de la Subestación Colima
En la tabla 6.13 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Colima, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial. Con esta información se procede a
calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada
por distrito y por sector en el capítulo anterior y aplicando los porcentajes encontrados para
cada uno a través de la aplicación y uso del SIG y los resultados obtenidos se muestran en
la tabla 6.14. Estos resultados son propios de la carga futura de la Subestación Colima sin
incluir el aporte en las subestación de Uruca, Guadalupe y Primer Amor.
270
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.13: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Colima
Distrito
Anselmo Llorente
Calle Blancos
Calle Blancos
Calle Blancos
Calle Blancos
Calle Blancos
Carmen
Catedral
Cinco Esquinas
Cinco Esquinas
Cinco Esquinas
Cinco Esquinas
Curridabat
Granadilla
Mata Redonda
Mercedes
San Francisco
San Juan
San Pedro
Uruca
Uruca
Uruca
Uruca
Zapote
Cantón
Tibás
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
San José
San José
Tibás
Tibás
Tibás
Tibás
Curridabat
Curridabat
San José
Montes de Oca
Goicoechea
Tibás
Montes de Oca
San José
San José
San José
San José
San José
Circuito
Tibás
Aduana
Guadalupe 1
Guadalupe 2
Piuses
San Pedro
Aduana
Aduana
Aduana
Guadalupe 2
Piuses
Tibás
San Pedro
San Pedro
Primer Amor
San Pedro
Aduana
Tibás
San Pedro
Guadalupe 1
Guadalupe 2
Tibás
Primer Amor
San Pedro
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
26,60
2,00
9,00
4,00
0,40
62,89
25,00
11,00
6,00
3,00
5,00
57,92
8,14
18,34
8,76
12,96
28,93
62,65
17,38
6,11
2,43
2,23
25,04
1,81
8,00
10,03
24,06
12,74
0,94
33,57
72,00
49,40
9,55
13,00
22,00
40,32
14,00
5,99
22,02
37,06
32,99
71,27
65,74
0,79
0,48
3,29
31,95
4,63
3,00
6,17
63,09
6,90
4,89
18,90
89,00
49,50
15,00
0,06
18,00
0,34
0,00
21,52
58,79
48,06
86,00
88,36
28,24
0,00
1,86
0,00
54,39
0,00
La Subestación de Colima alimenta tres subestaciones del sistema de 13.8 kV: Sub. Uruca a
través del alimentador Colima – Uruca y que no tiene carga distribuida a lo largo de su
recorrido, Sub. Guadalupe a través de los circuitos Colima – Guadalupe 1 y Colima –
Guadalupe 2, los cuales tienen una demanda en la actualidad de 8 MW y 9.5 MW, de los
cuales 1.5 MW y 3.5 MW, respectivamente, son carga propia. También abastece la Sub.
Primer Amor por medio del alimentador Colima – Primer Amor, el cual tiene una carga
total de 17 MW, de los cuales 12 MW son carga propia. En la tabla 6.15 se presenta la
sumatoria de la carga total proyectada de cada una de las subestaciones indicadas
anteriormente, que alimenta la Subestación de Colima al sistema de 13.8 kV.
271
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.14: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Colima
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
12,52
12,57
12,69
12,80
12,91
13,03
13,14
13,25
13,37
13,48
13,60
13,72
13,83
13,95
14,07
14,19
25,71
26,08
27,39
28,76
30,19
31,68
33,24
34,87
36,57
38,35
40,21
42,17
44,21
46,36
48,62
50,99
16,42
16,27
16,26
16,25
16,24
16,23
16,22
16,23
16,27
16,30
16,34
16,38
16,42
16,45
16,49
16,53
54,64
54,92
56,34
57,81
59,34
60,94
62,60
64,35
66,20
68,14
70,15
72,26
74,46
76,77
79,18
81,71
El aporte de cada una de estas subestaciones se presenta en forma individual en la sección
de 6.2 Demanda de Potencia de las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL.
Tabla 6.15: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. Colima al sistema de 13,8 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
11,03
11,05
11,20
11,34
11,48
11,63
11,77
11,91
12,05
12,19
12,33
12,47
12,61
12,75
12,89
13,03
13,56
14,00
14,54
15,10
15,66
16,24
16,84
17,45
18,08
18,73
19,39
20,07
20,77
21,49
22,24
23,00
7,03
7,06
7,12
7,18
7,24
7,31
7,38
7,46
7,53
7,61
7,69
7,78
7,86
7,95
8,05
8,14
31,62
32,11
32,86
33,61
34,39
35,18
35,99
36,82
37,66
38,53
39,42
40,32
41,25
42,20
43,18
44,18
272
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Finalmente se obtiene la proyección futura de la Subestación de Colima, la cual se presenta
en la tabla 6.16.
Tabla 6.16: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Colima
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
23,55
23,63
23,88
24,14
24,39
24,65
24,91
25,16
25,42
25,68
25,93
26,19
26,45
26,70
26,96
27,22
39,26
40,08
41,94
43,86
45,85
47,93
50,08
52,32
54,65
57,07
59,60
62,24
64,99
67,86
70,85
73,99
23,44
23,33
23,38
23,43
23,48
23,54
23,60
23,69
23,80
23,92
24,03
24,16
24,28
24,41
24,54
24,67
86,26
87,04
89,20
91,43
93,73
96,12
98,59
101,17
103,87
106,67
109,57
112,58
115,71
118,97
122,35
125,88
En la tabla 6.17 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación de Colima. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 % y para el año 2006, se presenta un error mayor y esto es debido a que parte
de la carga que normalmente alimenta esta subestación fue traslada al sistema subterráneo
de la ciudad de San José y el reacomodo final del área de acción de esta se terminó de
realizar en el 2007.
Tabla 6.17: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Colima
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
79,00
75,00
84,00
86,26
87,04
89,20
8,41
13,83
5,82
273
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la figura 6.6 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Colima.
Proyección de la Potencia de la
Subestación de Colima
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
140
Potencia (MW)
120
100
80
60
40
20
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.6: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Colima
6.1.4. Subestación Desamparados
La Subestación Desamparados tiene influencia en la zona sur y sureste del área servida por
la CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Desamparados, Aserrí,
Curridabat y del sector sur del Cantón Central de San José, como se indican a continuación:
1. Catedral
Cantón: San José.
2. Hospital
Cantón: San José.
3. San Francisco de Dos Ríos Cantón: San José.
4. San Sebastián
Cantón: San José.
5. Zapote
Cantón: San José.
6. Desamparados, Central
Cantón: Desamparados.
7. San Antonio
Cantón: Desamparados.
274
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
8. Damas
Cantón: Desamparados.
9. Patarrá
Cantón: Desamparados.
10. San Miguel
Cantón: Desamparados.
11. San Juan de Dios
Cantón: Desamparados.
12. San Rafael
Cantón: Desamparados.
13. Curridabat, Central
Cantón: Curridabat.
14. Tirrases
Cantón: Curridabat.
15. Aserrí, Central
Cantón: Aserrí.
16. Río Azul
Cantón: La Unión.
17. San Antonio
Cantón: Escazú.
18. Concepción
Cantón: Alajuelita.
La Subestación Desamparados tiene instalado dos transformadores de potencia, cada uno
con 45/75 MVA, tiene ocho alimentadores y el alimentador Desamparados – Tiribí
alimenta la Subestación Sur. En la figura 6.7 se puede apreciar su área de influencia, la cual
es gran parte del sector sur y central del área servida por la CNFL.
Figura 6.7: Área de influencia de la Subestación Desamparados
275
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Al igual que la Subestación Alajuelita, la Subestación Desamparados es caracterizada por
un alto porcentaje de carga residencial. En la tabla 6.18 se muestran los porcentajes de
participación en cada uno de los distritos por donde recorren los alimentadores de la
Subestación Desamparados, desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general
e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del SIGEL.
Tabla 6.18: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Desamparados
Distrito
Aserri
Aserri
Catedral
Concepción
Curridabat
Curridabat
Damas
Damas
Desamparados
Desamparados
Desamparados
Hospital
Patarrá
Patarrá
Río Azul
Río Azul
San Antonio
San Antonio
San Antonio
San Antonio
San Fco. 2 Ríos
San Fco. 2 Ríos
San Juan de Dios
San Miguel
San Miguel
San Rafael
San Sebastián
Tirrases
Zapote
Zapote
Cantón
Aserri
Aserri
San José
Alajuelita
Curridabat
Curridabat
Desamparados
Desamparados
Desamparados
Desamparados
Desamparados
San José
Desamparados
Desamparados
La Unión
La Unión
Desamparados
Desamparados
Desamparados
Escazú
San José
San José
Desamparados
Desamparados
Desamparados
Desamparados
San José
Curridabat
San José
San José
Circuito
Aserrí
Higuito
Santa Marta
Aserrí
San Antonio
Santa Marta
Patarrá
San Antonio
Aserrí
Calle Fallas
Tiribí
Santa Marta
Higuito
Patarrá
Patarrá
San Antonio
Patarrá
San Antonio
Santa Marta
Aserrí
San Antonio
Santa Marta
Aserrí
Higuito
Patarrá
Aserrí
Calle Fallas
San Antonio
San Antonio
Santa Marta
276
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
96,00
4,00
35,77
9,00
27,00
13,91
85,00
15,00
11,82
66,09
10,72
5,07
29,00
71,00
56,71
31,82
7,18
47,38
13,93
2,00
23,78
42,76
100,00
91,00
9,00
13,00
22,01
29,00
17,00
39,77
99,00
1,00
23,61
3,00
38,00
17,08
94,00
6,00
6,87
34,71
16,00
6,03
4,00
96,00
23,85
73,91
10,74
69,38
8,30
1,00
15,63
33,81
100,00
94,00
6,00
19,00
32,18
20,00
28,00
20,58
100,00
0,00
14,80
53,00
23,00
49,93
100,00
0,00
13,66
30,43
2,27
0,67
7,00
93,00
37,42
62,48
2,24
47,39
33,97
0,00
51,92
25,58
100,00
100,00
0,00
11,00
0,66
37,00
91,00
7,59
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el año
2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior, los
resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.19.
Estos resultados son propios de la carga futura de la Subestación Desamparados sin incluir
el aporte en la Subestación de Sur. Si se añade la proyección futura de la Sub., la carga total
de la Subestación Desamparados se muestra en la tabla 6.20.
Tabla 6.19: Proyección Demanda de Potencia Sub. Desamparados
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
47,50
48,36
49,67
51,00
52,35
53,72
15,70
16,37
17,26
18,18
19,13
20,12
3,36
3,30
3,31
3,31
3,32
3,33
66,56
68,03
70,23
72,49
74,80
77,17
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
55,11
56,53
57,97
59,44
60,93
62,45
64,01
65,59
67,21
68,86
21,15
22,23
23,35
24,53
25,77
27,07
28,45
29,90
31,43
33,05
3,34
3,35
3,35
3,36
3,37
3,37
3,38
3,39
3,40
3,40
79,60
82,10
84,68
87,33
90,07
92,90
95,84
98,87
102,03
105,32
277
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.20: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Desamparados
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
57,02
57,86
59,27
60,70
62,15
63,62
65,11
66,62
68,16
69,73
71,32
72,94
74,59
76,27
77,98
79,73
21,63
22,54
23,66
24,84
26,06
27,33
28,67
30,07
31,54
33,08
34,71
36,44
38,26
40,19
42,25
44,43
4,18
4,12
4,13
4,15
4,16
4,17
4,18
4,19
4,20
4,21
4,22
4,23
4,24
4,25
4,25
4,26
82,83
84,52
87,07
89,68
92,36
95,12
97,95
100,88
103,90
107,02
110,25
113,60
117,08
120,70
124,48
128,42
En la tabla 6.21 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Desamparados. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %, especialmente para el año 2007 donde la demanda real y la proyección son
muy similares, diferencia de 1.07 MW, lo cual provoca un error de 1.23 %.
Tabla 6.21: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Desamparados
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
77
76
86
82,83
84,52
87,07
7,04
10,08
1,23
En la figura 6.8 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Desamparados.
278
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de la Potencia de la
Subestación Desamparados
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
140
Potencia (MW)
120
100
80
60
40
20
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.8: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Desamparados
6.1.5. Subestación Escazú
La Subestación Escazú, ubicada en la ruta a la carretera vieja a Santa Ana, tiene la
particularidad de ser una subestación compartimentada 138/34.5 kV, con dos
transformadores de 30/45 MVA. Tiene influencia en la zona oeste del área servida por la
CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Escazú, Santa Ana y en el distrito
de Pavas del Cantón Central de San José. A continuación se indica los distritos donde está
presenta esta subestación:
1. Pavas
Cantón: San José.
2. Escazú, Central
Cantón: Escazú.
3. San Rafael
Cantón: Escazú.
4. San Antonio
Cantón: Escazú.
5. Santa Ana, Central
Cantón: Santa Ana
6. Pozos
Cantón: Santa Ana.
279
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
7. Uruca Río Oro
Cantón: Santa Ana.
8. Piedades
Cantón: Santa Ana.
9. Salitral
Cantón: Santa Ana.
10. Brasil
Cantón: Santa Ana.
11. Ciudad Colón
Cantón: Mora.
Dentro de sus principales clientes están todo el sector comercial del sector de Multiplaza,
así como la Autopista Próspero Fernández. Se caracteriza por recibir la generación de la
Planta Hidroeléctrica de Brasil, aproximadamente 27 MW. La Subestación Escazú es una
de las de mayor crecimiento en cuanto a potencia del área servida por la CNFL. El
crecimiento se da en los tres sectores de consumo, siendo el de mayor desarrollo el
comercial y posteriormente el residencial que a partir de la década de los 90 tiene un
crecimiento sostenido y en aumento. En la figura 6.9 se muestra su área de influencia.
280
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.9: Área de influencia de la Subestación Escazú
En la tabla 6.22 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Escazú, desagregados en cada uno
de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.23.
281
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.22: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Escazú
Distrito
Cantón
Brasil
Brasil
Pavas
Piedades
Pozos
Salitral
Salitral
San Rafael
San Rafael
San Rafael
Río Oro
Río Oro
Santa Ana
Ciudad Colón
Escazú, Central
San Antonio
Santa Ana
Santa Ana
San José
Santa Ana
Santa Ana
Santa Ana
Santa Ana
Escazú
Escazú
Escazú
Santa Ana
Santa Ana
Santa Ana
Mora
Escazú
Escazú
Circuito
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
Piedades
Guachipelín
Laureles
Piedades
Santa Ana Norte
Piedades
Santa Ana
Laureles
Multiplaza
Guachipelín
Piedades
Santa Ana
Santa Ana
Guachipelín
Jaboncillos
Jaboncillos
30,98
60,26
15,57
99,00
36,69
65,10
34,90
25,03
10,26
9,00
85,77
14,22
100,00
96,41
90,00
46,00
65,10
32,47
6,28
100,00
14,03
66,30
33,70
15,82
41,77
11,00
56,10
43,89
100,00
92,10
95,00
34,00
20,69
79,30
6,16
100,00
6,27
100,00
0,00
50,12
28,17
0,00
86,34
13,65
100,00
100,00
100,00
0,00
Tabla 6.23: Proyección Demanda de Potencia Sub. Escazú
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
24,09
25,07
26,38
27,78
29,26
30,83
32,49
34,26
36,14
38,14
40,27
42,53
44,94
47,51
50,26
53,19
12,41
14,13
15,97
18,08
20,52
23,34
26,61
30,39
34,79
39,91
45,88
52,86
61,02
70,59
81,81
100,00
4,13
4,28
4,43
4,58
4,73
4,89
5,04
5,19
5,33
5,48
5,63
5,78
5,93
6,08
6,23
6,38
40,63
43,47
46,78
50,44
54,52
59,06
64,14
69,84
76,27
83,54
91,79
101,18
111,90
124,18
138,30
159,57
282
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.24 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Escazú. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.24: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Escazú
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
43,0
41,0
41,9
40,63
43,47
46,78
5,83
5,69
10,43
En la figura 6.10 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Escazú.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Escazú
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
180
160
Potencia (MW)
140
120
100
80
60
40
20
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.10: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Escazú
283
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.6. Subestación El Este
La Subestación El Este tiene instalado un transformador de potencia de 30/45 MVA, con
dos alimentadores de 34.5 kV. Actualmente a través de estos alimentadores alimenta la
Subestación Dulce Nombre y la Subestación de Curridabat y su influencia se concentra en
el sector este y sureste del área servida por la CNFL, comprendiendo principalmente los
distritos del Cantón de La Unión de Cartago, los cuales se detallan a continuación:
1. Tres Ríos
Cantón: La Unión.
2. Concepción
Cantón: La Unión.
3. Dulce Nombre
Cantón: La Unión.
4. San Juan
Cantón: La Unión.
5. San Diego
Cantón: La Unión.
6. Curridabat, Central
Cantón: Curridabat
7. Granadilla
Cantón: Curridabat.
8. Sánchez
Cantón: Curridabat.
9. Tirrases
Cantón: Curridabat.
10. San Rafael
Cantón: La Unión.
11. Tirrases
Cantón: La Unión.
12. San Antonio
Cantón: Desamparados.
También en el área de influencia de esta subestación se deben adicionar los distritos que
son alimentados por las subestaciones de Dulce Nombre (San Rafael y Tres Ríos) y de
Curridabat (Curridabat Central, San Antonio y Tirrases). En la figura 6.11 se muestra el
área de influencia de la Subestación del Este. Es importante indicar que la Subestación de
Dulce Nombre está en un proceso de reconversión y se está pasando toda la carga
directamente a la Subestación El Este.
284
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.11: Área de influencia de la Subestación El Este
En la tabla 6.25 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación El Este, desagregados en cada uno
de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.26. Estos resultados son correspondientes
a la carga propia que alimenta la subestación y no incluye las cargas de las subestaciones de
13.8 kV.
285
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.25: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. El Este
Distrito
Concepción
Curridabat
Dulce Nombre
Granadilla
Río Azul
San Diego
San Juan
San Juan
Sanchez
Tres Ríos
Cantón
Circuito
La Unión
Curridabat
La Unión
Curridabat
Curridabat
La Unión
La Unión
La Unión
Curridabat
La Unión
Concepción
San Diego
Concepción
Concepción
San Diego
San Diego
Concepción
San Diego
San Diego
Concepción
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
93,39
17,37
83,04
35,32
11,46
100,00
14,58
85,41
89,47
54,19
96,62
9,35
87,37
31,13
2,22
100,00
7,87
92,12
91,10
69,66
100,00
3,88
65,14
69,14
0,00
100,00
0,20
100,00
88,70
85,65
Tabla 6.26: Proyección Demanda de Potencia Sub. El Este
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
15,41
15,49
16,01
16,53
17,05
17,57
18,09
18,61
19,13
19,66
20,18
20,72
21,26
21,80
22,35
22,90
6,30
6,30
6,78
7,28
7,78
8,29
8,80
9,33
9,85
10,39
10,93
11,47
12,03
12,58
13,15
13,72
3,41
3,52
3,55
3,58
3,61
3,64
3,67
3,73
3,83
3,93
4,03
4,13
4,23
4,33
4,43
4,53
25,12
25,31
26,35
27,39
28,44
29,50
30,56
31,67
32,82
33,98
35,14
36,32
37,51
38,71
39,92
41,15
La proyección de demanda de potencia de las subestaciones de 13,8 kV, que son
alimentadas por la Subestación El Este se muestra en la tabla 6.27. En la sección 6.2
Demanda de Potencia de las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL se presenta en forma
individual la proyección futura de las subestaciones de Curridabat y Dulce Nombre.
286
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.27: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. El Este al sistema de 13,8 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
5,20
5,37
5,56
5,75
5,95
6,16
6,36
6,57
6,79
7,01
7,24
7,47
7,71
7,95
8,20
8,46
1,91
2,08
2,32
2,57
2,81
3,06
3,31
3,56
3,82
4,08
4,34
4,60
4,87
5,14
5,42
5,70
0,77
0,78
0,79
0,79
0,79
0,80
0,80
0,81
0,81
0,82
0,82
0,82
0,83
0,83
0,84
0,84
7,87
8,23
8,67
9,11
9,56
10,01
10,47
10,94
11,42
11,90
12,39
12,89
13,41
13,92
14,45
15,00
Finalmente se obtiene la proyección total de la Sub. El Este y se muestra en la tabla 6.28.
Tabla 6.28: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. El Este
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
20,61
20,85
21,57
22,28
23,00
23,72
24,45
25,18
25,92
26,67
27,42
28,19
28,96
29,75
30,55
31,36
8,20
8,38
9,11
9,85
10,59
11,35
12,11
12,89
13,67
14,46
15,26
16,07
16,89
17,72
18,57
19,42
4,18
4,31
4,34
4,37
4,41
4,44
4,48
4,54
4,64
4,75
4,85
4,96
5,06
5,16
5,27
5,37
33,00
33,54
35,01
36,50
38,00
39,51
41,04
42,61
44,24
45,88
47,54
49,22
50,92
52,64
54,38
56,14
287
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.29 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación El Este. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son muy buenos, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.29: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. El Este
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
26,0
34,0
34,0
33,00
33,54
35,01
21,20
1,38
2,89
En la figura 6.12 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación El Este.
Proyección de la Potencia de la
Subestación El Este
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
60
Potencia (MW)
50
40
30
20
10
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.12: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación El Este
288
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.7. Subestación Heredia
La Subestación Heredia es compartida con la Empresa de Servicios Públicos de Heredia
(ESPH), tiene instalados tres transformadores de potencia, cada uno de 30/45 MVA y para
la alimentación de los clientes de la CNFL se utiliza uno de estos transformadores. La zona
de influencia de esta subestación es principalmente para los distritos del Cantón Central de
Heredia y del Cantón de Flores, como se indica a continuación y su área de influencia se
presenta en la figura 6.13:
1. San Joaquín
Cantón: Flores.
2. Barrantes
Cantón: Flores.
3. Llorente
Cantón: Flores.
4. Ulloa
Cantón: Central de Heredia.
5. San Francisco
Cantón: Central de Heredia.
6. Santa Rosa
Cantón: Santo Domingo.
Figura 6.13: Área de influencia de la Subestación Heredia
289
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.30 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Heredia, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.31.
Tabla 6.30: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Heredia
Distrito
Cantón
Barrantes
Llorente
San Francisco
San Francisco
San Joaquín
Santa Rosa
Ulloa
Flores
Flores
Heredia, Central
Heredia, Central
Flores
Santo Domingo
Heredia, Central
Circuito
Barreal
Barreal
Barreal
Los Lagos
Barreal
Los Lagos
Barreal
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
6,41
67,96
40,16
59,83
91,12
18,00
97,96
19,87
8,81
16,56
83,43
46,98
26,00
56,66
0,00
34,42
18,96
81,03
2,56
40,00
97,48
Tabla 6.31: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Heredia
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
5,93
4,86
4,97
5,09
5,20
5,31
5,43
5,54
5,66
5,78
5,90
6,01
6,13
6,26
6,38
6,50
5,16
5,27
5,58
5,91
6,24
6,60
6,98
7,38
7,80
8,26
8,75
9,28
9,85
10,48
11,17
11,93
7,01
7,21
7,49
7,78
8,07
8,35
8,64
8,94
9,23
9,53
9,83
10,13
10,43
10,74
11,04
11,35
18,10
17,35
18,05
18,77
19,51
20,27
21,05
21,86
22,69
23,56
24,47
25,42
26,42
27,47
28,59
29,78
290
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.32 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación de Heredia. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son muy buenos, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.32: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Heredia
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
18,0
20,0
19,5
18,10
17,35
18,10
0,55
15,27
7,73
En la figura 6.14 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación de Heredia.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Heredia
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
35
Potencia (MW)
30
25
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.14: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Heredia
291
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.8. Subestación La Caja
La Subestación La Caja tiene influencia en la zona central del área de concesión de CNFL,
principalmente en los cantones de Belén y Flores, así como los distritos del sector oeste del
Cantón Central de San José, como se indica a continuación:
1. Pavas
Cantón: San José.
2. La Uruca
Cantón: San José.
3. Ulloa
Cantón: Central de Heredia.
4. San Joaquín
Cantón: Flores.
5. Llorente
Cantón: Flores.
6. Asunción
Cantón: Belén.
7. San Rafael
Cantón: Escazú
El Patio de Interruptores de Electriona es alimentado desde esta subestación, a través del
alimentador Caja – Electriona 1. Además dependiendo de la configuración del sistema,
también se puede alimentar el Patio de Interruptores de Porrosatí, ubicado en San Juan de
Santa Bárbara, tal y como se muestra en la figura 6.15.
Figura 6.15: Área de influencia de la Subestación La Caja
292
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.33 y tabla 6.34 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los
distritos por donde recorren los alimentadores de la Subestación La Caja y del Patio de
Interruptores de Electriona, respectivamente, desagregados en cada uno de los sectores:
residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del SIGEL. Con esta
información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020,
partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y los
resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.31.
Tabla 6.33: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. La Caja
Distrito
Asunción
Ulloa
Asunción
Llorente
San Joaquín
Uruca
Pavas
Cantón
Circuito
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
Belén
Heredia Central
Belén
Flores
Flores
San José
San José
Caja Industrias
Caja Industrias
Calle Rusia
Calle Rusia
Calle Rusia
INA
Pavas
38,38
2,04
42,85
32,03
8,87
48,70
40,12
55,11
43,33
23,06
91,19
53,01
48,47
24,63
12,23
2,51
11,54
65,57
97,46
29,98
27,12
Tabla 6.34: Participación de los sectores en los alimentadores del Patio de Electriona
Distrito
Pozos
San Rafael
San Antonio
San Antonio
Asunción
San Antonio
Cantón
Santa Ana
Escazú
Belén
Belén
Belén
Belén
Circuito
Montana
Montana
Montana
Potrerillos
Scott
Scott
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
12,00
11,79
1,42
52,03
6,63
6,09
7,00
3,89
0,17
53,07
0,17
23,43
0,94
0,00
0,00
35,40
30,14
10,10
En la tabla 6.35 se muestra el cálculo de la demanda, pero únicamente para las cargas
propias alimentadas por la Subestación La Caja y en la tabla 6.36 se muestra la demanda
proyectada únicamente correspondiente al Patio de Interruptores de Electriona.
293
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.35: Proyección Demanda de Potencia Sub. La Caja
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
9,52
9,84
10,39
11,00
11,66
12,38
13,16
14,02
14,97
16,01
17,16
18,43
19,84
21,40
23,13
25,06
16,90
17,50
19,00
20,72
22,68
24,94
27,56
30,62
34,21
38,45
43,49
49,49
56,69
65,35
75,80
88,46
14,01
14,25
14,58
14,91
15,24
15,57
15,89
16,22
16,55
16,88
17,21
17,54
17,87
18,20
18,53
18,86
40,43
41,58
43,98
46,62
49,57
52,88
56,61
60,86
65,73
71,34
77,86
85,46
94,40
104,94
117,46
132,37
Tabla 6.36: Proyección Demanda de Patio de Electriona
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1,72
1,64
1,71
1,78
1,85
1,92
1,99
2,07
2,14
2,22
2,30
2,38
2,46
2,54
2,63
2,71
2,23
2,31
2,40
2,50
2,59
2,69
2,79
2,89
2,99
3,09
3,20
3,31
3,42
3,54
3,66
3,78
13,30
11,87
11,88
11,88
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
11,89
17,25
15,82
15,99
16,16
16,33
16,50
16,67
16,84
17,02
17,20
17,39
17,58
17,77
17,97
18,17
18,38
294
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Finalmente se obtiene la proyección futura de la Subestación La Caja y se presenta en la
tabla 6.37.
Tabla 6.37: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. La Caja
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
11,24
11,48
12,10
12,78
13,51
14,30
15,15
16,09
17,11
18,23
19,46
20,81
22,30
23,94
25,76
27,77
19,13
19,81
21,41
23,21
25,27
27,63
30,34
33,50
37,20
41,54
46,69
52,80
60,11
68,88
79,46
92,24
27,31
26,12
26,46
26,79
27,12
27,45
27,78
28,11
28,44
28,77
29,10
29,43
29,76
30,09
30,42
30,75
57,68
57,41
59,97
62,78
65,90
69,37
73,28
77,71
82,75
88,55
95,24
103,04
112,17
122,91
135,63
150,76
En la tabla 6.38 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación La Caja. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son muy pequeños, están dentro de un
rango menor al 10 %.
Tabla 6.38: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. La Caja
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
53,0
60,0
59,3
57,68
57,41
59,97
8,11
4,52
1,11
En la figura 6.16 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación La Caja.
295
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de la Potencia de la
Subestación La Caja
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
160
Potencia (MW)
140
120
100
80
60
40
20
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.16: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación La Caja
6.1.9. Subestación Lindora
La Subestación Lindora tiene su área de acción en el sector oeste del área de concesión de
la CNFL, tiene influencia en los cantones de Santa Ana, Mora y en los distritos del Cantón
Central de Alajuela, como se indica a continuación:
1. Guácima
Cantón: Central de Alajuela.
2. San Rafael
Cantón: Central de Alajuela.
3. Ciudad Colón
Cantón: Mora.
4. Pozos
Cantón: Santa Ana.
5. Brasil
Cantón: Santa Ana.
Esta subestación se caracteriza por alimentar una zona que en los últimos años se ha
convertido en una zona de concentración de industrias, ubicadas en Pozos de Santa Ana
donde existen clientes con altos consumos y de complejos de oficinas, principalmente en el
296
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
sector de la Radial Santa Ana – Belén y por otro lado tiene un componente residencial muy
amplio porque alimenta toda la zona de San Rafael de Alajuela y la Guácima, tal y como se
aprecia en la figura 6.17 donde se muestra su área de influencia.
Figura 6.17: Área de influencia de la Subestación Lindora
En la tabla 6.39 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Lindora, desagregados en cada uno
de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.40.
Es importante indicar que esta subestación se enlaza con el Patio de Interruptores de Brasil,
a través del alimentador Lindora – Brasil, donde también sale el circuito Brasil – Reforma,
pero este patio a diferencia de los anteriores, es alimentado directamente de la generación
297
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
de la Planta Hidroeléctrica de Brasil, por lo tanto solo en condiciones de emergencia es
abastecido a través de la Subestación de Lindora, con lo cual no se va a considerar dentro
de la proyección el aporte de dicho patio a la subestación.
Tabla 6.39: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Lindora
Distrito
Cantón
Circuito
Brasil
Santa Ana
Brasil
Ciudad Colón
Guácima
Pozos
Pozos
San Rafael
San Rafael
Mora
Alajuela, Central
Santa Ana
Santa Ana
Alajuela, Central
Alajuela, Central
Guácima
Guácima
Brasil
Hondura y Radial
Guácima
Ojo de Agua
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
8,75
2,42
0,00
3,59
100,00
22,38
28,92
45,00
36,00
7,90
100,00
10,30
68,65
22,00
49,00
0,00
100,00
0,00
92,78
60,00
36,00
Tabla 6.40: Proyección Demanda de Potencia Sub. Lindora
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
6,22
6,45
6,92
7,43
7,98
8,58
9,22
9,93
10,71
11,55
12,48
13,51
14,64
15,89
17,27
18,80
6,59
7,89
9,29
10,99
13,08
15,65
18,81
22,71
27,52
33,45
40,78
49,84
61,04
74,90
92,04
113,25
13,35
14,13
14,94
15,76
16,57
17,38
18,19
19,01
19,82
20,63
21,44
22,26
23,07
23,88
24,69
25,51
26,16
28,47
31,15
34,17
37,63
41,61
46,23
51,65
58,04
65,63
74,71
85,60
98,75
114,66
134,00
157,56
298
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.41 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Lindora. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.41: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Lindora
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
29,0
29,0
29,6
26,16
28,47
31,15
10,86
1,85
4,97
En la figura 6.18 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Lindora.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Lindora
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
180
160
Potencia (MW)
140
120
100
80
60
40
20
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.18: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Lindora
299
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.10. Subestación San Miguel
El área de influencia de la Subestación San Miguel comprende la zona noreste del área
servida por la CNFL, ya que alimenta los siguientes distritos de los cantones de Vásquez de
Coronado, Moravia, Tibás y Santo Domingo de Heredia:
1. San Isidro
Cantón: Vásquez de Coronado.
2. Jesús
Cantón: Vásquez de Coronado.
3. San Rafael
Cantón: Vásquez de Coronado.
4. Patalillo
Cantón: Vásquez de Coronado.
5. San Vicente
Cantón: Moravia.
6. San Jerónimo
Cantón: Moravia.
7. Trinidad
Cantón: Moravia.
8. San Juan
Cantón: Tibás.
9. Anselmo Llorente
Cantón: Tibás.
10. Santo Domingo, Central
Cantón: Santo Domingo.
11. Pará (San Luis)
Cantón: Santo Domingo.
12. Paracito
Cantón: Santo Domingo.
13. Tures (Los Angeles)
Cantón: Santo Domingo.
14. San Vicente
Cantón: Santo Domingo.
15. Santo Tomás
Cantón: Santo Domingo.
16. Santa Rosa
Cantón: Santo Domingo.
17. San Miguel.
Cantón: Santo Domingo.
La Subestación San Miguel posee tres alimentadores, siendo uno de ellos muy extenso, San
Miguel – Llorente y se caracteriza por ser básicamente residencial y se espera que lo siga
siendo con un crecimiento constante de este sector debido a que alimenta zonas periféricas
de la capital caracterizadas por crecimiento residencial. En la figura 6.19 se puede apreciar
su área de influencia.
300
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.19: Área de influencia de la Subestación San Miguel
En la tabla 6.42 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación San Miguel, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.43.
301
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.42: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. San Miguel
Distrito
Cantón
Anselmo Llorente
Cinco Esquinas
Jesús
Pará (San Luis)
Paracito
Patalillo
San Isidro
San Jerónimo
San Josecito
San Juan
San Miguel
San Miguel
San Miguel
San Rafael
San Vicente
San Vicente
Santa Rosa
Santo Domingo
Santo Tomás
Trinidad
Tures (Los Ángeles)
Tibás
Tibás
Coronado
Santo Domingo
Santo Domingo
Coronado
Coronado
Moravia
San Isidro
Tibás
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Coronado
Moravia
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Moravia
Santo Domingo
Circuito
Llorente
Santo Tomás
Llorente
San Luis
San Luis
Llorente
Llorente
San Luis
San Luis
Llorente
Llorente
San Luis
Santo Tomás
Llorente
Llorente
Santo Tomás
Santo Tomás
Santo Tomás
Santo Tomás
Llorente
Santo Tomás
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
23,00
15,20
100,00
100,00
63,27
64,46
84,00
70,42
100,00
29,24
10,93
64,29
24,77
100,00
42,96
100,00
40,50
100,00
100,00
16,40
100,00
77,00
5,44
100,00
100,00
51,33
74,54
68,48
85,94
100,00
11,99
40,86
41,09
18,04
100,00
40,25
100,00
17,26
100,00
100,00
11,56
100,00
53,00
0,17
100,00
100,00
0,00
99,29
14,56
89,30
100,00
11,62
81,68
18,31
0,00
100,00
33,00
100,00
4,04
100,00
100,00
0,00
100,00
Tabla 6.43: Proyección Demanda de Potencia Sub. San Miguel
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Residencial
MW
20,79
22,35
23,75
25,16
26,58
28,03
29,49
30,97
32,47
33,99
35,53
37,08
38,66
40,25
41,87
43,50
General
MW
6,06
6,49
6,93
7,39
7,86
8,35
8,85
9,38
9,93
10,50
11,10
11,73
12,39
13,09
13,82
14,60
302
Industrial
MW
1,38
1,84
1,89
1,95
2,01
2,07
2,13
2,20
2,27
2,34
2,42
2,50
2,59
2,68
2,77
2,87
TOTAL
MW
28,23
30,68
32,57
34,49
36,45
38,44
40,48
42,55
44,67
46,84
49,05
51,31
53,64
56,02
58,47
60,97
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.44 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación San Miguel. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.44: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. San Miguel
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
28,0
33,0
32,6
28,23
30,68
32,57
0,81
7,57
0,10
En la figura 6.20 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación San Miguel.
Proyección de la Potencia de la
Subestación San Miguel
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
70
Potencia (MW)
60
50
40
30
20
10
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.20: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación San Miguel
303
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.11. Subestación Anonos, 34.5 kV
La Subestación de Anonos a nivel de media tensión tiene dos niveles de voltajes para la
distribución: 34.5 kV y 13.8 kV. El área de 34.5 kV es alimentada a través de la red de
transporte de 138 kV y tiene tres alimentadores, dos para atender las necesidades del
sistema de distribución y uno para alimentar la subestación de 13.8 kV. Los dos
alimentadores de 34.5 kV: Anonos - Ayala y Anonos - Cima tienen influencia en los
siguientes distritos:
1. Pavas
Cantón: San José.
2. La Uruca
Cantón: San José.
3. San Rafael
Cantón: Escazú.
Los alimentadores del sector de 34.5 kV se enlazan con los circuitos de la Subestación de
Escazú y alimentan parte de la carga de la Autopista Próspero Fernández y su área de
influencia se puede apreciar en la figura 6.21.
Figura 6.21: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV
304
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.45 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV,
desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo
a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura
de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector
del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.46.
Tabla 6.45: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 34,5 kV
Distrito
Pavas
San Rafael
Uruca
Cantón
San José
Escazú
San José
Circuito
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
20,77
2,00
0,00
31,44
13,00
0,56
9,06
14,00
0,00
Ayala
Cima
Ayala
Tabla 6.46: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34,5 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
4,75
4,82
4,96
5,10
5,25
5,39
5,54
5,70
5,85
6,01
6,18
6,34
6,52
6,69
6,87
7,06
5,27
5,39
5,78
6,21
6,68
7,20
7,76
8,38
9,06
9,82
10,65
11,57
12,60
13,73
15,00
16,42
2,28
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
2,27
12,30
12,48
13,01
13,58
14,20
14,86
15,57
16,34
17,18
18,10
19,09
20,18
21,38
22,70
24,15
25,75
305
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
A la proyección anterior se le debe agregar la proyección de la Subestación de Anonos,
sector de 13.8 kV, porque esta es alimentada directamente de la subestación de 34.5 kV,
con lo cual en la tabla 6.47 se presenta la demanda total de potencia proyectada para el
sector de 34.5 kV.
Para observar las proyecciones particulares de la Subestación de Anonos, sector de 13.8
kV, refiérase a la sección 6.2.1 Subestación Anonos, 13.8 kV.
Tabla 6.47: Proyección Demanda de Potencia Total Sub. Anonos, 34,5 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
9,43
9,54
9,78
10,03
10,29
10,55
10,82
11,09
11,38
11,67
11,97
12,27
12,59
12,92
13,26
13,61
14,92
15,11
16,00
16,96
18,01
19,14
20,38
21,74
23,22
24,85
26,65
28,62
30,81
33,23
35,91
38,90
5,59
5,58
5,58
5,58
5,58
5,59
5,59
5,59
5,59
5,59
5,60
5,60
5,60
5,60
5,61
5,61
29,94
30,23
31,36
32,57
33,88
35,28
36,79
38,42
40,19
42,12
44,21
46,50
49,00
51,75
54,78
58,12
En la tabla 6.48 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Anonos. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 % y se ha venido mejorando en la proyección.
306
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.48: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34.5 kV
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
33,0
33,0
33,8
29,94
30,23
31,36
10,21
9,17
7,78
En la figura 6.22 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Anonos, 34.5 kV.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Anonos, 34.5 kV
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
70
Potencia (MW)
60
50
40
30
20
10
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.22: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 34.5 kV
307
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.1.12. Subestación Sabanilla, 34.5 kV
La Subestación de Sabanilla a nivel de media tensión tiene dos niveles de voltajes para la
distribución: 34.5 kV y 13.8 kV. El área de 34.5 kV es alimentada a través de la red de
transporte de 138 kV y a diferencia de la Subestación de Anonos, el área de 34.5 kV no
suple de energía a la barra de 13.8 kV, porque esta también se alimenta de la red de
transmisión de 138 kV. Tiene tres alimentadores que suministran energía a los siguientes
distritos:
1. San Pedro
Cantón: Montes de Oca.
2. Sabanilla
Cantón: Montes de Oca.
3. Mercedes
Cantón: Montes de Oca.
4. San Rafael
Cantón: Montes de Oca.
5. Guadalupe
Cantón: Goicoechea.
6. Purral
Cantón: Goicoechea.
7. Rancho Redondo
Cantón: Goicoechea.
8. Ipis
Cantón: Goicoechea.
9. Mata Plátano
Cantón: Goicoechea.
10. Curridabat, Central
Cantón: Curridabat.
11. Granadilla
Cantón: Curridabat.
12. Sánchez
Cantón: Curridabat.
13. Concepción
Cantón: La Unión.
14. Dulce Nombre
Cantón: La Unión.
15. San Ramón
Cantón: La Unión.
16. Llano Grande
Cantón: Central de Cartago.
Esta subestación alimenta una gran área ubicada en el centro, norte y este del área servida
por la CNFL, se caracteriza por su alta demanda de energía residencial y su área de
influencia se observa en la figura 6.23.
308
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.23: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV
En la tabla 6.49 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV,
desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo
a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura
de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector
del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.50.
309
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.49: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Sabanilla 34,5 kV
Distrito
Cantón
Llano Grande
Curridabat
Granadilla
Sánchez
Guadalupe
Ipis
Mata Plátano
Rancho Redondo
Concepción
Dulce Nombre
San Ramón
Mercedes
Sabanilla
Sabanilla
San Pedro
San Pedro
San Rafael
San Rafael
Cartago, Central
Curridabat
Curridabat
Curridabat
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
La Unión
La Unión
La Unión
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Circuito
Purral
San Marino
San Marino
San Marino
Purral
Purral
San Rafael
Purral
San Rafael
San Rafael
San Rafael
San Rafael
San Marino
San Rafael
San Marino
San Rafael
San Marino
San Rafael
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
100,00
15,00
46,33
10,52
7,58
81,40
57,39
100,00
6,71
16,95
100,00
13,12
42,18
18,21
25,01
9,43
26,42
73,57
100,00
11,00
62,87
8,89
1,54
75,88
59,91
100,00
3,37
12,62
100,00
1,00
24,71
17,54
4,60
0,31
21,00
79,03
100,00
19,00
9,32
11,29
0,00
47,16
59,74
100,00
0,00
34,85
100,00
0,00
3,80
0,00
26,50
0,65
0,00
100,00
Tabla 6.50: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34,5 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
21,38
21,68
22,01
22,34
22,66
22,98
23,30
23,62
23,94
24,25
24,56
24,87
25,18
25,48
25,79
26,09
7,59
7,65
7,93
8,21
8,49
8,77
9,06
9,34
9,63
9,93
10,22
10,52
10,82
11,12
11,42
11,73
1,36
1,40
1,40
1,40
1,40
1,40
1,39
1,40
1,41
1,41
1,42
1,43
1,44
1,44
1,45
1,46
30,33
30,73
31,34
31,94
32,55
33,15
33,75
34,36
34,98
35,59
36,20
36,82
37,43
38,05
38,66
39,28
310
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.51 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV. Se puede notar
que los porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un
rango menor al 10 %.
Tabla 6.51: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34.5 kV
AÑO
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
31,0
35,0
33,6
30,33
30,73
31,34
2,21
13,88
7,22
En la figura 6.24 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Sabanilla, 34.5 kV
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
50
Potencia (MW)
40
30
20
10
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.24: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sabanilla, 34.5
kV
311
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.2.
Demanda de potencia para las Subestaciones de 13.8 kV de la
CNFL
A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada una de las subestaciones de
13.8 kV que tiene la CNFL en su sistema de distribución, determinado por el procedimiento
expuesto en la metodología y en los párrafos iniciales de este capítulo.
6.2.1
Subestación Anonos, 13.8 kV
La Subestación de Anonos a nivel de 13.8 kV, tiene tres alimentadores los cuales se
abastecen de una subestación 34.5/13.8 kV, con una potencia instalada de 20/30 MVA y
recorren principalmente el sector oeste de la ciudad de San José, en los siguientes distritos:
1. Merced
Cantón: San José.
2. Hospital
Cantón: San José.
3. Mata Redonda
Cantón: San José.
4. Pavas
Cantón: San José.
5. San Rafael
Cantón: Escazú.
Es una subestación que se caracteriza por tener una carga mayoritariamente comercial,
pero tiene la particularidad de alimentar gran parte de la zona industrial de Pavas. El área
de influencia se muestra en la figura 6.25.
312
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.25: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV
En la tabla 6.52 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV,
desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo
a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura
de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector
del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.53.
313
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.52: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 13.8 kV
Distrito
Hospital
Mata Redonda
Mata Redonda
Merced
Pavas
Pavas
San Rafael
Cantón
Circuito
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
San José
San José
San José
San José
San José
San José
Escazú
Sabana
Sabana
Industrial
Sabana
Industrial
Escazú
Escazú
11,85
28,53
7,34
2,7
12,37
9,15
10,12
18,19
20,76
7,68
12,7
27,32
4,31
6,59
1,76
16,62
0,00
7,14
51,44
6,2
0,00
Tabla 6.53: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
4,68
4,71
4,82
4,93
5,04
5,16
5,27
5,40
5,52
5,66
5,79
5,93
6,08
6,23
6,39
6,55
9,65
9,72
10,22
10,75
11,33
11,95
12,63
13,36
14,16
15,04
16,00
17,05
18,21
19,49
20,91
22,48
3,31
3,31
3,31
3,31
3,31
3,32
3,32
3,32
3,32
3,32
3,33
3,33
3,33
3,33
3,34
3,34
17,64
17,74
18,35
18,99
19,68
20,42
21,22
22,08
23,01
24,02
25,12
26,31
27,62
29,06
30,63
32,36
En la tabla 6.54 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Anonos, 13.8 kV. Se puede notar que
los porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %.
314
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.54: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
19,5
17,0
16,8
17,64
17,74
18,35
10,54
4,20
8,43
En la figura 6.26 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Anonos, 13.8 kV.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Anonos, 13,8 kV
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
35
Potencia (MW)
30
25
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.26: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 13.8 kV
315
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.2.2
Subestación Barva
La Subestación de Barva es una subestación de tipo rural, la cual tiene instalado un
transformador de potencia de 7,5 MVA y posee un único alimentador Barva – Cipresal,
alimenta la zona norte de Heredia hasta llegar a las faldas del Volcán Barva y recorre los
siguientes distritos:
1. Barva, Central
Cantón: Barva.
2. San Pedro
Cantón: Barva.
3. San José de la Montaña
Cantón: Barva.
4. San Pedro
Cantón: Santa Bárbara.
5. Santo Domingo El Roble
Cantón: Santa Bárbara.
Esta subestación es alimentada desde el Patio de Interruptores de Porrosatí, a través del
alimentador Porrosatí – Santa Bárbara. El área de influencia se muestra en la figura 6.27.
Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Barva
316
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.55 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Barva, desagregados en cada uno
de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.56.
Tabla 6.55: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Barva
Distrito
Cantón
Barva, Central
San Pedro
San José de la Montaña
San Pedro
Santo Domingo El Roble
Barva
Barva
Barva
Santa Bárbara
Santa Bárbara
Sector
Circuito Residencial
Cipresal
Cipresal
Cipresal
Cipresal
Cipresal
48,52
100,00
100,00
5,50
4,30
Sector
General
Sector
Industrial
66,3
100,00
100,00
3,70
0,00
56,35
100,00
100,00
5,20
0,00
Tabla 6.56: Proyección Demanda de Potencia Sub. Barva
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2,69
2,77
2,85
2,94
3,02
3,11
3,19
3,28
3,36
3,45
3,53
3,61
3,70
3,78
3,86
3,95
0,56
0,59
0,63
0,67
0,71
0,75
0,80
0,85
0,91
0,97
1,03
1,10
1,18
1,26
1,35
1,45
0,28
0,28
0,29
0,29
0,29
0,29
0,29
0,29
0,29
0,29
0,29
0,30
0,30
0,30
0,30
0,30
3,54
3,64
3,77
3,89
4,02
4,15
4,29
4,42
4,56
4,71
4,86
5,01
5,17
5,34
5,52
5,70
317
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.57 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Barva. Se puede notar que los
porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango
menor al 10 %.
Tabla 6.57: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Barva
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
4,0
4,0
3,5
3,54
3,64
3,77
13,00
9,78
7,11
En la figura 6.28 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Barva.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Barva
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
6
Potencia (MW)
5
4
3
2
1
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.28: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Barva
318
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.2.3. Subestación Curridabat
Esta subestación está localizada en el centro del cantón de Curridabat, tiene instalado un
transformador de potencia de 8,4/10,5 MVA y posee un único alimentador denominado
igual a la subestación y recorre los siguientes distritos:
1. Curridabat, Central
Cantón: Curridabat.
2. Tirrases
Cantón: Curridabat.
3. San Antonio
Cantón: Desamparados.
Esta subestación es alimentada desde la Subestación El Este por medio del alimentador
Este – San Diego y su área de influencia se presenta en la figura 6.29.
Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Curridabat
319
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.58 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Curridabat, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.59.
Tabla 6.58: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Curridabat
Distrito
Cantón
Curridabat, Central
Tirrases
San Antonio
Curridabat
Curridabat
Desamparados
Circuito
Curridabat
Curridabat
Curridabat
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
19,00
71,00
37,00
11,00
80,00
27,00
4,00
63,00
12,00
Tabla 6.59: Proyección Demanda de Potencia Sub. Curridabat
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
3,53
3,67
3,80
3,94
4,08
4,22
4,37
4,53
4,68
4,85
5,02
5,19
5,37
5,56
5,75
5,95
1,04
1,21
1,36
1,51
1,66
1,82
1,98
2,14
2,31
2,47
2,64
2,82
2,99
3,18
3,36
3,55
0,39
0,38
0,39
0,39
0,40
0,40
0,40
0,41
0,41
0,42
0,42
0,42
0,43
0,43
0,44
0,44
4,95
5,26
5,55
5,84
6,14
6,44
6,76
7,08
7,40
7,74
8,08
8,43
8,79
9,16
9,55
9,94
320
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.60 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Curridabat. Se puede notar que el
porcentaje de error del año 2007 es aceptable, está dentro de un rango menor al 10 %.
Tabla 6.60: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Curridabat
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
5,6
6,0
6,0
4,95
5,26
5,55
13,13
14,11
8,20
En la figura 6.30 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Curridabat.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Curridabat
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
12
Potencia (MW)
10
8
6
4
2
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.30: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Curridabat
321
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.2.4. Subestación Guadalupe
La Subestación Guadalupe tiene instalado tres transformadores de potencia, cada uno de
10/14 MVA y salen cuatro alimentadores. Su área de influencia se muestra en la figura
6.31 y alimenta los siguientes distritos:
1. Catedral
Cantón: San José.
2. Carmen
Cantón: San José.
3. Guadalupe
Cantón: Goicoechea.
4. Calle Blancos
Cantón: Goicoechea.
5. San Francisco
Cantón: Goicoechea.
6. San Pedro
Cantón: Montes de Oca.
7. Mercedes
Cantón: Montes de Oca.
8. San Juan
Cantón: Tibás.
9. Anselmo Llorente
Cantón: Tibás.
10. Cinco Esquinas
Cantón: Tibás.
Figura 6.31: Área de influencia de la Subestación Guadalupe
322
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.61 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Guadalupe, desagregados en cada
uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.62.
Tabla 6.61: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Guadalupe
Distrito
Anselmo Llorente
Calle Blancos
Calle Blancos
Carmen
Catedral
Cinco Esquinas
Guadalupe
Guadalupe
Mercedes
San Francisco
San Francisco
San Juan
San Pedro
San Vicente
Cantón
Tibás
Goicoechea
Goicoechea
San José
San José
Tibás
Goicoechea
Goicoechea
Montes de Oca
Goicoechea
Goicoechea
Tibás
Montes de Oca
Moravia
Circuito
San Vicente
San José
San Vicente
Santa Teresita
Central
San Vicente
Central
Santa Teresita
Santa Teresita
Central
San José
San Vicente
Central
San Vicente
323
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
50,53
18,00
3,50
75,00
8,07
3,62
30,00
3,96
29,05
31,14
39,92
1,94
3,43
34,37
15,00
12,27
6,36
28,00
21,67
3,69
41,00
6,57
15,94
3,13
63,88
2,04
2,25
28,00
46,00
0,03
0,01
11,00
12,26
67,05
22,00
0,62
3,59
0,00
14,00
0,01
3,96
11,35
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.62: Proyección Demanda de Potencia Sub. Guadalupe
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Residencial
MW
6,71
6,65
6,73
6,81
6,89
6,97
7,04
7,12
7,20
7,27
7,35
7,43
7,50
7,58
7,65
7,73
General
MW
4,94
5,20
5,43
5,67
5,91
6,15
6,41
6,66
6,92
7,19
7,47
7,75
8,04
8,33
8,64
8,95
Industrial
MW
3,62
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
3,60
Total
MW
15,27
15,45
15,76
16,07
16,39
16,72
17,04
17,38
17,72
18,06
18,41
18,77
19,13
19,51
19,89
20,28
En la tabla 6.63 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Guadalupe. Se puede notar que para
esta subestación se obtienen porcentajes superiores al 10 %.
Tabla 6.63: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Guadalupe
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
13,0
13,0
12,2
15,27
15,45
15,76
14,86
15,84
22,58
En la figura 6.32 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Guadalupe.
324
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de la Potencia de la
Subestación Guadalupe
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
25
Potencia (MW)
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.32: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Guadalupe
6.2.5.
Subestación Primer Amor
La Subestación Primer Amor tiene instalado un transformador de potencia de 7,5/9,3 MVA
y un único alimentador denominado Primer Amor – Valencia y alimenta parte de la zona
central de San José y de La Valencia de Heredia, porque el circuito recorre los siguientes
distritos:
1. La Uruca
Cantón: San José.
2. Santa Rosa
Cantón: San Domingo.
Uno de sus principales clientes es el Hospital México y en el momento en que se pueda
convertir las cargas de este centro hospitalario a 34.5 kV, la subestación tendrá como
objetivo respaldar a las subestaciones de Anonos, 13.8 kV y Uruca. Su área de influencia se
muestra en la figura 6.33.
325
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Figura 6.33: Área de influencia de la Subestación Primer Amor
En la tabla 6.64 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Primer Amor, desagregados en
cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso
del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia
hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo
anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.65.
326
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.64: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Primer Amor
Distrito
Cantón
La Uruca
Santa Rosa
Circuito
San José
Santo Domingo
Sector
Residencial
Sector
General
Sector
Industrial
4,24
26,19
4,21
44,2
1,58
56
Valencia
Valencia
Tabla 6.65: Proyección Demanda de Potencia Sub. Primer Amor
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
0,49
0,50
0,52
0,54
0,56
0,57
0,59
0,61
0,63
0,65
0,67
0,69
0,70
0,72
0,74
0,76
3,12
3,15
3,27
3,39
3,51
3,64
3,78
3,92
4,06
4,21
4,37
4,53
4,70
4,87
5,06
5,24
0,96
1,03
1,09
1,16
1,22
1,29
1,36
1,43
1,51
1,59
1,67
1,75
1,84
1,93
2,02
2,12
4,57
4,69
4,88
5,08
5,29
5,51
5,73
5,96
6,20
6,45
6,71
6,97
7,24
7,53
7,82
8,12
En la tabla 6.66 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Primer Amor. Se puede notar que el
porcentaje de error del año 2007 es aceptable, está dentro de un rango menor al 10 %.
Tabla 6.66: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Primer Amor
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
6,5
6,5
5,0
4,57
4,69
4,88
42,23
38,59
2,38
327
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la figura 6.34 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Primer Amor.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Primer Amor
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
10
Potencia (MW)
8
6
4
2
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.34: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Primer Amor
6.2.6. Subestación Sabanilla, 13.8 kV
La Subestación de Sabanilla a nivel de 13.8 kV está alimentada a la red de transmisión de
138 kV, por medio de dos transformadores de potencia, cada uno con una potencia de 20/30
MVA. Tiene tres alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:
1. San Pedro
Cantón: Montes de Oca.
2. Sabanilla
Cantón: Montes de Oca.
3. Mercedes
Cantón: Montes de Oca.
4. Guadalupe
Cantón: Goicoechea.
5. Ipís
Cantón: Goicoechea.
6. Mata Plátano
Cantón: Goicoechea.
328
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
7. San Vicente
Cantón: Moravia.
8. San Jerónimo
Cantón: Moravia.
9. Trinidad
Cantón: Moravia.
10. Zapote
Cantón: Central, San José.
11. San Isidro
Cantón: Vásquez de Coronado.
12. Patalillo
Cantón: Vásquez de Coronado.
13. Paracito
Cantón: Santo Domingo.
Esta subestación alimenta una gran área ubicada en el centro, norte y este del área servida
por la CNFL, se caracteriza por su alta demanda de energía residencial y su área de
influencia se observa en la figura 6.35.
Figura 6.35: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV
329
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.67 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV,
desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo
a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura
de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector
del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.68.
Tabla 6.67: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sabanilla, 13,8 kV
Distrito
Patalillo
Patalillo
San Isidro
Guadalupe
Guadalupe
Ipís
Mata Plátano
Mercedes
Mercedes
Sabanilla
San Pedro
San Pedro
San Pedro
San Jerónimo
San Vicente
San Vicente
Trinidad
Trinidad
Zapote
Paracito
Cantón
Coronado
Coronado
Coronado
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
Goicoechea
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Montes de Oca
Moravia
Moravia
Moravia
Moravia
Moravia
San José
Santo Domingo
Circuito
Ipis
Miraflores
Ipis
Ipis
Miraflores
Ipis
Ipis
Lourdes
Betania
Ipis
Ipis
Lourdes
Betania
Miraflores
Ipis
Miraflores
Ipis
Miraflores
Lourdes
Miraflores
330
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
27,68
7,87
15,00
4,66
19,00
18,59
42,60
14,00
30,00
40,00
4,58
33,72
5,13
29,57
4,00
12,40
6,00
77,80
20,00
36,73
21,92
3,54
31,51
4,26
14,00
24,12
40,08
3,00
43,00
58,00
1,52
15,14
8,21
14,00
1,00
23,22
1,00
87,20
39,00
48,77
0,71
0,00
85,44
5,02
29,00
52,83
40,25
0,27
48,26
96,00
0,95
29,83
9,79
10,70
0,00
55,00
1,00
99,00
0,00
100,00
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Tabla 6.68: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla 13,8 kV
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
14,42
14,69
15,09
15,50
15,91
16,32
16,73
17,14
17,56
17,97
18,38
18,80
19,21
19,61
20,02
20,42
7,47
7,63
7,94
8,25
8,56
8,88
9,20
9,53
9,87
10,20
10,55
10,90
11,25
11,62
11,98
12,36
1,20
1,06
1,09
1,13
1,16
1,20
1,23
1,27
1,30
1,33
1,37
1,40
1,44
1,47
1,51
1,54
23,09
23,38
24,13
24,88
25,63
26,40
27,17
27,94
28,72
29,51
30,30
31,10
31,90
32,70
33,51
34,32
En la tabla 6.69 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Sabanilla, 13.8 kV. Se puede notar
que los porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son aceptables, están dentro de un
rango menor al 10 %.
Tabla 6.69: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 13.8 kV
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
25,0
26,0
26,4
23,09
23,38
24,13
8,25
11,19
9,43
En la figura 6.36 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sabanilla, 13.8 kV.
331
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Proyección de la Potencia de la
Subestación Sabanilla, 13,8 kV
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
40
Potencia (MW)
35
30
25
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Sub. Sabanilla, 13.8 kV
6.2.7. Subestación Sur
La Subestación Sur, ubicada en la localidad de Paso Ancho, en las cercanías del Parque de
la Paz, es alimentada por el circuito Desamparados – Tiribí y tiene instalado dos
transformadores de potencia, uno con una potencia de 10/14 MVA y el otro con 15/20
MVA. Tiene cuatro alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:
1. Hatillo
Cantón: San José.
2. Catedral
Cantón: San José.
3. Hospital
Cantón: San José.
4. Zapote
Cantón: San José.
5. San Francisco de Dos Ríos Cantón: San José.
6. San Sebastián
Cantón: San José.
7. Alajuelita, Central
Cantón: Alajuelita.
332
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
8. San Josecito
Cantón: Alajuelita.
9. Desamparados, Central
Cantón: Desamparados.
10. San Antonio
Cantón: Desamparados.
La Subestación Sur alimenta la zona central y sur del área servida por la CNFL. Esta
subestación posee carga residencial mayoritariamente pero se espera que el sector general
sea el principal en el mediano plazo. El área de influencia se muestra en la figura 6.37.
Figura 6.37: Área de influencia de la Subestación Sur
333
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.70 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sur, sector de 13.8 kV,
desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo
a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura
de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector
del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.71.
Tabla 6.70: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sur
Sector
Sector
Sector
Distrito
Cantón
Circuito
Residencial
General
Industrial
Alajuelita, Central
San Josecito
Desamparados
San Antonio
Catedral
Hatillo
Hospital
San Fco. 2 Ríos
San Sebastián
Zapote
Alajuelita
Alajuelita
Desamparados
Desamparados
San José
San José
San José
San José
San José
San José
San Josecito
San Josecito
Desamparados
Desamparados
San Cayetano
San Josecito
San Cayetano
Zapote
San Cayetano
Zapote
26,00
36,00
11,36
31,50
45,19
6,14
21,89
33,45
25,85
21,41
36,00
14,00
42,44
11,56
5,31
33,84
7,45
50,55
36,50
7,18
31,00
47,00
53,62
16,38
23,35
53,79
1,75
22,49
8,62
1,18
Tabla 6.71: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sur
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Residencial
MW
9,51
9,50
9,60
9,70
9,80
9,90
10,00
10,09
10,19
10,29
10,38
10,48
10,58
10,67
10,77
10,87
General
MW
5,93
6,17
6,41
6,66
6,93
7,21
7,52
7,84
8,18
8,55
8,94
9,36
9,81
10,30
10,82
11,38
334
Industrial
MW
0,82
0,83
0,83
0,83
0,83
0,84
0,84
0,84
0,84
0,85
0,85
0,85
0,85
0,86
0,86
0,86
Total
MW
16,27
16,49
16,84
17,19
17,56
17,95
18,35
18,77
19,22
19,68
20,18
20,70
21,25
21,83
22,45
23,11
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.72 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Sur. Se puede notar que el porcentaje
de error del año 2005 es aceptable, están dentro de un rango menor al 10 %.
Tabla 6.72: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sur
AÑO
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
15,5
14,0
13,5
16,27
16,49
16,84
4,72
15,12
19,81
En la figura 6.38 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sur.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Sur
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
25
Potencia (MW)
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sur
335
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
6.2.8. Subestación Uruca
La Subestación Uruca, es alimentada por el circuito Colima – Uruca y tiene instalado dos
transformadores de potencia, uno con una potencia de 10/14 MVA y el otro con 15/20
MVA. Tiene cuatro alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:
1. Merced
Cantón: San José.
2. La Uruca
Cantón: San José.
3. San Juan
Cantón: Tibás.
4. Cinco Esquinas
Cantón: Tibás.
5. Santa Rosa
Cantón: Santo Domingo.
La Subestación Uruca alimenta la zona central y norte del área servida por la CNFL. El
área de influencia se muestra en la figura 6.39.
Figura 6.39: Área de influencia de la Subestación Uruca
336
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.73 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos
por donde recorren los alimentadores de la Subestación Uruca, desagregados en cada uno
de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del
SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el
año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y
los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.74.
Tabla 6.73: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Uruca
Distrito
Cantón
Circuito
Sector
Residencial
Uruca
Merced
Santa Rosa
Cinco Esquinas
San Juan
Cinco Esquinas
San José
San José
Santo Domingo
Tibás
Tibás
Tibás
Virilla
Barrio México
Santo Domingo
Santo Domingo
Santo Domingo
Cinco Esquinas
11,22
44,00
15,00
9,00
6,15
15,20
Sector
General
Sector
Industrial
10,21
25,00
12,63
6,00
14,68
5,44
12,19
47,00
0,00
0,04
0,00
0,17
Tabla 6.74: Proyección Demanda de Potencia Sub. Uruca
Año
Residencial
MW
General
MW
Industrial
MW
Total
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
4,96
5,03
5,09
5,16
5,23
5,29
5,36
5,42
5,49
5,55
5,62
5,68
5,74
5,81
5,87
5,93
6,12
6,29
6,51
6,72
6,95
7,17
7,41
7,65
7,89
8,14
8,40
8,66
8,93
9,20
9,48
9,77
2,65
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
2,63
13,73
13,95
14,23
14,51
14,80
15,09
15,39
15,70
16,01
16,32
16,64
16,97
17,30
17,64
17,98
18,33
337
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En la tabla 6.75 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la
demanda de potencia proyectada para la Subestación Uruca. Se puede notar que el
porcentaje de error de los años 2006 y 2007 es aceptable, están dentro de un rango menor al
10 %.
Tabla 6.75: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Uruca
Año
Demanda
Real
(MW)
Demanda
Proyectada
(MW)
Porcentaje
de error
(%)
2005
2006
2007
16,0
14,0
14,6
13,73
13,95
14,23
16,57
0,34
2,60
En la figura 6.40 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda
de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Uruca.
Proyección de la Potencia de la
Subestación Uruca
Sector Residencial
Sector General
Sector Industrial
Potencia Total
Potencia (MW)
20
15
10
5
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Figura 6.40: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Uruca
338
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 7: Requerimientos futuros para el sistema de
distribución de la CNFL
El desarrollo de obras en un sistema de distribución conlleva varios años desde que se
planifica hasta que se puede llevar a cabo la construcción; por lo tanto se debe prever con
anticipación las necesidades para poder programar en el tiempo todo el proceso que se
necesita para todas las etapas y trámites por las cuales debe pasar el requerimiento:
planeamiento, diseño, financiamiento, aprobación legal del financiamiento, desarrollo de
carteles de licitación, proceso de adjudicación, venia de órganos fiscalizadores y finalmente
desarrollo de la misma.
Por tal motivo, luego de realizar las proyecciones de energía y demanda y de ubicar las
mismas en las subestaciones se ve en el horizonte cuales son las necesidades de crecimiento
en este campo, con lo cual a continuación se presenta un desglose de las obras que se deben
de realizar a lo largo del período de análisis, el cual llega al año 2020.
7.1.
Obras en las subestaciones de 34,5 kV
La Subestación Belén, es una subestación compartida, en principio por la empresa
Componentes Intel de Costa Rica y la CNFL. En su entrada de operación esta empresa
instaló dos transformadores de potencia de 30/50 MVA y la CNFL instaló un transformador
de 30/45 MVA. En una segunda etapa se instaló por parte de ESPH otro transformador de
30/45 MVA y en la actualidad la subestación tiene cuatro usuarios en la lado de media
tensión, porque a los indicados anteriormente se une el área de distribución del ICE.
Con los dos transformadores de 30/45 MVA instalados perfectamente se cubre la demanda
que se proyecta para los próximos años; pero más bien el problema que se presenta, en Sub.
Belén, está en el lado de alta tensión 230 kV, debido a que la línea de transmisión tiene
339
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
restricciones legales de operación, por la limitación que tiene con el campo
electromagnético.
La línea tiene un valor permitido máximo de 3 miligauss en el borde de las propiedades
privadas a lo largo del Residencial Bosques de Doña Rosa; por lo tanto, el crecimiento de
CNFL, sumado al crecimiento de la empresa Componentes Intel de Costa Rica, ESPH y de
ICE distribución hace necesario buscar una alternativa para que el problema se elimine y
dentro de las opciones está soterrar la línea de transmisión de 230 kV o buscar una nueva
ruta, la cual es bastante difícil.
Respecto al Patio de Interruptores de Porrosatí, el cual es alimentado desde la Subestación
Belén o eventualmente desde la Subestación La Caja, es importante valorar la opción de
tener una alimentación desde la propia zona de consumo, construyendo una nueva
subestación en las cercanías de Santa Bárbara o de Barva de Heredia, esto por cuanto la
alimentación es bastante radial y según las proyecciones de carga ésta área tendrá un
crecimiento el cual hace pensar en desarrollar la construcción de una nueva subestación, la
cual debe estar en operación entre los años 2013 – 2015, porque la demanda esperada será
de 17 MW.
En relación con la Subestación Alajuelita se puede indicar que la proyección de carga al
año 2020 no provocará problemas a la subestación, porque con los dos transformadores de
potencia instalados de 45/75 MVA cada uno, será suficiente para cubrir la demanda futura,
la cual se espera en 88,1 MW al final de horizonte de proyección. Es importante indicar que
esta subestación en el pasado alimentaba parte de la Subestación Hatillo, la cual
desapareció por la entrada en operación del proyecto subterráneo de la ciudad de San José y
con el desplazamiento de carga, el cual fue alrededor de 15 MW, hace que en la actualidad
la subestación se encuentra con un nivel de carga bajo para su capacidad total.
340
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
La Subestación Colima tiene en la actualidad cuatro transformadores de potencia, cada uno
de 20/30 MVA y en el momento que se llega al 80% de carga sobre la capacidad instalada,
se debe de empezar a buscar opciones a futuro, esta subestación llega en el año 2010 a
dicho porcentaje porque la proyección alcanza el valor de 96,1 MW.
Ante esta situación se debe valorar la opción de aumentar la potencia de los
transformadores de potencia existente, esto debido a que no existe espacio físico para llevar
a cabo una ampliación de la subestación. Al menos debe de incrementarse la potencia en
dos de las cuatro unidades a la potencia de 30/45 MVA y con ello asegura llegar al
horizonte del estudio.
El caso de la Subestación Desamparados es muy similar a la Subestación Alajuelita, porque
la proyección de carga al año 2020 no indica que existirán problemas en esta subestación,
porque con los dos transformadores de potencia instalados de 45/75 MVA cada uno, es
suficiente para cubrir la demanda futura, la cual se espera en 128,4 MW al final de
horizonte de proyección. Es importante indicar que esta subestación en el pasado, también
alimentaba parte de la carga de la ciudad de San José y de la Subestación Hatillo y con el
desplazamiento de carga, el cual fue de alrededor de 17 MW, hace que en la actualidad la
subestación se encuentra con un nivel de carga bajo para su capacidad total.
Como se indicó anteriormente la Subestación Escazú es una subestación compartimentada,
la cual posee dos transformadores de potencia de 30/45 MVA cada uno y físicamente no
tiene posibilidad de una ampliación. Esto se menciona en virtud de que la proyección de la
demanda hace indicar que el 80% de la capacidad se llegará entre los años 2012 - 2013,
porque se estima que en esa fecha la demanda estará entre los 69,8 a 76,3 MW. Por
consiguiente, en este caso se debe pensar en una nueva subestación en los alrededores de la
zona de Guachipelín de Escazú y que a la vez sirva para apoyar a la Subestación de Lindora
y según las proyecciones deberá estar lista para el año 2015.
341
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
En el caso de la Subestación El Este la proyección de demanda para el año 2020 es de 56,1
MW, con lo cual con los dos transformadores de potencia instalados en la actualidad de
20/30 MVA se cubre sin ningún problema la demanda de la zona de influencia de esta
subestación y estudios futuros indicarán si se deben desarrollar obras de ampliación
después del año horizonte.
La Subestación Heredia es compartida con ESPH, en la cual la CNFL tiene uno de los tres
transformadores que existen en la actualidad. Cada uno tiene una potencia de 20/30MVA y
según las proyecciones el 80% de carga en esta subestación se logra en el año 2015 (24,5
MW). Debido a este problemática de crecimiento de la carga en esta zona se debe buscar
una nueva alternativa para poder suplir la demanda del lugar y como existe posibilidad
física de ampliación en la subestación, se puede pensar en primera instancia en aumentar la
potencia de los transformadores la subestación cambiando el transformador existente por
otro de mayor tamaño, por ejemplo uno de 30/45 MVA, con lo cual asegura llegar al año
horizonte del 2020 y a la vez da tiempo de madurar un nuevo sitio para una nueva
subestación, la cual eventualmente podría estar en la zona de la Valencia o en Santa Rosa
de Santo Domingo de Heredia.
La Subestación La Caja tuvo una remodelación que concluyó en el año 2007, la cual
consistía colocar una nueva sección 230/34,5 kV, con la finalidad de pasar poco a poco la
carga. Esta nueva sección de la subestación se ha denominado Caja 2 y se espera llegar a
colocar dos transformadores de potencia de 30/45 MVA, con el objetivo de cambiar los tres
transformadores de 20/30 MVA existentes de la Caja 1. De mantenerse la planificación
original, esta subestación alcanzaría el 80% de la capacidad en el año 2011, con una
demanda esperada de 73,3 MW, con lo cual posiblemente deberá mantenerse en operación
la Caja 1 durante varios años para poder suplir la demanda. Se puede indicar que colocando
un tercer transformador de potencia de 30/45 MVA en la sección de Caja 2 se llegaría casi
al final del año horizonte de este estudio, porque en el año 2018 se estima una demanda de
342
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
122,9 MW, con lo cual habría suficiente tiempo para valorar otras opciones para llevar a
cabo.
A principios del año 2008 se instaló el segundo transformador de potencia de 30/45 MVA
en la Subestación de Lindora, con lo cual cubre la demanda esperada al 80% hasta los años
2014 - 2015 (65,6 a 74,7 MW). Esta es una zona de las de mayor crecimiento en el área de
la CNFL, con lo cual el desarrollo de una nueva subestación en el sector de Guachipelín de
Escazú, como se indicó anteriormente viene a apoyar el crecimiento de la demanda del
sector y coincide perfectamente en el tiempo con la Subestación Escazú, el año 2015.
En la zona noreste del área de concesión se encuentra ubicada la Subestación San Miguel,
de donde sale el alimentador con mayor carga en el sistema de distribución de la CNFL,
San Miguel – Llorente, con aproximadamente 22 MW y según las proyecciones requiere de
una ampliación o la ubicación de una subestación a partir del año 2009 porque se estima
que el transformador instalado de 30/45 MVA alcanzaría los 36,5 MW. Debido a que tiene
el circuito con mayor demanda, lo mejor es buscar la ubicación de una nueva subestación
con la finalidad de recortar el alimentador y buscar alimentar la zona por donde pasa con
varios circuitos con el fin de mejorar en todos los aspectos de calidad y continuidad del
servicio y es así que se plantea la nueva Subestación Coronado, la cual está ya justificada y
aprobada su construcción, incluso está financiada con el BID y se espera que su entrada en
operación sea para principios del año 2010 y entrará en el momento justo para liberar carga
de la Subestación San Miguel, así como mejorar las condiciones de respaldo entre ambas
subestaciones.
La Subestación de Anonos, sector de 34,5 kV tiene en la actualidad instalado un
transformador de potencia de 30/45 MVA y como se indicó anteriormente alimenta la barra
de 13,8 kV de esta misma subestación. Según las proyecciones efectuadas se requiere una
ampliación a partir del año 2011, con la colocación de un segundo transformador de la
misma potencia del que está instalado en la actualidad, porque se espera una demanda de
36,8 MW y se estaría por encima del 80% de la carga. Al igual que lo indicado en el
343
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
párrafo anterior sobre la Subestación Coronado, la ampliación de esta obra está justificada y
aprobada por el BID para su ejecución.
Finalmente para las subestaciones de 34,5 kV, se tiene la Subestación de Sabanilla, la cual
según las proyecciones en el año 2020 tendría una carga esperada de 39,3 MW y con los
dos transformadores de potencia existentes, cada uno de 20/30 MVA se logra cubrir la
demanda futura de esta subestación sin ningún inconveniente.
7.2.
Obras en las subestaciones de 13,8 kV
La Subestación de Anonos, sector de 13,8 kV tiene en la actualidad instalado un
transformador de potencia de 20/30 MVA, es alimentado de la barra de 34,5 kV de esta
misma subestación. Según las proyecciones efectuadas se requiere una ampliación a partir
del año 2014, porque se llega a un nivel de demanda de 24 MW. La zona de influencia de
esta subestación es una de las de mayor crecimiento, dentro del grupo de subestaciones de
13,8 kV, porque se están empezando a desarrollar una serie de proyectos inmobiliarios
verticales, en las cercanías de la Sabana, en los cuatro puntos cardinales.
En el caso de la Subestación Barva la proyección de demanda para el año 2020 es de 5,7
MW, con lo cual con el transformador instalado en la actualidad de 7,5 MVA se cubre sin
ningún problema la demanda de la zona de influencia de esta subestación y estudios futuros
indicarán si se deben desarrollar obras de ampliación después del año horizonte.
La Subestación Curridabat es una subestación pequeña que tiene en la actualidad
transformador de potencia de 8,4/10,5 MVA y se estima que para el año 2015 se llega al
80% de la carga, porque para esa fecha la proyección indica una demanda de potencia de
8,1 MW, con lo cual se debe analizar que es lo más conveniente en este caso, cambiar el
transformador actual por uno de mayor potencia o convertir parte del alimentador
Curridabat, trasladando directamente a alimentadores de las subestaciones de El Este o
344
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Desamparados. De tomar la decisión de cambio del transformador se recomienda la
potencia de 10/14 MVA que cubre satisfactoriamente el horizonte del estudio.
La entrada en operación de la red subterránea de la ciudad de San José afectó bastante el
crecimiento que tenía en el pasado la Subestación Guadalupe, esto por cuanto parte de la
red aérea que estaba en la capital era alimentada desde esta subestación. En la actualidad se
tiene tres transformadores de 10/14 MVA y la carga proyecta al año 2020 será de 20,3 MW,
con lo cual con la capacidad instalada no existirá problema alguno.
La Subestación Primer Amor es un caso bastante particular porque la proyección indica que
requiere de una ampliación de la subestación en el año 2018 porque llega a 7,5 MW, los
cuales representan el 81% de la carga instalada, la cual es 7,5/9,3 MVA, pero al final del
año horizonte lo que ha alcanzado es 8,1 MW; lo cual hace indicar que aumentar la
potencia el transformador actual no será tan necesario y más bien tienda a convertir sus red
a 34.5 kV y quede como una subestación de respaldo para las otras subestaciones de la red
de 13,8 kV, ya que puede apoyar a la Subestación Anonos y a la Subestación Uruca.
La sección de 13.8 kV de la Subestación de Sabanilla, tiene instalados dos transformadores
de potencia, cada uno de 20/30 MVA y con estos transformadores se logra cubrir sin
ningún problema la proyección estimada al 2020, porque se espera que llegue a una
demanda de 34,3 MW.
Al igual que en la Subestación Guadalupe, la Subestación Sur no tiene problemas para
llevar la carga estimada, porque la proyección indica que se llegará a 23,1 MW y la
capacidad instalada de los tres transformadores de potencia es la siguiente: dos de 10/14
MVA y otro de 15/20 MVA.
345
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Finalmente, la Subestación Uruca está en condiciones similares a las anteriores porque
tiene instalado dos transformadores de potencia, uno de 10/14 MVA y otro de 15/20 MVA
y la proyección indica que la demanda en el 2020 para esta subestación es de 18,3 MW.
En el caso de las subestaciones de 13.8 kV el problema no es la potencia instalada en cada
una de ellas, la principal problemática existente es la red de distribución que existe
alrededor de este sistema de distribución el cual es bastante viejo, en ciertas partes está bien
deteriorado e incluso se puede mencionar que ha acabado su vida útil, pero el análisis
detallado de esta problemática es asunto de otro proceso de estudio y análisis y no es parte
de los alcance de este proyecto.
346
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CAPÍTULO 8: Recomendaciones
La metodología desarrollada para la determinación de la demanda futura de las
subestaciones de un sistema de distribución se enfoca en el uso de herramientas
computacionales que brindan con mayor certeza los resultados obtenidos y debido al
análisis de proyección realizado a la red de la CNFL se puede estimar de una manera
precisa las prioridades de la red de distribución de los próximos años. Como resultado de
todo el proceso de desarrollo de la metodología se ha podido observar que algunas
subestaciones en los próximos años no podrán hacerle frente a la demanda eléctrica con la
capacidad instalada actual; por lo tanto se indican las principales conclusiones del
desarrollo de este proyecto, tanto del punto de vista de aplicación de la misma, como de
resultados obtenidos:
1. Las proyecciones de energía indican que el consumo será de 3.515,1 GWh en el año
2010, al 2015 estará en 4.391 GWh y finalmente al 2020 se estima en 5.883,6
GWH, lo que indica que el incremento es de 6,7%, 33,2% y 78,5 % respectivamente
al consumo real del año 2005, el cual fue de 3.295,7 GWh.
2. La determinación de los factores de carga, diversidad y coincidencia para los tres
sectores de consumo: residencial, general e industrial, son factores bastantes
precisos, porque la variación que puedan sufrir por el uso de más datos, es
prácticamente poco el aporte al mismo, con lo cual se pueden utilizar con toda la
certeza en este tipo de aplicaciones o cualquier otra que se requiera. Recordando los
resultados: para el sector residencial, factor de carga: 0.461, factor de diversidad:
1,404 y el factor de coincidencia: 71,2%; para el sector general: factor de carga:
0.568, factor de diversidad: 1,237 y el factor de coincidencia: 80,8% y para el sector
industrial: factor de carga: 0.606, factor de diversidad: 1,288 y el factor de
coincidencia: 77,7%.
347
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
3. Con los resultados de la proyección de energía y la utilización de los factores de
carga, diversidad, coincidencia y pérdidas, se obtiene que la demanda futura de la
CNFL será de 621,7 MW en el 2010; para el 2015 se espera sea de 777,2 MW y
finalmente en el 2020 sería de 1.038,4 MW, lo que indica que en término de quince
años se dobla la demanda del sistema de la CNFL.
4. Con toda la información obtenida de las proyecciones de energía por sector de
consumo y por distrito, luego su conversión a potencia y finalmente a través del GIS
su aplicación y ubicación geográficamente se obtiene el crecimiento de la demanda
de potencia para cada una de las subestaciones y se llega a determinar cuales
requieren expansión, ya sea a través de una ampliación de la subestación o de un
aumento en la
potencia de los transformadores o de la construcción de una
subestación que permita tomar el crecimiento de un determinado sector y en el caso
de este proyecto y en forma resumida se indican en cuales subestaciones requieren
de ampliación: Colima, Escazú, Heredia, La Caja, Lindora, San Miguel, Curridabat
y Anonos 34.5 kV y 13.8 kV y la solución particular de cada caso ya se indicó, pero
lo importante es recalcar la creación de nuevas subestaciones en las zonas de:
Coronado, Valencia y Guachipelín.
5. Con toda la información obtenida de la carga futura en las subestaciones se debe
aplicar todo lo relacionado con flujo de carga, regulación y pérdidas con la finalidad
de conocer el comportamiento futuro de las redes de distribución. En el caso de
CNFL se recomienda el uso del programa de análisis eléctrico CYMDIST de
CYME Internacional, Inc. para este tipo de estudio.
6. El estudio recomendado anteriormente ayudará en gran medida a minimizar las
pérdidas eléctricas y hacerle frente a la demanda venidera con el fin de optimizar los
recursos e inversiones a realizar para el mantenimiento y crecimiento de la red.
348
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
7. Debido a que el trabajo de asociación de circuitos y distritos es muy laborioso, se
recomienda desarrollar la aplicación en el GIS que a cada cliente se le relacione con
su transformador de distribución que le suministra energía y así será más fácil y
tendrá mayor precisión la determinación de los porcentajes de participación de los
alimentadores en cada uno de los distritos y por ende tener mejor precisión en la
determinación de las demandas futuras para cada subestación.
8. Este proceso se debe llevar a cabo cada tres años para estar corrigiendo las
proyecciones futuras tanto de energía como de demanda, la revisión de las
asociaciones distrito – circuito de distribución, etc.
9. En la próxima elaboración de una proyección de demanda del sistema de la CNFL
se recomienda analizar y revisar como ha estado el comportamiento de la demanda
versus las proyecciones realizadas por los consultores que desarrollaron el diseño de
la red subterránea de la ciudad de San José y empezar a llevar el control de
crecimiento de estas subestaciones; por consiguiente, se debe elaborar la asociación
de cargas de cada uno de los clientes de este sector a cada uno de los alimentadores
subterráneos.
349
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
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351
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
APÉNDICES
352
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
APÉNDICE I: RESULTADOS TOTALES DE CLIENTES Y
CONSUMO DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA CNFL
353
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SAN JOSÉ
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
117.706
120.240
122.489
124.575
126.553
128.453
130.296
132.096
133.867
135.616
137.352
139.083
140.815
142.554
144.307
430.104,25
462.639,05
512.448,39
496.300,24
485.395,18
496.581,48
518.145,32
540.904,50
584.092,09
589.386,09
597.739,89
639.313,35
634.568,64
636.536,17
637.489,18
721.875,08
721.470,02
721.064,95
720.659,89
755.756,23
777.419,27
790.200,20
836.850,91
834.913,71
873.671,40
790.871,70
880.378,42
882.128,91
902.088,86
922.782,34
944.255,53
966.557,97
989.742,76
1.013.866,95
1.038.991,81
1.065.183,28
1.092.512,22
1.121.054,93
1.150.893,47
1.182.116,22
1.214.818,32
1.249.102,18
776.274,62
778.828,53
785.589,90
795.108,61
806.968,21
820.652,37
835.985,66
852.889,33
871.330,13
891.326,09
912.982,94
936.227,49
961.113,59
987.708,20
1.016.141,19
992.497,07
1.032.693,42
1.069.524,00
1.104.853,30
1.139.498,69
1.173.926,03
1.208.445,22
1.243.285,91
1.278.632,92
1.314.644,84
1.351.464,85
1.389.227,43
1.428.062,94
1.468.100,81
1.509.471,82
61.271
63.715
65.622
68.314
69.037
69.292
73.010
74.122
76.500
78.045
81.361
83.414
91.085
92.672
90.225
91.846
93.805
95.764
97.723
100.624
101.799
102.750
105.383
105.921
107.189
107.452
107.723
109.204
110.413
111.605
112.784
113.953
115.118
116.281
117.447
118.619
119.801
120.997
122.210
123.446
124.707
125.997
100.701
100.585
100.720
100.992
101.354
101.787
102.274
102.808
103.388
104.019
104.693
105.406
106.161
106.960
107.803
354
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ESCAZÚ
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
23.544
24.777
26.075
27.449
28.904
30.451
32.097
33.851
35.724
37.727
39.873
42.176
44.651
47.315
50.187
30.352,25
23.939,20
32.343,33
36.242,92
37.830,56
38.748,23
41.760,56
44.142,94
47.893,31
49.725,19
50.561,93
53.798,11
56.881,97
56.198,66
58.881,99
70.584,88
50.437,91
70.944,15
91.450,40
91.825,03
97.860,89
110.897,10
117.174,64
119.389,46
143.372,03
138.798,77
160.279,88
171.096,45
186.003,68
202.774,78
221.688,04
243.065,11
267.277,81
294.756,13
325.997,40
361.576,95
402.160,53
448.518,59
501.543,02
562.266,23
631.883,67
711.779,62
146.979,29
157.642,82
171.163,52
187.338,46
206.303,89
228.336,78
253.810,85
283.432,94
317.722,04
357.085,18
402.282,50
454.197,92
513.857,47
582.973,36
662.667,91
195.333,58
214.609,66
234.727,21
256.459,77
280.319,81
306.776,82
336.318,69
369.480,47
406.863,67
449.153,10
497.133,57
551.708,15
613.918,11
684.966,10
766.242,34
5.737
6.019
6.573
6.972
7.166
7.402
7.881
8.038
8.518
8.890
9.347
9.848
10.750
11.153
11.400
11.783
12.665
13.548
14.430
15.102
15.887
17.163
17.707
17.862
19.792
20.563
21.255
22.657
23.863
25.141
26.497
27.938
29.471
31.105
32.848
34.710
36.703
38.839
41.133
43.599
46.254
49.118
21.769
22.949
24.207
25.548
26.976
28.498
30.121
31.854
33.708
35.693
37.822
40.109
42.568
45.217
48.075
355
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN DESAMPARADOS
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
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NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
61.216
64.989
68.336
71.484
74.522
77.498
80.439
83.367
86.298
89.242
92.212
95.215
98.260
101.355
104.508
51.076,24
54.942,02
62.955,71
64.144,90
66.783,98
71.212,24
75.686,54
82.195,45
88.984,72
91.840,13
93.756,70
97.015,58
102.705,12
105.515,77
105.425,89
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251.317,63
261.251,80
271.149,14
281.090,11
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368.210,70
15.333
16.163
17.576
19.121
19.671
20.642
21.994
22.633
25.086
25.981
27.544
30.110
32.847
33.811
34.183
35.034
37.549
40.063
42.578
44.409
46.391
47.927
50.232
50.389
52.401
53.495
54.406
55.268
57.047
58.863
60.718
62.614
64.556
66.547
68.589
70.687
72.843
75.063
77.349
79.707
82.140
84.654
49.319
49.124
49.510
50.161
50.994
51.974
53.078
54.295
55.621
57.049
58.575
60.198
61.920
63.740
65.663
356
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ASERRÍ
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
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2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
11.158
11.618
12.090
12.576
13.075
13.587
14.113
14.653
15.207
15.776
16.359
16.957
17.569
18.197
18.841
6.361,64
8.047,39
8.748,05
8.918,81
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10.111,21
10.888,42
11.742,52
12.817,25
12.804,52
13.269,67
14.217,26
14.787,96
14.903,24
15.590,28
17.227,51
18.231,65
19.235,80
20.239,95
22.026,92
24.131,67
25.880,26
26.611,74
26.784,67
26.957,59
27.271,27
29.960,14
31.280,77
32.539,45
33.814,26
35.104,68
36.410,09
37.729,85
39.063,31
40.409,85
41.768,95
43.140,19
44.523,31
45.918,23
47.325,07
48.744,19
50.176,20
29.630,36
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36.079,45
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41.489,78
42.872,90
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47.093,79
48.525,79
32.931,18
34.189,86
35.464,67
36.755,09
38.060,50
39.380,26
40.713,72
42.060,26
43.419,36
44.790,60
46.173,72
47.568,64
48.975,48
50.394,60
51.826,61
2.761
2.993
3.262
3.521
3.654
3.777
3.992
4.127
4.375
4.412
4.630
4.944
5.376
5.641
5.704
5.860
6.275
6.689
7.103
7.742
8.189
8.655
9.116
9.132
9.148
9.769
9.915
10.729
11.189
11.661
12.147
12.646
13.158
13.684
14.225
14.779
15.347
15.930
16.528
17.140
17.768
18.412
10.300
10.760
11.232
11.718
12.217
12.729
13.256
13.796
14.350
14.918
15.501
16.099
16.711
17.339
17.983
357
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MORA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
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2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
4.662
4.861
5.065
5.275
5.490
5.712
5.939
6.173
6.413
6.660
6.915
7.176
7.445
7.722
8.007
2.632,10
3.572,53
3.950,00
3.628,94
4.103,58
4.472,90
4.789,89
5.243,77
5.918,57
5.995,36
6.090,73
6.799,55
7.203,85
7.673,39
8.017,45
9.244,18
9.650,81
10.057,44
10.464,07
11.196,76
11.862,63
12.359,26
12.797,32
13.407,18
14.017,05
14.064,63
16.580,87
16.808,20
17.823,20
18.903,22
20.052,47
21.275,44
22.576,92
23.961,99
25.436,09
27.004,99
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32.344,30
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36.502,30
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16.543,11
17.515,49
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23.870,71
25.439,61
27.109,50
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30.778,92
32.792,93
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37.219,38
17.951,85
19.103,28
20.290,94
21.532,00
22.836,38
24.211,76
25.664,98
27.202,64
28.831,35
30.557,86
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36.396,27
38.587,91
40.916,38
928
1.023
1.142
1.228
1.320
1.370
1.466
1.524
1.651
1.737
1.889
2.047
2.224
2.343
2.420
2.488
2.664
2.840
3.016
3.176
3.330
3.463
3.687
3.721
3.755
4.212
4.394
4.518
4.715
4.917
5.125
5.339
5.559
5.785
6.018
6.257
6.503
6.756
7.017
7.285
7.561
7.845
4.374
4.568
4.769
4.975
5.187
5.406
5.631
5.862
6.100
6.345
6.598
6.857
7.125
7.400
7.683
358
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN GOICOECHEA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
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2000
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2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
41.021
41.882
42.684
43.453
44.198
44.923
45.631
46.325
47.007
47.678
48.338
48.990
49.634
50.272
50.903
77.967,71
87.118,99
88.898,39
89.674,33
93.050,06
93.960,15
101.613,50
108.207,00
115.811,71
120.479,61
127.734,25
133.941,14
134.600,96
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144.813,06
164.713,53
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167.606,20
169.052,53
173.736,36
161.593,95
161.958,87
162.951,73
163.533,68
168.303,99
176.452,22
192.858,63
194.992,88
197.935,76
200.954,03
204.053,14
207.239,46
210.520,38
213.904,38
217.401,04
221.021,11
224.776,54
228.680,51
232.747,47
236.993,19
241.434,78
246.090,73
163.442,86
157.475,50
154.037,15
151.680,84
150.053,13
148.976,57
148.349,60
148.650,65
149.337,85
150.317,44
151.579,70
153.121,28
154.943,75
157.052,70
159.457,14
227.223,10
240.325,57
251.162,47
260.865,23
269.877,17
278.430,15
286.666,15
294.681,86
302.548,61
310.322,51
318.050,08
325.771,73
333.523,83
341.340,28
349.253,37
14.640
15.290
16.906
18.662
18.803
19.287
20.733
21.639
22.301
22.744
23.746
24.810
26.790
27.603
27.889
28.231
29.226
30.221
31.216
32.366
33.021
27.997
28.553
28.667
29.670
37.016
38.216
35.990
36.618
37.239
37.853
38.460
39.060
39.653
40.240
40.820
41.395
41.964
42.528
43.088
43.645
44.198
30.959
31.355
31.795
32.254
32.723
33.202
33.682
34.175
34.713
35.246
35.776
36.304
36.829
37.351
37.871
359
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTA ANA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
17.053
18.553
19.882
21.142
22.374
23.600
24.836
26.093
27.381
28.707
30.080
31.508
32.998
34.559
36.201
11.283,65
14.300,44
12.797,92
14.806,56
15.679,14
16.768,96
18.617,04
19.843,13
21.919,58
22.540,20
22.891,76
24.937,81
27.663,31
28.500,70
30.111,84
34.147,74
39.820,33
45.506,89
53.463,35
67.945,85
88.127,32
95.295,30
111.702,94
122.767,29
133.118,82
134.182,72
157.135,03
175.156,59
194.603,40
216.812,03
242.375,17
272.019,36
306.636,79
347.324,34
395.431,85
452.621,46
520.941,28
602.916,13
701.659,94
821.014,80
965.722,80
1.141.638,98
114.780,90
113.857,78
130.763,85
151.265,79
176.017,19
205.805,32
241.711,61
285.096,94
337.596,42
401.357,07
478.819,69
573.063,75
687.929,81
828.160,11
999.666,36
236.831,50
292.973,51
340.643,81
386.961,34
434.578,54
485.275,26
540.645,05
602.349,00
672.259,71
752.575,33
845.932,25
955.529,98
1.085.277,95
1.239.972,44
1.425.512,77
3.080
3.369
3.613
3.959
4.109
4.244
4.532
4.688
4.956
5.234
5.524
5.843
6.363
6.552
6.713
6.914
7.453
7.990
8.536
9.296
10.123
10.478
11.203
11.356
12.618
13.332
13.968
14.441
15.058
15.710
16.400
17.129
17.901
18.719
19.588
20.510
21.490
22.535
23.648
24.837
26.109
27.471
11.830
11.564
11.540
11.933
12.413
12.959
13.570
14.245
15.040
15.975
16.979
18.054
19.206
20.441
21.770
360
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ALAJUELITA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
19.809
20.966
21.977
22.913
23.802
24.657
25.485
26.292
27.081
27.856
28.617
29.367
30.107
30.837
31.559
10.890,76
12.878,72
12.523,89
13.931,29
14.039,72
14.738,34
15.224,28
16.651,93
18.610,02
20.085,09
21.591,00
23.276,82
23.728,72
25.191,77
25.226,03
27.508,15
29.040,01
30.571,87
32.103,73
37.462,87
41.482,56
44.087,36
45.873,74
46.279,76
51.263,11
48.516,07
53.752,48
55.489,50
57.682,64
59.905,93
62.161,51
64.451,75
66.779,19
69.146,61
71.557,01
74.013,68
76.520,21
79.080,46
81.698,70
84.379,54
87.128,03
89.949,66
43.945,71
41.253,33
39.802,84
38.981,20
38.568,74
38.468,39
38.606,63
38.952,85
39.473,07
40.148,92
40.968,62
41.924,27
43.010,87
44.225,66
45.567,73
67.033,29
74.111,95
80.009,01
85.341,82
90.334,77
95.101,25
99.709,00
104.202,95
108.615,38
112.970,86
117.289,08
121.586,55
125.877,61
130.175,17
134.491,22
3.807
4.068
4.343
5.088
5.165
5.282
5.461
5.559
5.922
7.202
7.717
8.214
9.374
9.557
9.454
9.744
10.504
11.265
12.025
14.531
14.927
15.434
16.001
16.143
17.094
17.434
17.929
18.304
18.881
19.455
20.025
20.593
21.158
21.720
22.280
22.837
23.392
23.945
24.496
25.044
25.591
26.136
16.799
16.796
16.933
17.137
17.384
17.659
17.956
18.270
18.596
18.932
19.277
19.630
19.988
20.352
20.721
361
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CORONADO
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
22.836
23.971
24.999
25.961
26.878
27.760
28.613
29.443
30.254
31.048
31.826
32.592
33.346
34.089
34.822
14.040
15.769
17.162
17.449
18.602
20.166
21.542
23.165
25.762
26.964
26.872
28.434
30.957
32.486
34.371
39.267
41.232
43.197
45.162
49.973
53.307
60.151
59.685
59.835
61.250
61.417
69.401
73.328
77.995
82.698
87.437
92.212
97.022
101.867
106.749
111.666
116.619
121.607
126.631
131.690
136.786
141.917
62.934
64.836
67.466
70.455
73.682
77.088
80.637
84.347
88.262
92.264
96.348
100.533
105.022
109.567
114.179
83.722
91.154
97.931
104.419
110.741
116.956
123.098
129.190
135.248
141.283
147.302
153.314
159.322
165.332
171.346
3.551
7.721
4.261
4.691
4.871
5.033
5.425
5.753
6.373
6.886
7.505
7.960
9.023
9.840
10.321
10.689
11.491
12.292
13.093
13.893
14.629
15.312
16.025
16.121
16.705
17.613
18.018
18.048
18.477
18.906
19.335
19.764
20.193
20.621
21.050
21.479
21.908
22.337
22.766
23.194
23.623
24.051
13.261
12.983
12.813
12.709
12.650
12.626
12.631
12.890
13.179
13.511
13.909
14.308
14.713
15.119
15.526
362
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN TIBÁS
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
22.785
23.270
23.684
24.062
24.416
24.751
25.072
25.380
25.677
25.964
26.242
26.511
26.773
27.028
27.276
62.906,34
68.399,25
67.854,42
67.501,41
72.909,56
74.427,15
77.085,85
79.527,84
83.670,80
88.664,23
90.020,22
91.541,07
89.319,28
89.350,09
88.350,21
104.317,04
106.821,16
109.325,27
111.829,38
120.602,70
122.866,83
127.281,31
127.523,63
127.528,41
131.080,32
118.019,40
132.573,13
131.819,65
133.792,75
135.794,04
137.823,81
139.882,37
141.970,02
144.087,06
146.233,84
148.410,69
150.617,95
152.855,97
155.125,13
157.425,80
159.758,38
162.123,26
118.218,95
116.580,06
115.723,50
115.312,39
115.204,78
115.324,92
115.626,77
116.079,97
116.663,25
117.361,10
118.161,78
119.056,24
120.037,32
121.099,25
122.237,38
145.420,35
151.005,43
155.864,58
160.335,23
164.559,96
168.615,12
172.547,36
176.387,71
180.158,12
183.874,79
187.550,16
191.194,02
194.814,29
198.417,50
202.009,13
10.852
11.056
11.446
12.546
12.706
13.073
14.042
14.443
15.225
15.815
16.333
16.694
17.739
17.928
17.814
18.018
18.481
18.943
19.406
19.813
20.139
20.484
20.780
20.895
21.307
21.526
21.638
21.920
22.163
22.399
22.631
22.857
23.077
23.293
23.503
23.708
23.909
24.104
24.295
24.482
24.664
24.843
21.056
21.055
21.115
21.200
21.298
21.403
21.515
21.631
21.748
21.865
21.981
22.096
22.210
22.323
22.434
363
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MORAVIA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
19.798
20.534
21.269
22.008
22.753
23.506
24.268
25.040
25.820
26.612
27.413
28.226
29.051
29.887
30.736
25.124,90
29.851,67
30.034,97
30.458,02
31.846,95
32.616,15
33.764,26
38.090,00
39.713,43
39.716,43
39.626,51
40.742,74
42.196,98
44.042,61
45.044,20
49.253,53
50.459,52
51.665,51
52.871,50
55.830,83
58.671,65
60.977,98
63.614,91
71.670,68
69.465,91
63.999,34
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75.679,20
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89.791,24
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7.430
7.590
7.670
8.101
8.387
8.726
9.164
9.513
10.163
10.970
11.240
11.408
11.657
12.248
12.838
13.428
13.949
14.537
15.061
15.456
15.614
16.638
17.111
19.168
18.701
19.387
20.083
20.790
21.507
22.234
22.972
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24.481
25.252
26.035
26.829
27.636
28.455
29.287
17.604
18.240
18.899
19.574
20.265
20.971
21.689
22.419
23.161
23.915
24.682
25.461
26.253
27.058
27.876
364
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MONTES DE OCA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
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2010
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2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
21.803
22.237
22.616
22.965
23.291
23.598
23.888
24.164
24.427
24.678
24.918
25.148
25.369
25.582
25.786
54.739
59.506
62.911
64.957
70.284
72.697
74.893
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84.356
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91.139
88.134
88.464
89.083
98.676
102.578
106.481
110.384
119.990
127.596
129.832
130.872
131.243
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130.936
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150.561
153.586
156.592
159.577
162.541
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174.189
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179.888
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127.196
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172.219
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193.731
199.937
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211.564
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227.637
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237.699
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247.358
9.259
9.924
10.327
10.722
10.969
11.000
11.423
11.640
12.077
12.437
13.344
14.014
14.656
15.059
15.356
15.669
16.322
16.975
17.628
18.186
18.581
18.858
19.279
19.376
20.135
20.518
20.603
20.976
21.266
21.543
21.807
22.059
22.300
22.530
22.750
22.961
23.163
23.356
23.541
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23.890
24.055
20.150
20.295
20.469
20.649
20.828
21.004
21.175
21.339
21.499
21.652
21.799
21.940
22.076
22.207
22.334
365
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CURRIDABAT
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
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2000
2001
2002
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2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
24.205
25.780
27.084
28.267
29.374
30.427
31.439
32.417
33.367
34.295
35.202
36.092
36.966
37.826
38.674
33.742
38.414
40.334
49.760
57.592
60.670
63.567
66.554
72.885
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78.442
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79.436
82.346
82.983
97.607
98.182
98.756
99.331
104.416
110.435
112.893
116.083
116.991
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122.751
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160.118
167.697
175.402
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191.482
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209.117
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255.882
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5.623
6.978
7.864
7.238
8.551
8.965
9.429
9.574
9.861
10.217
10.623
11.330
12.051
12.513
12.863
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16.627
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19.536
19.491
19.852
21.304
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24.766
25.330
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27.004
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28.108
28.656
29.203
18.403
18.005
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17.841
17.883
17.971
18.094
18.243
18.414
18.603
18.806
19.028
19.273
19.527
19.790
366
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL - ALAJUELA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
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2000
2001
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2009
2010
2011
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2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.202
2.530
2.783
2.997
3.187
3.359
3.518
3.667
3.808
3.941
4.069
4.191
4.309
4.423
4.533
19.857,57
24.800,20
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25.050,48
27.902,31
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42.694,27
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89.719,44
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91.055,84
93.573,44
96.095,83
98.622,47
101.152,92
16.011,21
18.478,81
20.397,65
22.033,65
23.489,24
24.816,80
26.047,41
27.201,30
28.292,51
29.331,27
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32.201,77
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2.972
3.191
3.033
3.155
3.228
4.092
4.251
4.514
4.786
5.332
5.815
5.240
4.154
4.458
4.762
5.058
5.353
5.648
6.008
6.359
6.734
7.367
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8.339
8.717
8.872
9.205
9.539
9.873
10.207
10.542
10.877
11.211
11.547
11.882
12.217
12.553
12.889
13.225
13.562
8.106
8.412
8.742
9.072
9.403
9.735
10.067
10.400
10.736
11.072
11.408
11.745
12.082
12.419
12.756
367
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL - CARTAGO
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
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2000
2001
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2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
114
119
124
130
135
140
146
152
158
164
171
177
185
192
200
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278,70
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608,90
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573,64
578,35
586,78
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636,74
1.240,66
1.327,37
1.401,68
1.469,70
1.534,07
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1.717,94
1.778,62
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1.901,95
1.965,36
2.030,37
2.097,32
2.166,50
32
33
34
36
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41
44
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172
368
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN LA UNIÓN
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
27.508
29.008
30.384
31.694
32.960
34.193
35.400
36.587
37.757
38.915
40.062
41.202
42.336
43.467
44.595
21.940,40
24.148,69
25.098,01
25.685,42
26.342,11
29.620,44
32.068,82
35.638,26
39.913,49
44.265,76
46.841,86
50.743,40
55.559,17
56.970,28
57.873,70
64.356,32
68.756,30
71.079,15
72.697,65
76.387,84
80.021,57
82.730,13
85.364,89
87.746,18
101.411,58
104.378,43
118.599,90
119.901,41
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135.301,69
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145.597,70
150.757,45
155.926,57
161.106,21
166.297,52
171.501,61
176.719,56
181.952,37
187.201,01
192.466,35
102.747,03
102.666,68
103.930,28
105.809,74
108.263,62
111.624,07
115.154,13
118.804,23
122.555,46
126.394,31
130.310,86
134.297,59
138.348,66
142.613,52
146.945,61
137.055,80
147.475,87
156.626,88
165.151,93
173.283,29
181.138,36
188.786,90
196.274,65
203.633,74
210.887,85
218.055,11
225.149,84
232.183,58
239.165,82
246.104,51
4.935
5.287
5.874
6.314
6.627
6.970
7.817
8.500
9.436
10.338
11.176
11.909
13.567
14.031
14.220
14.721
15.763
16.805
17.846
18.754
19.482
20.260
21.359
21.599
22.907
23.823
24.546
25.633
26.754
27.853
28.934
30.000
31.052
32.094
33.128
34.155
35.177
36.195
37.212
38.228
39.245
40.264
23.758
24.499
25.322
26.174
27.039
27.912
28.789
29.670
30.554
31.442
32.332
33.227
34.126
35.031
35.943
369
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL - HEREDIA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
17.625
18.262
18.868
19.456
20.034
20.603
21.166
21.724
22.278
22.827
23.374
23.917
24.458
24.997
25.534
15.153,88
17.518,68
19.053,20
20.925,88
22.299,49
23.577,61
24.997,82
29.750,11
33.137,28
35.976,24
40.047,09
43.083,34
43.640,08
43.946,72
44.196,44
51.777,50
54.811,27
57.845,04
60.878,81
64.482,96
68.546,57
71.799,80
75.987,37
75.187,88
89.904,38
82.540,02
95.180,63
94.184,31
97.752,32
101.320,33
104.888,34
108.456,35
112.024,36
115.592,37
119.160,38
122.728,39
126.296,40
129.864,40
133.432,42
137.000,42
140.568,44
144.136,45
73.019,26
71.567,22
71.102,34
71.183,33
71.635,87
72.514,42
73.584,74
74.809,77
76.163,20
77.625,52
79.181,79
80.820,23
82.531,36
84.307,41
86.141,94
115.349,36
123.937,42
131.538,32
138.593,35
145.285,44
151.712,31
157.933,78
163.989,76
169.908,53
175.711,02
181.413,28
187.027,92
192.565,08
198.033,07
203.438,81
2.598
3.020
3.178
3.443
3.476
3.496
3.573
3.648
3.811
4.075
4.438
4.896
5.231
5.401
5.613
5.748
5.969
6.191
6.412
6.572
6.775
6.917
7.094
7.124
7.459
7.576
7.729
16.696
17.168
17.639
18.111
18.582
19.054
19.525
19.997
20.468
20.940
21.411
21.883
22.354
22.826
23.297
15.768
16.073
16.411
16.765
17.131
17.504
17.885
18.271
18.661
19.055
19.452
19.852
20.256
20.664
21.073
370
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN BARVA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
10.860
11.662
12.343
12.966
13.553
14.114
14.656
15.184
15.700
16.206
16.705
17.196
17.683
18.164
18.641
6.339,01
7.847,10
7.845,66
8.230,96
8.363,23
9.486,43
10.303,49
11.469,34
12.612,01
13.507,95
14.076,56
15.387,12
14.442,56
14.945,50
15.983,93
17.574,13
18.638,04
19.701,94
20.765,85
22.082,52
23.691,18
24.846,64
25.370,39
25.467,30
29.170,88
27.780,80
30.815,65
31.738,52
32.917,52
34.105,21
35.303,32
36.513,90
37.739,29
38.982,17
40.245,56
41.532,79
42.847,61
44.194,12
45.576,86
47.000,79
48.471,37
49.994,59
27.979,42
28.008,49
28.295,08
28.725,60
29.255,69
29.900,38
30.616,60
31.388,58
32.213,41
33.090,20
34.019,58
35.003,33
36.044,26
37.146,02
38.313,12
35.598,65
37.980,05
40.109,90
42.110,50
44.032,46
45.903,64
47.742,14
49.561,13
51.371,11
53.181,04
54.999,00
56.832,62
58.689,36
60.576,69
62.502,25
2.445
2.588
2.888
3.055
3.214
3.439
3.679
3.873
4.038
4.239
4.408
4.642
4.832
5.037
5.468
5.702
5.994
6.287
6.579
6.857
7.111
7.411
7.606
7.632
8.580
8.862
9.235
9.686
10.011
10.336
10.661
10.986
11.312
11.637
11.964
12.291
12.619
12.948
13.277
13.608
13.940
14.273
8.516
8.364
8.333
8.361
8.425
8.515
8.626
8.753
8.892
9.043
9.204
9.373
9.550
9.734
9.927
371
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTO DOMINGO
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
13.265
14.067
14.785
15.467
16.131
16.788
17.444
18.102
18.767
19.440
20.123
20.819
21.529
22.254
22.994
19.228,66
21.134,58
23.017,59
24.185,83
24.863,87
26.848,56
28.049,27
29.312,03
30.869,49
31.438,66
31.978,71
34.231,03
33.455,10
34.534,44
37.146,42
41.297,89
43.254,24
45.210,58
47.166,93
52.494,72
55.594,23
58.716,88
60.391,45
66.242,38
72.742,45
65.223,32
75.378,54
82.245,58
88.383,70
94.665,31
101.097,56
107.688,89
114.448,16
121.386,01
128.514,61
135.847,79
143.401,34
151.193,19
159.243,73
167.576,15
176.216,75
185.126,22
68.108,58
71.129,91
75.097,96
79.598,50
84.495,37
89.763,01
95.372,74
101.266,84
107.441,77
113.900,73
120.652,19
127.709,23
135.089,22
142.813,78
150.839,73
96.129,09
105.396,51
113.996,12
122.360,14
130.642,43
138.924,06
147.257,44
155.681,63
164.229,05
172.929,53
181.810,43
190.899,97
200.227,50
209.824,37
219.655,38
4.031
4.225
4.448
5.071
5.296
5.383
5.665
5.776
5.971
6.083
6.266
6.534
6.680
6.775
7.162
7.503
7.946
8.388
8.831
9.221
9.606
10.016
9.773
10.143
14.111
13.867
14.412
14.960
15.552
16.157
16.777
17.412
18.063
18.730
19.414
20.114
20.833
21.571
22.327
23.104
23.902
24.720
12.930
13.099
13.381
13.728
14.123
14.557
15.025
15.523
16.064
16.632
17.227
17.860
18.614
19.389
20.185
372
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTA BÁRBARA
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
10.348
10.797
11.254
11.721
12.200
12.690
13.193
13.709
14.239
14.783
15.342
15.918
16.510
17.120
17.749
5.680,51
7.018,17
7.630,91
7.904,49
8.485,03
9.066,48
10.027,57
11.346,93
12.349,59
12.830,95
12.922,85
14.045,51
14.838,50
14.994,84
15.213,05
17.284,14
17.966,71
18.952,38
19.847,38
21.686,47
23.186,10
23.819,04
24.715,30
25.003,83
27.240,93
27.367,11
30.211,03
31.158,16
32.842,27
34.582,65
36.383,99
38.251,57
40.191,26
42.209,63
44.313,86
46.511,89
48.812,38
51.224,78
53.759,37
56.427,33
59.240,77
62.212,80
28.952,12
30.448,28
32.061,19
33.758,91
35.536,80
37.396,28
39.341,39
41.377,79
43.512,35
45.752,98
48.108,58
50.589,01
53.205,11
55.968,70
58.892,70
33.569,89
35.587,66
37.567,30
39.566,52
41.606,80
43.701,79
45.862,44
48.098,76
50.420,61
52.838,04
55.361,52
58.002,16
60.771,74
63.682,90
66.749,15
2.067
2.451
2.610
2.906
3.013
3.090
3.314
3.486
3.705
3.924
4.163
4.374
4.772
4.842
5.031
5.194
5.574
5.962
6.350
6.739
7.081
7.435
7.816
7.936
8.544
9.060
9.364
9.785
10.214
10.656
11.110
11.576
12.056
12.549
13.056
13.578
14.114
14.666
15.235
15.820
16.423
17.046
9.222
9.632
10.058
10.500
10.957
11.427
11.912
12.411
12.924
13.454
13.999
14.561
15.145
15.748
16.370
373
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SAN ISIDRO
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
327,86
349,75
366,55
380,71
393,19
404,47
414,85
424,50
433,57
442,15
450,31
458,10
465,58
472,77
479,72
261,13
284,93
314,76
275,52
308,10
364,85
420,83
469,01
473,40
522,87
503,48
555,40
501,49
515,90
555,74
646,32
702,66
759,00
815,34
1.174,34
1.091,83
1.321,41
901,03
904,05
907,07
1.369,22
1.412,05
1.353,91
1.434,06
1.519,40
1.610,33
1.707,26
1.810,62
1.920,91
2.038,64
2.164,35
2.298,65
2.442,16
2.595,58
2.759,64
2.935,13
3.122,90
1.008,34
1.087,28
1.171,42
1.261,14
1.356,87
1.459,05
1.568,16
1.684,71
1.809,25
1.942,38
2.084,74
2.237,01
2.399,92
2.574,27
2.760,90
1.731,78
1.827,95
1.925,86
2.027,56
2.134,12
2.246,30
2.364,79
2.490,22
2.623,23
2.764,49
2.914,68
3.074,52
3.244,78
3.426,28
3.619,88
88,00
84,00
94,00
88,00
102,00
110,00
120,00
124,00
131,00
139,00
146,00
156,00
113,00
122,00
138,00
144,57
157,38
169,52
181,00
203,00
213,00
218,00
170,00
174,00
178,00
262,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
275,00
222,14
200,25
183,45
169,29
156,81
145,53
135,15
125,50
116,43
107,85
100,88
94,51
88,41
82,54
76,87
374
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN BELÉN
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
8.493
8.801
9.109
9.420
9.736
10.056
10.382
10.714
11.052
11.395
11.745
12.101
12.463
12.831
13.206
42.338,12
45.751,76
45.466,12
40.503,23
46.102,66
44.143,58
41.474,10
54.178,23
62.855,25
66.489,13
69.590,67
73.614,53
89.792,06
94.529,79
113.329,48
150.000,93
154.361,19
158.721,46
163.081,72
178.703,37
250.842,71
195.465,71
199.148,06
201.788,75
214.700,42
217.348,61
253.410,49
241.512,28
244.138,68
246.774,61
249.431,53
252.116,07
254.832,04
257.581,64
260.366,15
263.186,29
266.042,49
268.934,98
271.863,90
274.829,34
277.831,35
280.869,95
196.254,36
190.276,16
186.421,90
183.633,70
181.531,68
179.925,77
178.704,24
177.794,61
177.146,58
176.723,56
176.497,86
176.448,00
176.556,88
176.810,61
177.197,78
286.770,20
298.001,19
307.127,32
315.229,36
322.700,46
329.738,31
336.459,04
342.937,69
349.225,99
355.361,41
361.372,09
367.279,80
373.101,81
378.852,08
384.542,10
2.021
2.210
2.406
2.478
2.568
2.631
2.789
2.868
3.013
3.215
3.468
3.709
4.056
4.221
4.372
4.513
4.782
5.050
5.318
5.554
5.788
6.090
6.448
6.523
7.158
7.438
7.675
8.017
8.306
8.599
8.899
9.204
9.515
9.833
10.156
10.486
10.823
11.166
11.515
11.871
12.234
12.603
7.542
7.811
8.090
8.378
8.673
8.975
9.285
9.602
9.925
10.256
10.594
10.939
11.290
11.649
12.015
375
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN FLORES
TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. A PARTIR 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
10.423
11.221
11.995
12.755
13.505
14.248
14.985
15.718
16.446
17.171
17.893
18.612
19.330
20.045
20.758
8.685,65
8.964,06
9.517,54
10.124,90
9.693,21
10.469,69
9.744,20
9.753,42
11.058,40
10.172,32
11.318,07
12.061,11
12.919,03
13.040,62
13.244,05
14.596,43
16.005,95
17.466,80
18.824,99
19.740,21
19.609,12
20.966,04
27.126,50
28.523,90
37.880,06
37.180,89
44.024,05
43.606,10
47.782,40
52.115,90
56.628,06
61.343,49
66.290,39
71.501,16
77.012,91
82.868,25
89.116,02
95.812,26
103.021,26
110.816,75
119.283,29
128.517,92
33.338,10
33.752,21
35.204,30
37.284,46
39.855,57
42.862,07
46.287,12
50.135,78
54.428,34
59.197,39
64.486,69
70.350,96
76.856,32
84.081,19
92.117,50
53.874,10
61.812,58
69.027,50
75.972,22
82.833,35
89.721,95
96.719,59
103.895,53
111.314,66
119.042,12
127.146,23
135.700,85
144.787,30
154.496,32
164.930,05
1.361
1.490
1.527
1.604
1.653
1.688
1.798
1.829
1.902
1.968
2.056
2.122
2.253
2.325
2.416
2.504
2.665
2.826
2.986
3.194
3.389
3.584
3.922
3.984
4.506
4.735
4.983
9.724
10.380
11.036
11.693
12.349
13.005
13.661
14.317
14.974
15.630
16.286
16.942
17.598
18.254
18.911
9.025
9.540
10.078
10.631
11.193
11.763
12.338
12.919
13.503
14.091
14.683
15.276
15.873
16.471
17.071
376
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
APÉNDICE II: RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN
DE LA DEMANDA DE POTENCIA DE LOS CANTONES
DEL ÁREA DE LA CNFL
377
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SAN JOSÉ
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
61.271
63.715
65.622
68.314
69.037
69.292
73.010
74.122
76.500
78.045
81.361
83.414
91.085
92.672
90.225
91.846
93.805
95.764
97.723
100.624
101.799
102.750
105.383
105.921
107.189
107.452
107.723
109.204
110.413
111.605
112.784
113.953
115.118
116.281
117.447
118.619
119.801
120.997
122.210
123.446
124.707
125.997
430.104
462.639
512.448
496.300
485.395
496.581
518.145
540.904
584.092
589.386
597.740
639.313
634.569
636.536
637.489
721.875
721.470
721.065
720.660
755.756
777.419
790.200
836.851
834.914
873.671
790.872
880.378
882.129
902.089
922.782
944.256
966.558
989.743
1.013.867
1.038.992
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1.182.116
1.214.818
1.249.102
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778.829
785.590
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806.968
820.652
835.986
852.889
871.330
891.326
912.983
936.227
961.114
987.708
1.016.141
992.497
1.032.693
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1.104.853
1.139.499
1.173.926
1.208.445
1.243.286
1.278.633
1.314.645
1.351.465
1.389.227
1.428.063
1.468.101
1.509.472
155,15
158,66
162,31
166,09
170,01
174,10
178,34
182,76
187,37
192,18
197,19
202,44
207,93
213,68
219,70
136,77
137,29
138,53
140,25
142,37
144,81
147,54
150,54
153,80
157,34
161,17
165,27
169,66
174,35
179,36
174,24
181,20
187,59
193,74
199,77
205,77
211,78
217,86
224,03
230,32
236,75
243,35
250,14
257,14
264,37
378
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ESCAZÚ
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
5.737
6.019
6.573
6.972
7.166
7.402
7.881
8.038
8.518
8.890
9.347
9.848
10.750
11.153
11.400
11.783
12.665
13.548
14.430
15.102
15.887
17.163
17.707
17.862
19.792
20.563
21.255
22.657
23.863
25.141
26.497
27.938
29.471
31.105
32.848
34.710
36.703
38.839
41.133
43.599
46.254
49.118
30.352
23.939
32.343
36.243
37.831
38.748
41.761
44.143
47.893
49.725
50.562
53.798
56.882
56.199
58.882
70.585
50.438
70.944
91.450
91.825
97.861
110.897
117.175
119.389
143.372
138.799
160.280
171.096
186.004
202.775
221.688
243.065
267.278
294.756
325.997
361.577
402.161
448.519
501.543
562.266
631.884
711.780
146.979
157.643
171.164
187.338
206.304
228.337
253.811
283.433
317.722
357.085
402.283
454.198
513.857
582.973
662.668
195.334
214.610
234.727
256.460
280.320
306.777
336.319
369.480
406.864
449.153
497.134
551.708
613.918
684.966
766.242
30,94
33,59
36,58
39,94
43,74
48,03
52,90
58,44
64,73
71,91
80,11
89,47
100,19
112,47
126,56
26,58
28,48
30,89
33,76
37,13
41,03
45,55
50,79
56,85
63,80
71,78
80,94
91,46
103,65
117,70
35,32
38,75
42,33
46,19
50,43
55,12
60,36
66,23
72,85
80,33
88,81
98,45
109,43
121,97
136,30
379
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN DESAMPARADOS
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
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2005
2006
2007
2008
2009
2010
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2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
15.333
16.163
17.576
19.121
19.671
20.642
21.994
22.633
25.086
25.981
27.544
30.110
32.847
33.811
34.183
35.034
37.549
40.063
42.578
44.409
46.391
47.927
50.232
50.389
52.401
53.495
54.406
55.268
57.047
58.863
60.718
62.614
64.556
66.547
68.589
70.687
72.843
75.063
77.349
79.707
82.140
84.654
51.076
54.942
62.956
64.145
66.784
71.212
75.687
82.195
88.985
91.840
93.757
97.016
102.705
105.516
105.426
116.291
125.179
134.067
142.954
152.625
162.244
166.116
177.230
178.107
191.000
176.771
194.822
197.682
204.049
210.592
217.329
224.275
231.449
238.870
246.560
254.540
262.834
271.470
280.473
289.876
299.709
310.008
175.944
177.549
180.310
183.879
188.755
194.236
200.087
206.304
212.894
219.868
227.251
235.064
243.320
252.048
261.396
219.487
230.778
241.228
251.318
261.252
271.149
281.090
291.136
301.338
311.741
322.387
333.317
344.570
356.188
368.211
36,21
37,39
38,59
39,84
41,12
42,44
43,81
45,22
46,69
48,22
49,81
51,47
53,20
55,00
56,90
32,40
32,76
33,32
34,02
34,94
35,96
37,05
38,20
39,43
40,72
42,08
43,53
45,05
46,66
48,38
40,04
42,05
43,92
45,73
47,52
49,31
51,11
52,93
54,78
56,66
58,59
60,58
62,63
64,74
66,93
380
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ASERRÍ
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.761
2.993
3.262
3.521
3.654
3.777
3.992
4.127
4.375
4.412
4.630
4.944
5.376
5.641
5.704
5.860
6.275
6.689
7.103
7.742
8.189
8.655
9.116
9.132
9.148
9.769
9.915
10.729
11.189
11.661
12.147
12.646
13.158
13.684
14.225
14.779
15.347
15.930
16.528
17.140
17.768
18.412
6.362
8.047
8.748
8.919
8.491
10.111
10.888
11.743
12.817
12.805
13.270
14.217
14.788
14.903
15.590
17.228
18.232
19.236
20.240
22.027
24.132
25.880
26.612
26.785
26.958
27.271
29.960
31.281
32.539
33.814
35.105
36.410
37.730
39.063
40.410
41.769
43.140
44.523
45.918
47.325
48.744
50.176
29.630
30.889
32.164
33.454
34.760
36.079
37.413
38.759
40.119
41.490
42.873
44.268
45.675
47.094
48.526
32.931
34.190
35.465
36.755
38.061
39.380
40.714
42.060
43.419
44.791
46.174
47.569
48.975
50.395
51.827
5,78
6,01
6,25
6,48
6,72
6,97
7,21
7,46
7,71
7,96
8,22
8,47
8,73
8,99
9,25
5,48
5,71
5,94
6,18
6,42
6,67
6,91
7,16
7,41
7,66
7,92
8,17
8,43
8,69
8,95
6,08
6,31
6,55
6,78
7,02
7,27
7,51
7,76
8,01
8,26
8,52
8,77
9,03
9,29
9,55
381
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MORA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
928
1.023
1.142
1.228
1.320
1.370
1.466
1.524
1.651
1.737
1.889
2.047
2.224
2.343
2.420
2.488
2.664
2.840
3.016
3.176
3.330
3.463
3.687
3.721
3.755
4.212
4.394
4.518
4.715
4.917
5.125
5.339
5.559
5.785
6.018
6.257
6.503
6.756
7.017
7.285
7.561
7.845
2.632,10
3.572,53
3.950,00
3.628,94
4.103,58
4.472,90
4.789,89
5.243,77
5.918,57
5.995,36
6.090,73
6.799,55
7.203,85
7.673,39
8.017,45
9.244,18
9.650,81
10.057,44
10.464,07
11.196,76
11.862,63
12.359,26
12.797,32
13.407,18
14.017,05
14.064,63
16.580,87
16.808,20
17.823,20
18.903,22
20.052,47
21.275,44
22.576,92
23.961,99
25.436,09
27.004,99
28.674,88
30.452,31
32.344,30
34.358,30
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38.784,76
15.664,54
16.543,11
17.515,49
18.572,94
19.714,51
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25.439,61
27.109,50
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30.778,92
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37.219,38
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20.290,94
21.532,00
22.836,38
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25.664,98
27.202,64
28.831,35
30.557,86
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34.332,77
36.396,27
38.587,91
40.916,38
3,09
3,28
3,48
3,69
3,91
4,15
4,41
4,68
4,97
5,28
5,61
5,96
6,33
6,72
7,14
2,89
3,06
3,24
3,44
3,65
3,89
4,14
4,42
4,70
5,01
5,34
5,69
6,06
6,45
6,88
3,29
3,50
3,72
3,94
4,18
4,43
4,70
4,98
5,28
5,60
5,93
6,29
6,67
7,07
7,50
382
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN GOICOECHEA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
14.640
15.290
16.906
18.662
18.803
19.287
20.733
21.639
22.301
22.744
23.746
24.810
26.790
27.603
27.889
28.231
29.226
30.221
31.216
32.366
33.021
27.997
28.553
28.667
29.670
37.016
38.216
35.990
36.618
37.239
37.853
38.460
39.060
39.653
40.240
40.820
41.395
41.964
42.528
43.088
43.645
44.198
77.968
87.119
88.898
89.674
93.050
93.960
101.613
108.207
115.812
120.480
127.734
133.941
134.601
135.702
144.813
164.714
166.160
167.606
169.053
173.736
161.594
161.959
162.952
163.534
168.304
176.452
192.859
194.993
197.936
200.954
204.053
207.239
210.520
213.904
217.401
221.021
224.777
228.681
232.747
236.993
241.435
246.091
163.443
157.475
154.037
151.681
150.053
148.977
148.350
148.651
149.338
150.317
151.580
153.121
154.944
157.053
159.457
227.223
240.326
251.162
260.865
269.877
278.430
286.666
294.682
302.549
310.323
318.050
325.772
333.524
341.340
349.253
34,79
35,31
35,85
36,40
36,97
37,55
38,15
38,77
39,41
40,08
40,77
41,49
42,24
43,02
43,84
29,30
28,28
27,69
27,29
27,02
26,84
26,75
26,81
26,94
27,12
27,35
27,63
27,96
28,34
28,77
40,38
42,65
44,53
46,21
47,78
49,26
50,70
52,09
53,46
54,81
56,16
57,51
58,86
60,22
61,60
383
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTA ANA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
3.080
3.369
3.613
3.959
4.109
4.244
4.532
4.688
4.956
5.234
5.524
5.843
6.363
6.552
6.713
6.914
7.453
7.990
8.536
9.296
10.123
10.478
11.203
11.356
12.618
13.332
13.968
14.441
15.058
15.710
16.400
17.129
17.901
18.719
19.588
20.510
21.490
22.535
23.648
24.837
26.109
27.471
11.284
14.300
12.798
14.807
15.679
16.769
18.617
19.843
21.920
22.540
22.892
24.938
27.663
28.501
30.112
34.148
39.820
45.507
53.463
67.946
88.127
95.295
111.703
122.767
133.119
134.183
157.135
175.157
194.603
216.812
242.375
272.019
306.637
347.324
395.432
452.621
520.941
602.916
701.660
821.015
965.723
1.141.606
114.781
113.858
130.764
151.266
176.017
205.805
241.712
285.097
337.596
401.357
478.820
573.064
687.930
828.160
1.018.166
236.832
292.974
340.644
386.961
434.579
485.275
540.645
602.349
672.260
752.575
845.932
955.530
1.085.278
1.239.972
1.425.515
30,25
33,64
37,53
42,00
47,20
53,28
60,43
68,90
78,96
90,99
105,42
122,81
143,83
169,31
200,28
20,42
20,57
23,60
27,26
31,67
36,98
43,36
51,07
60,38
71,68
85,40
102,07
122,38
147,15
180,66
40,28
49,50
57,43
65,20
73,26
81,89
91,38
102,00
114,08
128,02
144,26
163,37
186,04
213,11
245,61
384
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN ALAJUELITA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
3.807
4.068
4.343
5.088
5.165
5.282
5.461
5.559
5.922
7.202
7.717
8.214
9.374
9.557
9.454
9.744
10.504
11.265
12.025
14.531
14.927
15.434
16.001
16.143
17.094
17.434
17.929
18.588
19.180
19.769
20.355
20.940
21.523
22.104
22.684
23.261
23.838
24.414
24.989
25.562
26.136
26.709
10.891
12.879
12.524
13.931
14.040
14.738
15.224
16.652
18.610
20.085
21.591
23.277
23.729
25.192
25.226
27.508
29.040
30.572
32.104
37.463
41.483
44.087
45.874
46.280
51.263
48.516
53.752
55.490
57.683
59.906
62.162
64.452
66.779
69.147
71.557
74.014
76.520
79.080
81.699
84.380
87.128
89.950
CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)
43.946
41.253
39.803
38.981
38.569
38.468
38.607
38.953
39.473
40.149
40.969
41.924
43.011
44.226
45.568
385
67.033
74.112
80.009
85.342
90.335
95.101
99.709
104.203
108.615
112.971
117.289
121.587
125.878
130.175
134.491
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
10,30
10,71
11,12
11,54
11,96
12,39
12,83
13,27
13,72
14,19
14,66
15,14
15,63
16,14
16,66
8,17
7,67
7,39
7,24
7,16
7,14
7,16
7,22
7,32
7,44
7,59
7,76
7,96
8,18
8,42
12,44
13,75
14,85
15,84
16,76
17,64
18,50
19,33
20,14
20,95
21,74
22,54
23,33
24,12
24,92
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CORONADO
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
3.551
7.721
4.261
4.691
4.871
5.033
5.425
5.753
6.373
6.886
7.505
7.960
9.023
9.840
10.321
10.689
11.491
12.292
13.093
13.893
14.629
15.312
16.025
16.121
16.705
17.613
18.018
18.048
18.477
18.906
19.335
19.764
20.193
20.621
21.050
21.479
21.908
22.337
22.766
23.194
23.623
24.051
14.040
15.769
17.162
17.449
18.602
20.166
21.542
23.165
25.762
26.964
26.872
28.434
30.957
32.486
34.371
39.267
41.232
43.197
45.162
49.973
53.307
60.151
59.685
59.835
61.250
61.417
69.401
73.328
77.995
82.698
87.437
92.212
97.022
101.867
106.749
111.666
116.619
121.607
126.631
131.690
136.786
141.917
62.934
64.836
67.466
70.455
73.682
77.088
80.637
84.347
88.262
92.264
96.348
100.533
105.022
109.567
114.179
83.722
91.154
97.931
104.419
110.741
116.956
123.098
129.190
135.248
141.283
147.302
153.314
159.322
165.332
171.346
13,45
14,31
15,17
16,05
16,93
17,81
18,70
19,60
20,51
21,42
22,34
23,26
24,19
25,13
26,08
11,61
11,96
12,45
13,00
13,60
14,23
14,88
15,57
16,29
17,03
17,78
18,55
19,38
20,22
21,07
15,30
16,66
17,90
19,09
20,25
21,39
22,52
23,64
24,75
25,86
26,96
28,07
29,17
30,27
31,38
386
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN TIBÁS
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
10.852
11.056
11.446
12.546
12.706
13.073
14.042
14.443
15.225
15.815
16.333
16.694
17.739
17.928
17.814
18.018
18.481
18.943
19.406
19.813
20.139
20.484
20.780
20.895
21.307
21.526
21.638
21.920
22.163
22.399
22.631
22.857
23.077
23.293
23.503
23.708
23.909
24.104
24.295
24.482
24.664
24.843
62.906
68.399
67.854
67.501
72.910
74.427
77.086
79.528
83.671
88.664
90.020
91.541
89.319
89.350
88.350
104.317
106.821
109.325
111.829
120.603
122.867
127.281
127.524
127.528
131.080
118.019
132.573
131.820
133.793
135.794
137.824
139.882
141.970
144.087
146.234
148.411
150.618
152.856
155.125
157.426
159.758
162.123
CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)
118.219
116.580
115.723
115.312
115.205
115.325
115.627
116.080
116.663
117.361
118.162
119.056
120.037
121.099
122.237
387
145.420
151.005
155.865
160.335
164.560
168.615
172.547
176.388
180.158
183.875
187.550
191.194
194.814
198.417
202.009
DEMANDA (MW)
23,08
23,44
23,80
24,17
24,55
24,93
25,31
25,70
26,09
26,49
26,90
27,31
27,73
28,15
28,58
DEMANDA (MW)
20,77
20,53
20,42
20,38
20,39
20,45
20,53
20,64
20,77
20,92
21,08
21,27
21,46
21,67
21,90
DEMANDA (MW)
25,39
26,35
27,19
27,97
28,70
29,40
30,09
30,76
31,42
32,07
32,71
33,35
33,99
34,62
35,25
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MORAVIA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
5.881
6.224
7.248
7.430
7.590
7.670
8.101
8.387
8.726
9.164
9.513
10.163
10.970
11.240
11.408
11.657
12.248
12.838
13.428
13.949
14.537
15.061
15.456
15.614
16.638
17.111
19.168
18.701
19.387
20.083
20.790
21.507
22.234
22.972
23.721
24.481
25.252
26.035
26.829
27.636
28.455
29.287
25.125
29.852
30.035
30.458
31.847
32.616
33.764
38.090
39.713
39.716
39.627
40.743
42.197
44.043
45.044
49.254
50.460
51.666
52.872
55.831
58.672
60.978
63.615
71.671
69.466
63.999
71.767
75.109
77.809
80.571
83.394
86.275
89.211
92.199
95.237
98.320
101.448
104.615
107.819
111.058
114.328
117.628
68.203
70.564
73.068
75.679
78.371
81.134
83.962
86.849
89.791
92.783
95.822
98.902
102.040
105.217
108.426
82.015
85.054
88.086
91.141
94.229
97.355
100.519
103.721
106.960
110.234
113.543
116.882
120.251
123.647
127.068
13,80
14,29
14,80
15,31
15,83
16,37
16,91
17,46
18,02
18,59
19,17
19,75
20,33
20,93
21,52
12,56
13,00
13,46
13,94
14,43
14,93
15,45
15,98
16,51
17,06
17,61
18,17
18,74
19,32
19,90
15,04
15,59
16,14
16,69
17,25
17,81
18,38
18,96
19,55
20,14
20,74
21,34
21,95
22,56
23,18
388
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN MONTES DE OCA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
9.259
9.924
10.327
10.722
10.969
11.000
11.423
11.640
12.077
12.437
13.344
14.014
14.656
15.059
15.356
15.669
16.322
16.975
17.628
18.186
18.581
18.858
19.279
19.376
20.135
20.518
20.603
20.976
21.266
21.543
21.807
22.059
22.300
22.530
22.750
22.961
23.163
23.356
23.541
23.719
23.890
24.055
54.739
59.506
62.911
64.957
70.284
72.697
74.893
78.364
82.468
84.356
86.464
91.139
88.134
88.464
89.083
98.676
102.578
106.481
110.384
119.990
127.596
129.832
130.872
131.243
141.659
130.936
143.997
144.455
147.517
150.561
153.586
156.592
159.577
162.541
165.485
168.407
171.309
174.189
177.049
179.888
182.708
185.507
127.676
125.598
124.754
124.514
124.647
125.038
125.623
126.353
127.196
128.155
129.268
130.439
131.658
132.917
134.212
162.800
172.219
180.084
187.161
193.731
199.937
205.863
211.564
217.075
222.426
227.637
232.723
237.699
242.574
247.358
47,93
48,96
49,99
51,01
52,02
53,02
54,02
55,01
55,99
56,97
57,93
58,90
59,85
60,80
61,74
42,81
42,18
41,95
41,91
42,00
42,16
42,39
42,67
42,98
43,32
43,70
44,10
44,52
44,94
45,38
53,30
56,18
58,61
60,81
62,86
64,80
66,66
68,45
70,18
71,87
73,52
75,12
76,70
78,24
79,76
389
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CURRIDABAT
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
5.623
6.978
7.864
7.238
8.551
8.965
9.429
9.574
9.861
10.217
10.623
11.330
12.051
12.513
12.863
13.302
14.446
15.589
16.733
16.021
16.627
17.125
17.943
18.049
19.536
19.491
19.852
21.304
21.892
22.475
23.054
23.628
24.199
24.766
25.330
25.891
26.449
27.004
27.557
28.108
28.656
29.203
33.742
38.414
40.334
49.760
57.592
60.670
63.567
66.554
72.885
74.866
78.442
82.096
79.436
82.346
82.983
97.607
98.182
98.756
99.331
104.416
110.435
112.893
116.083
116.991
125.276
122.751
139.070
145.331
152.664
160.118
167.697
175.402
183.239
191.482
200.228
209.117
218.155
227.345
236.693
246.204
255.882
265.735
125.234
124.913
128.010
132.122
136.907
142.185
147.867
153.898
160.243
166.877
173.783
180.950
188.374
196.089
204.047
165.428
181.192
194.611
207.100
219.084
230.763
242.253
253.630
264.946
276.239
287.541
298.875
310.264
321.725
333.274
25,98
27,31
28,65
30,02
31,41
32,82
34,30
35,86
37,45
39,07
40,72
42,39
44,10
45,83
47,60
22,44
22,40
22,94
23,67
24,52
25,46
26,47
27,55
28,68
29,86
31,10
32,38
33,71
35,09
36,51
29,53
32,34
34,73
36,96
39,11
41,20
43,26
45,30
47,33
49,36
51,39
53,42
55,47
57,53
59,61
390
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL – ALAJUELA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
2.545
2.972
3.191
3.033
3.155
3.228
4.092
4.251
4.514
4.786
5.332
5.815
5.240
4.154
4.458
4.762
5.058
5.353
5.648
6.008
6.359
6.734
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7.437
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8.339
8.717
8.872
9.205
9.539
9.873
10.207
10.542
10.877
11.211
11.547
11.882
12.217
12.553
12.889
13.225
13.562
19.858
24.800
24.833
25.050
27.902
29.291
33.006
35.755
38.240
39.024
41.347
45.740
42.835
42.694
43.140
51.367
48.810
46.253
43.696
47.681
49.288
53.825
59.135
59.701
60.894
61.167
70.587
71.280
73.914
76.548
79.183
81.817
84.451
87.085
89.719
92.354
94.988
97.622
100.256
102.891
105.525
108.159
CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)
68.472
70.136
72.029
74.039
76.124
78.572
81.050
83.540
86.038
88.544
91.056
93.573
96.096
98.622
101.153
391
16.011
18.479
20.398
22.034
23.489
24.817
26.047
27.201
28.293
29.331
30.325
31.281
32.202
33.093
33.957
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR
12,25
12,70
13,15
13,61
14,06
14,51
14,96
15,42
15,87
16,32
16,77
17,23
17,68
18,13
18,58
11,75
12,02
12,34
12,68
13,04
13,46
13,89
14,31
14,74
15,18
15,61
16,04
16,48
16,91
17,35
2,80
3,23
3,56
3,84
4,09
4,32
4,53
4,73
4,92
5,10
5,27
5,44
5,59
5,75
5,90
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL – CARTAGO
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
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1996
1997
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1999
2000
2001
2002
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2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
31
32
33
34
36
38
41
44
47
49
53
55
60
62
61
65
69
74
78
76
87
87
87
88
100
101
100
106
111
115
120
124
129
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140
146
152
158
165
171
179
186
234
251
279
284
278
308
321
406
423
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480
542
552
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575
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662
631
600
648
683
895
591
597
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799
991
993
1.011
1.030
1.050
1.071
1.095
1.120
1.147
1.176
1.207
1.240
1.276
1.315
1.356
1.401
746
694
658
630
609
593
582
575
573
574
578
587
599
615
637
1.241
1.327
1.402
1.470
1.534
1.596
1.657
1.718
1.779
1.840
1.902
1.965
2.030
2.097
2.167
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0,17
0,18
0,18
0,18
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0,19
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0,20
0,21
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0,22
0,23
0,24
0,25
0,13
0,12
0,11
0,11
0,11
0,11
0,10
0,10
0,10
0,10
0,11
0,11
0,11
0,11
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0,23
0,24
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0,29
0,30
0,32
0,33
0,34
0,35
0,36
0,37
392
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN LA UNIÓN
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
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2000
2001
2002
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2007
2008
2009
2010
2011
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2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
4.935
5.287
5.874
6.314
6.627
6.970
7.817
8.500
9.436
10.338
11.176
11.909
13.567
14.031
14.220
14.721
15.763
16.805
17.846
18.754
19.482
20.260
21.359
21.599
22.907
23.823
24.546
25.633
26.754
27.853
28.934
30.000
31.052
32.094
33.128
34.155
35.177
36.195
37.212
38.228
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40.264
21.940
24.149
25.098
25.685
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29.620
32.069
35.638
39.913
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46.842
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56.970
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64.356
68.756
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72.698
76.388
80.022
82.730
85.365
87.746
101.412
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119.901
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102.667
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111.624
115.154
118.804
122.555
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130.311
134.298
138.349
142.614
146.946
137.056
147.476
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181.138
188.787
196.275
203.634
210.888
218.055
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232.184
239.166
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21,51
22,43
23,35
24,27
25,20
26,12
27,04
27,97
28,90
29,83
30,77
31,70
32,64
33,58
34,53
18,54
18,56
18,82
19,18
19,63
20,25
20,89
21,56
22,24
22,94
23,65
24,38
25,11
25,88
26,67
24,49
26,32
27,93
29,43
30,87
32,26
33,61
34,94
36,24
37,53
38,80
40,06
41,31
42,55
43,78
393
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN CENTRAL – HEREDIA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
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2000
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2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.598
3.020
3.178
3.443
3.476
3.496
3.573
3.648
3.811
4.075
4.438
4.896
5.231
5.401
5.613
5.748
5.969
6.191
6.412
6.572
6.775
6.917
7.094
7.124
7.459
7.576
7.729
16.696
17.168
17.639
18.111
18.582
19.054
19.525
19.997
20.468
20.940
21.411
21.883
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23.297
15.154
17.519
19.053
20.926
22.299
23.578
24.998
29.750
33.137
35.976
40.047
43.083
43.640
43.947
44.196
51.777
54.811
57.845
60.879
64.483
68.547
71.800
75.987
75.188
89.904
82.540
95.181
94.184
97.752
101.320
104.888
108.456
112.024
115.592
119.160
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137.000
140.568
144.136
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71.567
71.102
71.183
71.636
72.514
73.585
74.810
76.163
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82.531
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115.349
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138.593
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175.711
181.413
187.028
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16,02
16,62
17,23
17,83
18,43
19,04
19,64
20,24
20,85
21,45
22,06
22,66
23,26
23,87
24,47
12,49
12,28
12,23
12,27
12,37
12,54
12,74
12,96
13,20
13,46
13,74
14,03
14,33
14,64
14,96
19,55
20,97
22,22
23,39
24,50
25,57
26,60
27,61
28,59
29,56
30,51
31,44
32,37
33,28
34,18
394
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN BARVA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.445
2.588
2.888
3.055
3.214
3.439
3.679
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4.038
4.239
4.408
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4.832
5.037
5.468
5.702
5.994
6.287
6.579
6.857
7.111
7.411
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7.632
8.580
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10.986
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11.637
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13.508
14.077
15.387
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22.083
23.691
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25.467
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27.781
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28.295
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29.900
30.617
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32.213
33.090
34.020
35.003
36.044
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35.599
37.980
40.110
42.111
44.032
45.904
47.742
49.561
51.371
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5,84
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6,94
7,17
7,40
7,63
7,87
8,12
8,37
8,63
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9,17
5,16
5,16
5,22
5,30
5,40
5,52
5,65
5,79
5,94
6,10
6,27
6,45
6,64
6,84
7,05
6,54
6,97
7,36
7,72
8,07
8,41
8,74
9,08
9,40
9,73
10,06
10,40
10,73
11,07
11,42
395
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTO DOMINGO
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
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1999
2000
2001
2002
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2007
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2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
4.031
4.225
4.448
5.071
5.296
5.383
5.665
5.776
5.971
6.083
6.266
6.534
6.680
6.775
7.162
7.503
7.946
8.388
8.831
9.221
9.606
10.016
9.773
10.143
14.111
13.867
14.412
14.960
15.552
16.157
16.777
17.412
18.063
18.730
19.414
20.114
20.833
21.571
22.327
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23.902
24.720
19.229
21.135
23.018
24.186
24.864
26.849
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29.312
30.869
31.439
31.979
34.231
33.455
34.534
37.146
41.298
43.254
45.211
47.167
52.495
55.594
58.717
60.391
66.242
72.742
65.223
75.379
82.246
88.384
94.665
101.098
107.689
114.448
121.386
128.515
135.848
143.401
151.193
159.244
167.576
176.217
185.126
68.109
71.130
75.098
79.599
84.495
89.763
95.373
101.267
107.442
113.901
120.652
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135.089
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150.840
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105.397
113.996
122.360
130.642
138.924
147.257
155.682
164.229
172.930
181.810
190.900
200.227
209.824
219.655
14,78
15,89
17,03
18,20
19,39
20,61
21,87
23,16
24,48
25,84
27,25
28,70
30,20
31,76
33,36
12,23
12,79
13,51
14,33
15,21
16,17
17,18
18,25
19,36
20,53
21,75
23,02
24,35
25,74
27,18
17,29
18,96
20,52
22,03
23,53
25,03
26,53
28,05
29,60
31,17
32,77
34,41
36,09
37,82
39,59
396
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SANTA BÁRBARA
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
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2000
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2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.067
2.451
2.610
2.906
3.013
3.090
3.314
3.486
3.705
3.924
4.163
4.374
4.772
4.842
5.031
5.194
5.574
5.962
6.350
6.739
7.081
7.435
7.816
7.936
8.544
9.060
9.364
9.785
10.214
10.656
11.110
11.576
12.056
12.549
13.056
13.578
14.114
14.666
15.235
15.820
16.423
17.046
5.681
7.018
7.631
7.904
8.485
9.066
10.028
11.347
12.350
12.831
12.923
14.046
14.838
14.995
15.213
17.284
17.967
18.952
19.847
21.686
23.186
23.819
24.715
25.004
27.241
27.367
30.211
31.158
32.842
34.583
36.384
38.252
40.191
42.210
44.314
46.512
48.812
51.225
53.759
56.427
59.241
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28.952
30.448
32.061
33.759
35.537
37.396
39.341
41.378
43.512
45.753
48.109
50.589
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33.570
35.588
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39.567
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43.702
45.862
48.099
50.421
52.838
55.362
58.002
60.772
63.683
66.749
5,75
6,06
6,38
6,71
7,05
7,41
7,78
8,17
8,58
9,00
9,45
9,91
10,41
10,93
11,47
5,35
5,62
5,92
6,24
6,57
6,91
7,27
7,65
8,04
8,46
8,89
9,35
9,83
10,34
10,89
6,18
6,54
6,90
7,27
7,64
8,02
8,42
8,83
9,25
9,70
10,16
10,65
11,16
11,69
12,26
397
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN SAN ISIDRO
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
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1991
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2000
2001
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2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
88
84
94
88
102
110
120
124
131
139
146
156
113
122
138
145
157
170
181
203
213
218
170
174
178
262
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
275
261
285
315
276
308
365
421
469
473
523
503
555
501
516
556
646
703
759
815
1.174
1.092
1.321
901
904
907
1.369
1.412
1.354
1.434
1.519
1.610
1.707
1.811
1.921
2.039
2.164
2.299
2.442
2.596
2.760
2.935
3.123
1.008
1.087
1.171
1.261
1.357
1.459
1.568
1.685
1.809
1.942
2.085
2.237
2.400
2.574
2.761
1.732
1.828
1.926
2.028
2.134
2.246
2.365
2.490
2.623
2.764
2.915
3.075
3.245
3.426
3.620
0,25
0,26
0,28
0,30
0,31
0,33
0,35
0,38
0,40
0,43
0,45
0,48
0,51
0,54
0,58
0,19
0,20
0,22
0,23
0,25
0,27
0,29
0,31
0,34
0,36
0,39
0,42
0,45
0,48
0,51
0,32
0,33
0,35
0,37
0,39
0,41
0,43
0,46
0,48
0,51
0,53
0,56
0,60
0,63
0,67
398
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN BELÉN
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
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2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
2.021
2.210
2.406
2.478
2.568
2.631
2.789
2.868
3.013
3.215
3.468
3.709
4.056
4.221
4.372
4.513
4.782
5.050
5.318
5.554
5.788
6.090
6.448
6.523
7.158
7.438
7.675
8.017
8.306
8.599
8.899
9.204
9.515
9.833
10.156
10.486
10.823
11.166
11.515
11.871
12.234
12.603
42.338
45.752
45.466
40.503
46.103
44.144
41.474
54.178
62.855
66.489
69.591
73.615
89.792
94.530
113.329
150.001
154.361
158.721
163.082
178.703
250.843
195.466
199.148
201.789
214.700
217.349
253.410
241.512
244.139
246.775
249.432
252.116
254.832
257.582
260.366
263.186
266.042
268.935
271.864
274.829
277.831
280.870
196.254
190.276
186.422
183.634
181.532
179.926
178.704
177.795
177.147
176.724
176.498
176.448
176.557
176.811
177.198
286.770
298.001
307.127
315.229
322.700
329.738
336.459
342.938
349.226
355.361
361.372
367.280
373.102
378.852
384.542
39,45
39,93
40,40
40,88
41,37
41,86
42,36
42,87
43,38
43,90
44,42
44,95
45,49
46,04
46,59
32,15
31,21
30,62
30,20
29,90
29,68
29,53
29,43
29,37
29,35
29,36
29,41
29,48
29,57
29,69
46,75
48,65
50,19
51,57
52,84
54,04
55,19
56,31
57,39
58,44
59,48
60,50
61,51
62,51
63,49
399
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
CANTÓN FLORES
TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA
Año
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
NO. DE CLIENTES
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
CONSUMO (MWH)
DEMANDA (MW)
A PARTIR DEL 2006
A PARTIR DEL 2006
LÍMITE INFERIOR
LÍMITE SUPERIOR
PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR
1.361
1.490
1.527
1.604
1.653
1.688
1.798
1.829
1.902
1.968
2.056
2.122
2.253
2.325
2.416
2.504
2.665
2.826
2.986
3.194
3.389
3.584
3.922
3.984
4.506
4.735
4.983
9.724
10.380
11.036
11.693
12.349
13.005
13.661
14.317
14.974
15.630
16.286
16.942
17.598
18.254
18.911
8.686
8.964
9.518
10.125
9.693
10.470
9.744
9.753
11.058
10.172
11.318
12.061
12.919
13.041
13.244
14.596
16.006
17.467
18.825
19.740
19.609
20.966
27.127
28.524
37.880
37.181
44.024
43.606
47.782
52.116
56.628
61.343
66.290
71.501
77.013
82.868
89.116
95.812
103.021
110.817
119.283
128.518
33.338
33.752
35.204
37.284
39.856
42.862
46.287
50.136
54.428
59.197
64.487
70.351
76.856
84.081
92.118
53.874
61.813
69.028
75.972
82.833
89.722
96.720
103.896
111.315
119.042
127.146
135.701
144.787
154.496
164.930
400
7,40
8,11
8,85
9,62
10,43
11,27
12,17
13,11
14,12
15,19
16,35
17,59
18,94
20,40
22,00
DEMANDA (MW)
5,74
5,85
6,13
6,51
6,97
7,50
8,11
8,79
9,55
10,39
11,31
12,34
13,48
14,75
16,16
DEMANDA (MW)
LÍMITE SUPERIOR
9,06
10,38
11,58
12,74
13,89
15,04
16,22
17,44
18,69
20,01
21,39
22,84
24,40
26,06
27,85
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
APÉNDICE III: DISTRITOS CON LA ASIGNACIÓN DE
PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN DE LOS
ALIMENTADORES POR SECTOR DE CONSUMO
401
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón San José
Porcentajes del Distrito Carmen, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General Industrial
Aduana
25
72
89
Santa Teresita
75
28
11
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Merced, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General Industrial
Avenida 7
44
25
47
Avenida 10
39
7,5
7,8
Los Pinos
14,11
54,42
38
Sabana
2,7
12,7
7,14
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Hospital, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General Industrial
Avenida 6
5,51
9,00
1,52
Avenida 10
2,90
24,84
0,00
Avenida 16
1,23
11,81
2,65
Keith
5,17
2,27
2,54
Linda Vista
9,17
7,31
1,00
Los Pinos
26,48
4,74
44,35
Morenos
10,69
4,73
43,71
Sabana
11,85
22,19
1,76
San Cayetano
21,89
7,45
1,75
Santa Marta
5,07
6,03
0,67
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Catedral, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General Industrial
Aduana
11
49,4
49,5
Central
8,07
21,666
12,26
San Cayetano
45,19
5,31
23,35
Santa Marta
35,77
23,61
14,8
Total
100
100
100
402
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Zapote, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Lourdes
20,00
39,00
0,00
San Antonio
17,00
28,00
91,00
San Pedro
1,81
4,63
0,00
Santa Marta
39,77
20,58
7,59
Zapote
21,41
7,18
1,18
Total
99,99
99,39
99,77
Porcentajes del Distrito San Fco. de Dos Ríos, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santa Marta
42,76
33,81
25,58
Zapote
33,45
50,55
22,49
San Antonio
23,78
15,63
51,92
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito La Uruca, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ayala
0,00
0,56
0,00
Guadalupe 1
6,11
0,79
0,00
Guadalupe 2
2,43
0,48
1,86
INA
48,70
48,47
29,98
Primer Amor
25,04
31,95
54,39
Tibás
2,23
3,29
0,00
Valencia
4,24
4,21
1,58
Virilla
11,22
10,21
12,19
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Mata Redonda, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Linda Vista
28,32
19,94
20,57
Industrial
7,34
7,68
0
Morenos
22,01
29,57
0
Primer Amor
8,76
22,02
58,79
Sabana
33,53
20,76
20,62
Total
100
100
100
403
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Pavas, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ayala
20,77
31,44
9,06
Industrial
12,37
33,32
51,44
Laureles
17,57
6,28
6,16
Pavas
40,12
24,63
27,12
Escazú
9,15
4,31
6,2
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Hatillo, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Linda Vista
32,00
10,00
2,00
Los Pinos
32,00
32,00
27,00
Morenos
10,14
10,07
11,00
Periférico
19,82
14,42
6,00
San Josecito
6,14
33,84
53,79
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Sebastián, San José
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Calle Fallas
22,01
32,18
0,66
Periférico
52,13
30,94
90,71
San Cayetano
25,85
36,5
8,62
Total
100
100
100
Cantón Escazú
Porcentajes para Escazú, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General Industrial
Jaboncillos
90
95
100
La Verbena
10
5
0
Total
100
100
100
Porcentajes para San Antonio de Escazú
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aserrí
2
1
0
Jaboncillos
46
34
0
La Verbena
43
57
100
San Felipe
8,5
8
0
Total
100
100
100
404
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito San Rafael, Escazú
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Cima
2,00
13,00
14,00
Escazú
15,12
6,59
0,00
Guachipelín
9,00
11,00
0,00
Laureles
25,03
15,82
50,12
Montana
11,79
3,89
0,00
La Verbena
26,68
8,09
7,29
Multiplaza
10,26
41,77
28,17
Total
100
100
100
Cantón Desamparados
Porcentajes del Distrito Desamparados, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aserrí
11,82
6,87
13,66
Calle Fallas
66,09
34,71
30,43
Desamparados
11,36
42,44
53,62
Tiribí
10,72
16
2,27
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Miguel, Desamparados
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Higuito
91
94
100
Patarrá
9
6
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Patarrá, Desamparados
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Higuito
29
4
7
Patarrá
71
96
93
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Fátima, Desamparados
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Patarrá
85
94
100
San Antonio
15
6
0
Total
100
100
100
405
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito San Rafael Abajo, Desamparados
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aserrí
13
19
11
Periférico
87
81
89
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Antonio, Desamparados
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Desamparados
31,5
11,56
16,38
Patarrá
7,18
10,74
2,24
San Antonio
47,38
69,38
47,39
Santa Marta
13,93
8,3
33,97
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Juan de Dios
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aserrí
100
100
100
Total
100
100
100
406
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Aserrí
Circuito
Aserrí
Higuito
Total
Porcentajes del Distrito Aserrí
Sector
Sector
Residencial
General
96
99
4
1
100
100
Sector
Industrial
100
0
100
Cantón Mora
Porcentajes del Distrito Ciudad Colón, Mora
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Guachipelín
96,41
92,1
100
Guácima
3,59
7,9
0
Total
100
100
100
Cantón Goicoechea
Porcentajes del Distrito Guadalupe, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Central
30
41
22
Guadalupe
34
32
44
Ipís
4,66
4,26
5
Miraflores
19
14
29
Purral
7,58
1,54
0
Santa Teresita
3,96
6,57
1
Total
99
99
101
Porcentajes del Distrito San Francisco, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aduana
28,93
32,99
86
Central
31,14
3,13
0
San José
39,92
63,88
14
Total
100
100
100
407
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Calle Blancos, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aduana
2
10,03
6
Guadalupe 2
4
12,74
7
Guadalupe 1
9
24,06
63
Piuses
0,4
0,94
5
San José
18
12,27
0
San Pedro
62,89
33,57
19
San Vicente
3,5
6,355
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Mata Plátano, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
42,6
40,08
40
San Rafael
57,39
59,91
60
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Ipis, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
18,59
24,12
53
Purral
81,4
75,88
47
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Rancho Redondo, Goicoechea
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Purral
100
100
100
Total
100
100
100
408
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Santa Ana
Porcentajes del Distrito Pozos, Santa Ana
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Brasil
22,38
10,3
0
Hondura y Radial
28,92
68,65
92,78
Montana
12
7
0,94
Santa Ana Norte
36,69
14,03
6,27
Total
99,99
99,98
99,99
Porcentajes del Distrito Brasil, Santa Ana
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Brasil
8,75
2,42
0
Guachipelín
60,26
32,47
79,3
Piedades
30,98
65,1
20,69
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Salitral, Santa Ana
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Piedades
65,1
66,3
100
Santa Ana
34,9
33,7
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Piedades, Santa Ana
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ciudad Colón
1
0
0
Piedades
99
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Santa Ana, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santa Ana
100
100
100
Total
100
100
100
409
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Uruca Río Oro, Santa Ana
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Piedades
85,77
56,1
86
Santa Ana
14,22
43,89
14
Total
100
100
100
Cantón Alajuelita
Porcentajes del Distrito Alajuelita, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Felipe
San Josecito
Total
74
26
100
64
36
100
69
31
100
Porcentajes del Distrito Concepción, Alajuelita
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aserrí
9
3
53
San Felipe
91
97
47
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Felipe, Alajuelita
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
La Verbena
50
57
87
San Felipe
50
43
13
Total
100
100
100
Porcentajes para San Josecito de Alajuelita
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Felipe
64
86
53
San Josecito
36
14
47
Total
100
100
100
410
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Vásquez de Coronado
Porcentajes del Distrito San Isidro, Coronado
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
15
31,51
85,44
Llorente
84
68,48
14,56
Purral
1
0
0
Total
100
99,99
100
Porcentajes del Distrito San Rafael, Coronado
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Llorente
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Jesús, Coronado
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Llorente
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Patalillo, Coronado
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
27,68
21,92
0,71
Llorente
64,46
74,54
99,29
Miraflores
7,87
3,54
0,00
Total
100
100
100
411
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Tibás
Porcentajes del Distrito San Juan, Tibás
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Llorente
29,24
11,99
11,62
San Vicente
1,94
2,037
0,0065
Santo Domingo
6,15
14,68
0
Tibás
62,65
71,27
88,36
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Cinco Esquinas, Tibás
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Aduana
6,00
9,55
15,00
Guadalupe 2
3,00
13,00
0,06
Piuses
5,00
22,00
18,00
San Vicente
3,62
3,69
67,05
Santo Domingo
9,00
6,00
0,04
Santo Tomás
15,20
5,44
0,17
Tibás
57,92
40,32
0,34
Total
100
100
101
Porcentajes del Distrito Anselmo Llorente, Tibás
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Llorente
San Vicente
Tibás
Total
23
50,53
26,6
100
412
77
15
8
100
53
46
3
102
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Moravia
Porcentajes del Distrito San Vicente, Moravia
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Guadalupe
6,00
8,00
0,00
Ipis
4,00
1,00
0,00
Llorente
42,96
40,25
33,00
Miraflores
12,40
23,22
55,00
San Vicente
34,37
28,00
11,35
Total
99,73
100,47
99,35
Porcentajes del Distrito San Jerónimo, Moravia
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Miraflores
29,57
14
11
San Luis
70,42
85,94
89
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Trinidad, Moravia
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
6
1
1
Llorente
16,4
11,56
0
Miraflores
77,8
87,2
99
Total
100
100
100
413
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Montes de Oca
Porcentajes del Distrito San Pedro, Montes de Oca
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Betania
5,13
8,21
9,79
Central
3,43
2,25
3,96
Ipis
4,58
1,52
0,95
Lourdes
33,72
15,14
29,83
San Marino
25,01
4,60
26,50
San Pedro
17,38
65,74
28,24
San Rafael
9,43
0,31
0,65
Universidad
1,28
2,20
0,05
Total
99,96
99,97
99,97
Porcentajes del Distrito Sabanilla, Montes de Oca
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Ipis
40
58
96
San Marino
42,18
24,71
4
San Rafael
18,21
17,54
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Mercedes, Montes de Oca
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Betania
30
43
48
Lourdes
14
3
0
San Pedro
12,96
37,06
48
San Rafael
13,12
1
0
Santa Teresita
29,05
15,94
4
Total
99
100
100
Porcentajes del Distrito San Rafael, Montes de Oca
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Marino
26,42
21
0
San Rafael
73,57
79,03
100
Total
100
100
100
414
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Curridabat
Porcentajes del Distrito Curridabat, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Central
3
0
1
San Antonio
33
49
22
San Diego
16,92
1,86
2,55
San marino
21
19
0
San Pedro
7,28
5,06
4
Santa Marta
18,3
24,91
71
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Sanchez, Curridabat
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Diego
89,47
91,1
89
San Marino
10,52
8,89
11
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Granadilla, Curridabat
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Concepción
35,32
31,13
69,14
San Marino
46,33
62,87
9,32
San Pedro
18,34
5,99
21,52
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Tirrases, Curridabat
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Central
71
80
63
San Antonio
29
20
37
Total
100
100
100
415
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Central de Alajuela
Porcentajes del Distrito Guácima, Alajuela
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Guácima
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Rafael, Alajuela
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Reforma
19
29
4
Guácima
45
22
60
Ojo de Agua
36
49
36
Total
100
100
100
Cantón Central de Cartago
Porcentajes del Distrito Llano Grande, Cartago
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Purral
100
100
100
Total
100
100
100
Cantón La Unión
Porcentajes del Distrito de Tres Ríos, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Concepción
54,19
69,66
86
Ochomogo
45,81
30,33
14
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Diego, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Diego
100
100
100
Total
100
100
100
416
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Concepción, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Concepción
93,39
96,62
100
San Rafael
6,71
3,37
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Dulce Nombre, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Concepción
83,04
87,37
65
San Rafael
16,95
12,62
35
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Río Azul, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Patarrá
56,71
23,85
37,42
San Antonio
31,82
73,91
62,48
San Diego
11,46
2,22
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Ramón, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
San Rafael
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Juan, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Concepción
14,58
7,87
0
San Diego
85,41
92,12
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Rafael, La Unión
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Ochomogo
100
100
100
Total
100
100
100
417
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Central de Heredia
Porcentajes del Distrito San Francisco, Heredia
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Barreal
40,16
16,56
19
Los Lagos
59,83
83,43
81
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Ulloa, Heredia
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Barreal
97,96
56,66
97
Industrias
2,04
43,33
3
Total
100
100
100
Cantón Barva
Porcentajes del Distrito Barva, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Roque
41,18
25,55
30,5
Cipresal
48,52
66,3
56,35
Santa Bárbara
10,3
8,15
13,15
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Pedro, Barva
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Cipresal
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Pablo, Barva
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santa Bárbara
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Roque, Barva
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Roque
100
100
100
Total
100
100
100
418
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito San José de la Montaña
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Cipresal
100
100
100
Total
100
100
100
Cantón Santo Domingo
Porcentajes del Distrito Santo Domingo, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santo Tomás
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Vicente, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santo Tomás
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Miguel, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Llorente
10,93
40,86
81,68
San Luis
64,29
41,09
18,31
Santo Tomás
24,77
18,04
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Pará, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
San Luis
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Santo Tomás, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Santo Tomás
100
100
100
Total
100
100
100
419
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Porcentajes del Distrito Santa Rosa , Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial
General
Industrial
Los Lagos
18
26
40
Santo Tomás
40,5
17,26
4
Valencia
26,19
44,2
56
Santo Domingo
15
12,63
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Tures, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General Industrial
Santo Tomás
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Paracito, Santo Domingo
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General Industrial
Miraflores
36,73
48,77
100
San Luis
63,27
51,33
0
Total
100
100
100
420
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Santa Bárbara
Porcentajes del Distrito Santa Bárbara, Central
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Pedro, Santa Bárbara
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
53,3
63,8
72,5
San Roque
41,2
32,4
22,3
Cipresal
5,5
3,7
5,2
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito San Juan, Santa Bárbara
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Jesús, Santa Bárbara
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
100
100
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Santo Domingo El Roble
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
95,7
100
100
Cipresal
4,3
0
0
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Puraba, Santa Bárbara
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Santa Bárbara
100
100
100
Total
100
100
100
421
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón San Isidro
Porcentajes del Distrito San Josecito, San Isidro
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
San Luis
100
100
100
Total
100
100
100
Cantón Belén
Porcentajes del Distrito Asunción, Belén
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Asunción
12,14
21,66
46
Calle Rusia
42,85
23,06
12
Scott
6,63
0,17
30
Industrias
38,38
55,11
12
Total
100
100
100
Porcentajes para San Antonio, Belén
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Asunción
40,46
23,33
54
Montana
1,42
0,17
0
Potrerillos
52,03
53,07
35
Scott
6,09
23,43
10
Total
100
100
100
Porcentajes para La Ribera, Belén
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Asunción
99
95,5
37
San Juan
1
4,5
22
Fábricas
0
0
41
Total
100
100
100
422
Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020
Cantón Flores
Porcentajes del Distrito San Joaquín. Flores
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Barreal
91,12
46,98
3
Calle Rusia
8,87
53,01
97
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Barrantes. Flores
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Barreal
6,41
19,87
0
San Lorenzo
93,58
80,12
100
Total
100
100
100
Porcentajes del Distrito Llorente. Flores
Circuito
Sector
Sector
Sector
Residencial General
Industrial
Barreal
67,96
8,81
34
Calle Rusia
32,03
91,19
66
Total
100
100
100
423
Anexo III
Informes y justificaciones técnicas de ampliaciones y futuras subestaciones: Sub. Barreal, 230/34.5 kV (Diciembre, 2007) Sub. Coronado, 230/34.5 kV (Marzo, 2007) Sub. Higuito, 230/34.5 kV (Noviembre, 2006) Sub. Heredia Norte, 230/34.5 kV (Junio, 2006) Sub. Lindora, 230/34.5 kV (Mayo, 2005) Sub. Belén, 230/34.5 kV (Mayo, 2005) 424
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA DE LA FUTURA
SUBESTACIÓN BARREAL
230 / 34.5 kV
DEPTO. DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL
DICIEMBRE 2007
425
Introducción
En este documento se presentan algunas de las ventajas que representaría para
la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, la posibilidad de poseer cuatro nuevos
circuitos, en la nueva subestación Barreal, cuya ubicación geográfica se muestra
en la figura 1.
Figura 1 Ubicación geográfica y zonas de influencia de la Subestación Barreal
Como se observa en la anterior, con dicha subestación se tendría la oportunidad
de distribuir parte de la carga en poseen actualmente las subestaciones Heredia,
La Caja, Primer Amor e inclusive los subestación Colima mediante la
reconfiguración de la red de distribución, la cual prácticamente necesitaría la
operación de los seccionadores ya instalados en el sistema.
Con esto se lograría brindar respaldo adicional a cargas claves para el país como
lo es el Hospital México. Además se mejorarían los índices de falla en las zonas
cubiertas por los nuevos circuitos y se disminuiría la carga en subestaciones que
en corto plazo podrían verse comprometidas como es el caso de la subestación La
Caja.
426
Circuitos Propuestos Subestación Barreal
Los cambios propuestos consideran la creación de cuatro nuevos circuitos para la
subestación Barreal, disminuyendo la carga en las subestaciones Heredia, La Caja
y Colima y un traslado de carga a futuro, para el actual circuito Heredia-Barreal.
Los circuitos propuestos son:
Circuito Barreal San Joaquín
Topología:
El alimentador saldría hacia el norte hasta enlazar con el alimentado CajaCalle Rusia.
Cambios:
Desaparece el interruptor Aurora, instalar un seccionador en la cuchillas
6218 como enlace con Caja Calle Rusia, además instalar un seccionador abierto
al oeste de la TROPICAL en condición abierta y cerrar seccionador Cervecería,
para que Barreal sea el segundo alimentador del patio PORROSATÍ.
Observaciones:
Este circuito sería el segundo alimentador de respaldo para el patio de
Porrosatí, con lo que dispondría de los circuitos Belén San Juan, Caja Calle Rusia
y Barreal San Joaquín, para respaldar dicho patio. Además con la instalación del
seccionador en Calle Víquez, se podrá realizar el respaldo de la zona industrial de
la Cervecería de forma automatizada.
Carga aproximada: 10 MVA
Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.5 veces, DPIR: 0.74
Índice promedio mensual proyectado: FPI: 1 vez; DPIR: 0.45; zona de alto
impacto de rayería.
427
Circuito Barreal Lagunilla
Topología:
Alimentador saldrá hacia el sur y luego al este hasta enlazar con el
alimentador Heredia Barreal.
Toma carga al este de Lagunilla hasta Ultrapark segunda etapa en
Lagunilla.
Cambios:
Instalar cuchillas en condición abierta 50 m antes de Ultrapark segunda
etapa cerca de la Escuela Villalobos en Lagunilla, con esto se recorta el circuito
Barreal hasta, esta zona.
Observaciones:
Este circuito respaldará una zona de alta concentración industrial con corto
recorrido y con la posibilidad de enlace con la subestación de Heredia y a futuro
con la de Colima.
Carga aproximada: 3 MVA.
Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.5 veces, DPIR: 0.62
FPI: 1.2 veces; DPIR: 0.62; zona de alto
Índice promedio proyectado:
impacto de rayería.
Circuito Barreal Cariari
428
Topología:
El alimentador saldría hacia el norte y luego al oeste hasta encontrarse con
el alimentador 1501. Toma carga de urbanización Los Arcos, Cuidad Cariari
Hoteles Cariari, Country Inn, Herradura y parte de CONDUCEN.
Cambios:
Abrir cuchillas 3029 frente a Conducen, se mantiene el CT Cuidad Cariari.
Observaciones:
Circuito corto con carga hotelera e industrial.
Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.67 veces, DPIR: 0.70
FPI: 1.16 veces; DPIR: 0.5; zona de alto
Índice promedio proyectado:
impacto de rayería.
Carga aproximada: 4 MVA
Circuito Barreal Primer Amor
Topología:
Alimentador toma hacia el sur hasta enlazarse con el alimentador 1506
(Caja Ina). Toma carga de urbanización Rossiter Carballo, subestación Primer
Amor, Hospital México y Canal 6.
Cambios:
Cambio de nombre de Colima Primer Amor por Colima Pozuelo, abrir CT
Pozuelo (4215), cerrar Seccionador Suzuki (4204) y abrir CT Canal 6 (4215). El
CT. INCESA (4223) queda en condición cerrada, para mantener maniobrabilidad
de respaldo para la subestación Primer Amor y Hospital México. Traslado de la
subestación de Primer Amor a la nueva subestación Barreal como alimentador
principal.
Observaciones:
Circuito exclusivo para la zona alrededor del Hospital México y subestación
Primer Amor, con esto se libera carga de la barra de Colima (5 MVA max.) y
aumenta los respaldos del sector de diferentes subestaciones (CAJA-BARREALCOLIMA y a futuro HEREDIA)
Índice promedio mensual actual 2008:
Índice promedio proyectado:
impacto de rayería.
Carga aproximada: 10 MVA
FPI: 1.67 veces, DPIR: 0.74
FPI: 1 vez ; DPIR: 0.35; zona de alto
429
Circuito Heredia Barreal
Se propone recortar este circuito hasta la cuchillas nuevas al oeste de
Ultrapark nueva etapa en Lagunilla, enlazando con Barreal Lagunilla y a futuro
considerar este alimentador para que absorba la carga de la conversión del
circuito Valencia, ante lo cual pasaría a denominarse Heredia Valencia con una
carga proyectada de 7 MVA. Actualmente este circuito quedará con 2 MVA con la
entrada de la subestación Barreal.
En la siguiente tabla se muestra un resumen de los cambios que sufrirían los
actuales involucrados y la carga que tendrían los nuevos circuitos.
Tabla 1 Resumen de cambios propuestos con la nueva subestación Barreal
La carga al día de hoy que tendría la nueva subestación Barreal sería de 27 MV,
realizando una proyección con miras, al año 2030, la carga que alimentaría dicha
subestación es de 44,29 MW. Como se muestra en la tabla 2
Tabla 2 Cuantificación de Carga Subestación Barreal
En el gráfico 2, se muestra la proyección de crecimiento de uno de los circuitos de
la subestación Barreal.
430
Circuito Barreal San Joaquín
Circuito Barreal Lagunilla
Circuito Barreal Cariari
Circuito Barreal Heredia
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 ‐
2008
Carga MVA
Total
Gráfico 1 Proyección de Crecimiento de la Carga, Subestación Barreal
Efecto de la subestación sobre la carga de otras subestaciones
El siguiente gráfico se muestra la perspectiva de crecimiento de las subestaciones
Caja, Colima y Heredia en los próximos 22 años. Es importante tener en cuenta
que la capacidad instalada en la subestación la Caja al día de hoy es de 90 MVA,
por lo que para el año 2015 dicha subestación estaría trabajando al límite, en
cuanto a Colima se tiene que posee una capacidad de 120 MW, y su límite sería
alcanzado en el año 2020.
350.000
250.000
200.000
150.000
Colima
100.000
Caja
Heredia
50.000
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
0
2008
Potencia MVA
300.000
Año
Gráfico 2 Proyección de Crecimiento de la Carga, Subestaciones Colima, La Caja, Heredia
431
En cuanto a la subestación Heredia, se debe considerar la carga que posee en
dicha subestación Servicios Públicos de Heredia para determinar, el momento en
el cual estaría al límite dicha subestación.
Con los cambios propuestos con la entrada de Barreal, se disminuiría en un 16%,
la demanda de la CNFL en la subestación La Caja, en un 6,6% en la subestación
Colima y en la subestación Heredia la carga demandada por la CNFL se reduce
en un 58%. Por lo que se alargaría en dos a tres años, la vida útil de las
subestaciones Colima y La Caja.
Conclusiones
1) Con la entrada en servicio de la subestación Barreal se disminuye,
significativamente el índice promedio mensual del fallas (FPI) y la duración
de las mismas (DPIR), al tener ahora circuitos más cortos, con lo que se
logra mejorar la calidad del servicio en la zona.
2) Con la entrada en servicio de la subestación Barreal se logra, aumentar la
vida útil de la subestaciones Colima y la Caja de dos a tres años, ya que
evita que las mismas lleguen al tope de su capacidad instalada
actualmente.
3) La carga actual que tendría la subestación es de 27 MVA al día de hoy, y
su carga proyectada llegaría a los 44,24 MVA, en el año 2030, por lo que
con la instalación de un transformador 30/45 MVA, para operación
permanente y otro igual como respaldo se lograría garantizar un
funcionamiento aceptable de la subestación por lo próximos 22 años..
4) La mayoría de los cambios en la topología existente de la red de
distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, se lograrían con la
operación de los controles que actualmente se encuentran instalados.
5) Con los cambios en la topología propuestos se logra, mejorar el respaldo
existente para el Hospital México, y para las zonas industriales de la zona.
432
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA DE LA FUTURA
SUBESTACIÓN CORONADO
230 / 34.5 kV
DEPTO. DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL
MARZO 2007
433
Introducción
La zona Noreste del Área Servida por la CNFL, S.A. es alimentada por las
subestaciones San Miguel y Sabanilla. La subestación San Miguel tiene tres
alimentadores: Santo Tomás, Llorente y San Luis pero alimenta la zona indicada
con dos alimentadores, San Luis y Llorente. Estos circuitos se caracterizan por su
gran longitud, especialmente Llorente. Al poseer una gran longitud, los índices de
calidad de los últimos clientes del alimentador pueden ser bastante deficientes en
comparación a otras zonas del Área Servida. Por esta razón se plantea la
Subestación Coronado para reducir la longitud de los alimentadores y mejorar los
índices de calidad de los clientes de la zona.
Además, parte de esta zona está altamente poblada y posee zonas de gran
potencial para crecer debido a que se dispone de espacio físico y servicios
básicos. El crecimiento de la zona se estima en un 4.5% anual, por lo que hay que
afrontar este crecimiento de la demanda eléctrica mediante soluciones reales en el
mediano plazo.
Este crecimiento de la demanda no puede ser cubierto con las subestaciones
actuales debido a que si se alimenta con la S.T. San Miguel, se tendrían
problemas de calidad debido a la gran longitud de los alimentadores y debido
además a los problemas para la construcción de nuevos alimentadores en la zona.
Así mismo, la demanda de la actual S.T. Sabanilla no puede crecer más en el
corto y mediano plazo porque esta es alimentada con el anillo de 138kV del ICE, el
cual presenta problemas de trasiego de potencia en la actualidad.
Por todo lo anterior se presenta en este documento la justificación para una
solución de transmisión y distribución para la zona, como lo es la S.T. Coronado.
434
Cabe mencionar que la CNFL, S.A. posee el terreno necesario para la
construcción de la S.T. Coronado. Este terreno fue adquirido con este fin, lo que
reduce la inversión a realizar.
Para llevar a cabo el presente estudio se utilizaron diferentes fuentes de
información básicas para este tipo de análisis, entre estos se pueden citar:
1. Historial de consumo de energía por distrito de 27 años realizado por el
Departamento de Planificación y Diseño de la CNFL, S.A.
2. El Sistema de Información Geográfica administrado por SIGEL de la CNFL,
S.A.
3. Las mediciones de demanda máxima natural de los alimentadores
realizada por el Centro de Control de Energía de la CNFL, S.A.
4. El historial de índices de calidad por alimentador y sección realizado por la
dependencia Control de Distribución de la CNFL, S.A.
435
Panorama Actual
La distribución actual de cargas en las subestaciones San Miguel y Sabanilla se
muestran en las tablas 1 y 2.
Tabla 1
Situación Actual de las Subestaciones San Miguel y Sabanilla
Subestacion
Longitud
Carga
prox. (km),
max.
Trifásico
( MW )
San Luis
24,5
3,0
Llorente
42,2
22,0
-
8,0
18,5
7,0
Ipis
-
7,0
Betania
-
6,0
Lourdes
-
6,0
Guadalupe
-
5,0
San Rafael *
-
9,0
44,9
12,0
-
9,0
Pot.
Circuitos
(MVA)
Total
MW
SAN MIGUEL
TRAFO 1 ( ABB )
30 / 45
Santo Tomás
33,0
SABANILLA
TRAFO 1 ( Pawels )
TRAFO 2 ( Efacec )
TRAFO 3 ( Pawels )
TRAFO 4 ( ABB )
20 / 30
20 / 30
20 / 30
20 / 30
Miraflores
Purral
San Marino
14,0
12,0
14,0
21,0
En la tabla 1 se muestra la carga en MW y además la longitud de las líneas
trifásicas de los alimentadores afectados. Esta longitud servirá adelante para
analizar el comportamiento de los índices de calidad de los alimentadores antes y
después de la incorporación de la S.T. Coronado.
La ubicación geográfica de las subestaciones antes de la S.T. Coronado se
muestra en la figura 1.
436
Figura 1. Subestaciones y Líneas Zona Norte del Área de la CNFL, S.A. sin la S.T.
Coronado
437
Situación Propuesta
Una vez que la S.T. Coronado entre en operación la distribución de cargas sería la
que se muestra en la tabla 2.
Tabla 2
Situación Futura de las Subestaciones San Miguel y Sabanilla
Subestación
Longitud
Carga
prox. (km)
max.
Trifásico
( MW )
San Luis
20,0
2,0
Llorente
20,8
9,0
-
8,0
Pot.
Circuitos
(MVA)
Total
MW
SAN MIGUEL
TRAFO 1 ( ABB )
30 / 45
Santo Tomás
19,0
SABANILLA
TRAFO 1 ( Pawels )
TRAFO 2 ( Efacec )
TRAFO 3 ( Pawels )
TRAFO 4 ( ABB )
20 / 30
20 / 30
20 / 30
20 / 30
Miraflores
11,7
Ipis
-
Betania
-
Lourdes
-
Guadalupe
-
San Rafael *
-
Purral
47
5,1
San Marino
-
Alimentador 1
-
Alimentador 2
-
Alimentador 3
-
Alimentador 4
-
CORONADO
TRAFO 1
45/75
438
28
Figura 2. Subestaciones y Líneas Zona Norte del Área de la CNFL, S.A. con la
S.T. Coronado.
Article I.
Article II.
Análisis de la Calidad de Servicio
En la actualidad la problemática con respecto a los índices de calidad se presenta
principalmente en los alimentadores Purral y Miraflores de la Subestación Sabanilla y el
alimentador Llorente de la Subestación San Miguel.
La calidad de servicio desde enero hasta octubre para el año 2006 correspondiente a
estos alimentadores se puede apreciar en la tabla 3. Esta tabla presenta los
indicadores DPIR (Duración Promedio de las Interrupciones Registradas en horas) y el
FPI (Frecuencia promedio de las interrupciones en veces) acumulados y el promedio
mensual para los alimentadores a modificar para el periodo entre enero a octubre del
2006.
439
Tabla 3
Índices de Calidad de Enero a Octubre del 2006 de los Alimentadores a Modificar
Subestación
Alimentador/Control
DPIR, Horas
FPI, Veces
Acumulado Promedio Acumulado Promedio
Sabanilla
Purral
6,209
0,690
16,616
1,846
Sabanilla
Control Rancho Redondo
21,350
2,372
25,250
2,806
Sabanilla
Control Los Cuadros
6,300
0,700
22,250
2,472
Sabanilla
Miraflores
11,431
1,422
23,131
2,426
Sabanilla
Control Trinidad
15,881
2,067
25,193
2,931
Sabanilla
Control Moravia
1,800
1,885
3,000
2,896
San Miguel
San Luis
11,628
0,202
20,048
1,333
San Miguel
San Miguel - Llorente
19,483
1,095
26,367
1,750
San Miguel
Control Coronado
20,117
1,820
27,567
2,383
San Miguel
Control Lincoln
12,795
0,957
21,832
2,047
San Miguel
Control Cascajal
18,601
2,700
26,377
3,987
Por otro lado, la continuidad para el año 2005 completo se presenta en la tabla 4.
Subestación
Tabla 4
Índices de Calidad para el 2005 de los Alimentadores a Modificar
Alimentador/Control
DPIR, Horas
FPI, Veces
Acumulado Promedio Acumulado Promedio
20,03
1,67
Control Rancho Redondo
32,62
2,72
Sabanilla
Control Los Cuadros
21,73
1,81
Sabanilla
Miraflores
16,84
1,40
Sabanilla
Control Trinidad
18,72
1,56
Sabanilla
Control Moravia
18,27
1,52
San Miguel
San Luis
6,55
0,55
1,53
0,13
San Miguel
San Miguel - Llorente
11,84
0,99
19,90
1,66
San Miguel
Control Coronado
28,27
2,36
San Miguel
Control Lincoln
21,08
1,76
San Miguel
Control Cascajal
39,27
3,27
Sabanilla
Purral
Sabanilla
14,08
6,58
440
1,17
0,55
Cabe mencionar que la CNFL, S.A. toma en cuenta todo tipo de eventos que se
presentan en la red y no solamente aquellos mayores a 5 minutos, tal y como lo
establece ARESEP. Esto hace que la información presentada sea más apegada a
la realidad, y represente con mayor exactitud los eventos percibidos por los
clientes.
La CNFL, S.A. establece metas anuales, las cuales para el 2006 es de 1.56 veces
a 1.9 veces máximo para el FPI y de 0.75 h y 0.91 h máximo para el DPIR.
Entonces comparando los datos de las tablas 3 y 4 con los valores meta, se nota
que deben mejorarse los mismos para la zona de influencia de la futura S.T.
Coronado.
Los alimentadores de actuales y los de la nueva S.T. Coronado verán mejorados
sus índices de calidad al reducirse la longitud de los mismos. Esto provocaría que
la probabilidad de falla sea menor debido a que la fuente de alimentación de los
circuitos estará más cercana a los clientes, caso contrario a lo que existe
actualmente. La tabla 5 muestra la comparación basándose en las salidas y
tiempo de salida por km, lo cual hace que al tenerse menos longitud, se reduzca la
cantidad de fallas.
Tabla 5
Índices de Calidad con incorporación de la S.T. Coronado*
Subestación
Alimentador
DPIR, Horas
FPI, Veces
Antes
Después
Antes
Después
Sabanilla
Purral
14,08
1,6
20,03
2,28
Sabanilla
Miraflores
6,58
4,16
16,84
10,65
San Miguel
San Luis
11,628
9,49
20,048
16,37
San Miguel
San Miguel - Llorente
11,84
5,8
19,9
9,81
Coronado
1**
16,31
23,20
Coronado
2**
2,49
6,37
Coronado
3**
4,49
7,55
Coronado
4**
8,54
14,73
441
*Basándose en los indicadores del alimentador y la longitud de los conductores
primarios.
**Valores aproximados para nuevos alimentadores, basándose en la longitud e
indicadores de alimentadores de origen.
En la tabla 6 se muestran los indicadores de calidad esperados para los nuevos
alimentadores de la subestación.
Proyección de Demanda futura S.T Coronado
En el Sistema de Información Geográfica de la CNFL, S.A. se puede construir la
nueva subestación con sus respectivos alimentadores para observar su influencia
y realizar las proyecciones de demanda, este análisis se muestra a continuación.
La Subestación Coronado tendría influencia en los distritos:
8. San Jerónimo.
9. Jesús.
10. Trinidad.
11. Patalillo.
12. San Isidro Coronado.
13. San Rafael Coronado.
14. Cascajal.
15. Llano Grande.
16. Rancho Redondo.
17. Ipis.
18. Purral.
19. Paracito.
442
En cada distrito convergen varios circuitos como se muestran a continuación.
1. San Jerónimo: San Luis y Coronado 1.
2. Jesús: Completo Coronado
3. Trinidad: Llorente, Miraflores, Coronado 1.
4. Patalillo: Coronado 2, Miraflores, Ipís, Coronado 3.
5. San Isidro Coronado: Ipis, Coronado 2, Coronado 4.
6. San Rafael Coronado: Coronado 3.
7. Cascajal: Coronado 3.
8. Llano Grande: Coronado 4.
9. Rancho Redondo: Coronado 4.
10. Ipis: Ipis, Coronado 4.
11. Purral: Purral, Coronado 4.
12. Paracito: Coronado 1.
El área se observa en la figura 3.
Figura 3. Alimentadores Futura S.T. Coronado
443
La nueva Subestación Coronado tendría la proyección de demanda que se
muestra en la tabla 5 según las estimaciones realizadas a los alimentadores que
tendría ésta.
Tabla 5. Proyección de Potencia Subestación Coronado
Año
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
22,21
23,01
23,81
24,63
25,45
26,29
27,14
27,99
28,86
29,74
30,63
31,53
32,44
33,36
34,29
35,23
36,18
37,14
38,12
39,10
40,09
41,10
42,11
43,14
44,17
2,35
2,45
2,54
2,64
2,74
2,84
2,95
3,06
3,17
3,28
3,40
3,52
3,64
3,76
3,89
4,02
4,15
4,28
4,42
4,55
4,69
4,83
4,97
5,11
5,26
3,63
3,67
3,71
3,74
3,77
3,79
3,82
3,84
3,85
3,87
3,88
3,89
3,90
3,91
3,92
3,92
3,93
3,93
3,94
3,94
3,95
3,95
3,95
3,95
3,95
28,19
29,12
30,06
31,01
31,96
32,93
33,90
34,89
35,88
36,89
37,91
38,94
39,98
41,03
42,09
43,17
44,26
45,36
46,47
47,59
48,73
49,87
51,03
52,20
53,38
3,27
3,19
3,12
3,05
2,99
2,93
2,88
2,82
2,78
2,73
2,69
2,64
2,60
2,57
2,53
2,49
2,46
2,42
2,39
2,36
2,33
2,30
2,27
2,24
2,21
La figura 4 muestra los datos de la tabla 5 graficados.
444
Leyenda
MWRES_CORONADO_CNFL
40
30
20
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
4.a) Potencia Residencial
Leyenda
MWGEN_CORONADO_CNFL
5
4
3
2
1
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
4.b) Potencia General
445
2014
2022
2024
2026
2028
2030
Leyenda
MWIND_CORONADO_CNFL
4.00
3.50
3.00
2.50
2.00
1.50
1.00
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
4.c) Potencia Industrial
Leyenda
MWTOTAL_CORONADO_CNFL
50
40
30
20
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
4.d) Potencia Total
Se puede notar un crecimiento constante de la potencia asociada a la subestación
Coronado, generado especialmente por el sector residencial.
446
Los circuitos de la subestación aparecen en el mapa de la figura 5, los cuales
fueron trazados en el Sistema de Información Geográfica de la CNFL, lo que
permite extraer el comportamiento de la carga asociada a éstos.
Figura 5. Mapa con los alimentadores de la futura Subestación Coronado
447
Reducción de Carga a S.T. San Miguel y S.T. Sabanilla
La S.T. Coronado reduciría la carga de la S.T. Sabanilla y la S.T. San Miguel como
se ha venido mencionando. Esta reducción y su proyección se muestran
detalladamente en la tabla 6.
Tabla 6
Reducción de Demanda a S.T. San Miguel y S.T. Sabanilla
Año S.T. San Miguel, MW S.T. Sabanilla y Anillo 138 kV, MW
14,95
13,31
2006
15,55
13,62
2007
16,15
13,92
2008
16,75
14,21
2009
17,34
14,50
2010
17,93
14,78
2011
18,51
15,06
2012
19,08
15,33
2013
19,63
15,60
2014
20,18
15,86
2015
20,71
16,12
2016
21,23
16,37
2017
21,73
16,61
2018
22,22
16,86
2019
22,69
17,09
2020
23,14
17,32
2021
23,57
17,54
2022
23,99
17,76
2023
24,39
17,98
2024
24,77
18,19
2025
25,14
18,39
2026
25,49
18,59
2027
25,82
18,78
2028
26,14
18,97
2029
26,44
19,15
2030
La carga que sea desplazada de la S.T. Sabanilla es desplazada automáticamente
del anillo de 138 kV del ICE, lo cual es un punto muy importante a considerar
448
debido a los problemas de trasiego de potencia que presenta actualmente esta
línea de transmisión.
Es importante indicar que; al reducirse la carga del alimentador Llorente y por
ende de la S.T. San Miguel, se podría eventualmente hacer un traslado de carga
de la subestación Colima a la Subestación San Miguel. El alimentador a trasladar
podría ser Colima-Tibás. Este alimentador, a través de la S.T. Colima, es
alimentado por la misma línea de transmisión que la S.T. Sabanilla, lo que vendría
a mejorar la situación de trasiego de potencia del anillo de 138 kV en
aproximadamente 12 MW actuales. Con el crecimiento propio de la carga del
alimentador, el cual es de 1.5%, para cuando entre en operación la subestación
Coronado, la carga sería de aproximadamente 14.5 MW. El resultado final sería un
efecto dominó, en el cual la S.T. Coronado asumiría carga de la S.T. San Miguel y
esta asumiría carga de la S.T. Colima.
Disminución de la Longitud del Alimentador Llorente
Es importante recalcar el recorte en longitud y carga que se le plantea realizar al
alimentador Llorente el cual parte de la S.T. San Miguel, tal y como se mencionó
anteriormente. Este recorte en longitud y carga permitirá mejorar la continuidad de
la energía a los clientes más alejados de la subestación.
Este alimentador posee una demanda actual de 22 MW y se plantea que tenga
una demanda de 12 MW cuando entre en operación la S.T. Coronado.
El alimentador Llorente posee la topología de la figura 6 actualmente y se plantea
dejarlo con la topología de la figura 7.
449
Figura 6. Topología Actual Alimentador Llorente, Color Cyan,
En la figura 6 el alimentador Llorente es el de color cyan. Se puede observar su
gran longitud, lo que provoca que posea una carga elevada en la actualidad.
En la figura 7 se muestra el alimentador como se plantea que quede cuando la
S.T. Coronado entre en operación. El recorte es considerable y permitirá,
eventualmente, modificar la cargabilidad de la subestación Colima en el futuro al
hacer un traslado de carga de ésta a San Miguel y reducir así la carga del anillo de
138 kV.
450
Figura 7. Topología Planteada para el Alimentador Llorente, Color Cyan
En la figura 7 se observa al alimentador Llorente tal y como se plantea que se
recorte. La carga se reduciría en 14 MW aproximadamente cuando la S.T.
Coronado entre en operación, lo que permitiría, eventualmente, que San Miguel
asuma carga de los alimentadores de la S.T. Colima que a su vez reducirá la
carga del anillo de 138 kV del ICE.
Es importante recalcar que la S.T. Coronado asumirá el tramo recortado al
alimentador Llorente mediante dos alimentadores independientes.
451
Conclusiones
1. El crecimiento de la demanda de la zona noreste del área servida por la
CNFL, S.A. provoca una saturación acelerada del Anillo Sur de Transmisión
del ICE.
2. Esta saturación a corto plazo afectará la calidad de la energía brindada por
la CNFL, S.A. a los clientes de las subestación Sabanilla al haber
problemas de trasiego de potencia por el anillo de transmisión de 138 kV
del ICE.
3. El crecimiento de la demanda no puede ser sostenido por la subestación
Sabanilla por razones de espacio en subestación, capacidad de
transformación a partir del año 2008.
4. La nueva Subestación Coronado asumiría parte de la carga de de la
Subestación Sabanilla, trasladando esta carga y crecimiento a la red de
transmisión de 230 kV, asumiendo de esta forma el crecimiento de la
demanda de la zona noreste del Área Servida por la CNFL, S.A.
5. La nueva Subestación Coronado hará que se reduzca la longitud de varios
alimentadores, por lo que se verán mejorados los índices de calidad de los
clientes de la zona noreste.
452
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA FUTURA
SUBESTACIÓN HIGUITO
230/34,5 kV
DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL.
NOVIEMBRE 2006
Introducción
453
La zona sur del Área Servida por la CNFL, S.A. está alimentada básicamente por
dos subestaciones, Alajuelita y Desamparados. Si bien es cierto estas
subestaciones son unas de las de mayor capacidad de la CNFL, S.A., son también
unas de las que poseen mayor demanda de energía. Estas tienen un crecimiento
considerable por encontrarse en la periferia creciente del área de concesión de la
CNFL, S.A. Estas dos subestaciones además se alimentan del anillo de 138 kV del
ICE el cual posee problemas de trasiego de energía, que se incrementarán en el
corto plazo.
Por las razones anteriores se hace necesario proponer una solución viable para
hacerle frente al crecimiento de la demanda de la zona sin que se desmejore la
calidad de la energía que la CNFL, S.A. está comprometida a brindar a sus
clientes.
Esta solución consiste en la construcción de una nueva subestación en la zona
para hacer un traslado de carga de las subestaciones Alajuelita y Desamparados a
esta, con lo que se estaría reduciendo la cargabilidad del anillo de alta tensión de
138 kV en el presente y futuro debido a que esta nueva subestación se estaría
alimentando radialmente del anillo de 230 kV.
En este documento se justifica este proyecto para que entre en operación en el
corto plazo.
454
Carga a Desplazar de las S.T. Alajuelita y Desamparados a la Subestación
Higuito
La distribución actual de cargas en las subestaciones Desamparados y Alajuelita
se muestra en la tabla 1, en la tabla 2 la nueva distribución de cargas.
Tabla 1. CIRCUITOS Y SUBESTACIONES ZONA SUR C.N.F.L. ( Actual 2006 )
SUBESTACION
POT. ( MVA )
CIRCUITOS
Carga Max. MW
ALAJUELITA
TRAFO 1 ( Fuji )
45 / 75
TRAFO 2 ( Coensa )
45 / 75
Morenos
La Verbena
Periférico
San Felipe
Linda Vista ( 4,5 )
Los Pinos
8,0
7,0
19,0
9,0
6,0
12,0
Higuito
8,0
Patarrá
10,0
San Antonio
12,0
Calle Fallas ( 7 )
16,0
Santa Marta
Tiribí ( 2 )
Aserrí
12,0
6,0
10,0
Total MW
34
27
DESAMPARADOS
TRAFO 1 ( Coensa )
TRAFO 2 (EFACEC)
45 / 75
30 / 45
Tabla 2. CIRCUITOS Y SUBESTACIONES ZONA SUR C.N.F.L.
INCLUYENDO S.R. HIGUITO
SUBESTACION
POT. ( MVA )
CIRCUITOS
Carga Max. MW
ALAJUELITA
Morenos
8,0
TRAFO 1 ( Fuji )
45 / 75
La Verbena
7,0
Linda Vista ( 4,5 )
6,0
TRAFO 2 ( Coensa )
45 / 75
Los Pinos
12,0
DESAMPARADOS
Patarrá
6,0
San Antonio
12,0
TRAFO 1 ( Coensa )
45 / 75
Calle Fallas ( 7 )
16,0
Santa Marta
12,0
TRAFO 2 (EFACEC)
30 / 45
Tiribí ( 2 )
6,0
HIGUITO
San Felipe
9,0
Periférico
19,0
TRAFO 1
45/75
Aserrí
10,0
Higuito
12,0
Nota: el Circuito Higuito asumirá cerca de 4 MW del Circuito Patarrá.
455
46
28
Total MW
15
18
34
18
50
Se presentaría un desplazamiento del sistema del 138 kV al de 230 kV: 50 MW,
37% de la Carga actual de las subestaciones Desamparados y Alajuelita al 2005.
Se debe saber que la Subestación Desamparados Alimenta a la Subestación Sur
la cual posee una carga de 15 MW.
Proyección de Demanda para la Nueva Subestación Higuito
La nueva subestación tendría la siguiente proyección de demanda según las
estimaciones realizadas a la carga que se trasladará a esta. Los datos se pueden
apreciar en la tabla 3.
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Tabla 3. Proyección de Potencia Subestación Higuito
Residencial General Industrial Total
% Crecimiento
39,00
9,85
1,00
49,84
4,99
40,93
10,52
1,02
52,46
4,99
42,95
11,23
1,04
55,23
5,00
45,07
12,00
1,07
58,14
5,01
47,30
12,81
1,09
61,20
5,01
49,64
13,69
1,11
64,44
5,02
52,09
14,62
1,14
67,84
5,02
54,67
15,61
1,16
71,44
5,03
57,37
16,67
1,19
75,22
5,03
60,20
17,81
1,21
79,22
5,04
63,18
19,02
1,24
83,43
5,05
66,30
20,31
1,26
87,87
5,06
69,58
21,69
1,29
92,56
5,06
73,02
23,17
1,31
97,50
5,07
El error para el año 2005 es de aproximadamente 0.5% según mediciones reales.
El historial no se presenta pero se puede apreciar en la figura 1.
456
Leyenda
70
MWRES_HIGUITO_CNFL
60
50
40
30
20
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
1.a) Potencia Residencial
Leyenda
MWGEN_HIGUITO_CNFL
20
15
10
5
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
1.b) Potencia General
457
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
1.40
MWIND_HIGUITO_CNFL
1.20
1.00
0.80
0.60
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2008
2010
2012
2014
2016
2018
1.c) Potencia Industrial
Leyenda
MWTOTAL_HIGUITO_CNFL
80
60
40
20
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
1.d) Potencia Total
458
2006
Proyección de Potencia Subestación Higuito
100,00
Residencial
General
90,00
Residencial
Total
80,00
70,00
MW
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015
Año
1.e) Proyección de Potencia Subestación Higuito, tres sectores
Se puede notar un crecimiento constante de la potencia asociada a la subestación
Higuito.
Los circuitos de la subestación aparecen en el mapa de la figura 2. Estos
alimentadores son los que se trasladarían de Desamparados y Alajuelita a la
nueva subestación.
459
2018
Figura 2. Mapa con los alimentadores de la futura Subestación Higuito
460
Proyección de las Subestaciones Alajuelita y Desamparados Sin la S.T.
Higuito
Subestación Desamparados
Esta subestación tendrá un traslado de dos circuitos (Higuito y Aserrí) y parte de
un tercero (Patarrá, cerca de 4 MW). La proyección de esta subestación antes del
traslado de carga es la que se muestra a continuación.
La Subestación Desamparados tiene influencia en los distritos:
19. Mata Redonda
20. Catedral.
21. Hospital.
22. Zapote.
23. Curridabat.
24. Tirrases.
25. San Francisco de Dos Ríos
26. Desamparados.
27. Río Azul.
28. Gravilias
29. Damas
30. Patarrá.
31. San Miguel Desamparados.
32. San Juan de Dios Desamparados.
33. San Rafael de Desamparados.
34. Aserrí.
35. San Sebastián.
Los que pertenecen a Desamparados son:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Higuito
Patarrá
Calle Fallas
San Antonio
Santa Marta
Tiribí
Aserrí
La Subestación Desamparados es una de las más grandes de la CNFL. Esta
alimenta gran parte del sector sur y central del área servida por la CNFL. El área
de influencia se puede ver en la figura 3.
461
Figura 3. Área de influencia de la Subestación Desamparados
Al igual que la Subestación Alajuelita, la Subestación Desamparados es
caracterizada por un alto porcentaje de carga residencial. Esto se puede observar
en la figura 4 y 5. los datos se observan en la tabla 4.
La tabla 5 muestra el crecimiento de desamparados considerando la Subestación
Sur de la CNFL para efectos de la cargabilidad del anillo de 138 kV.
462
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Tabla 4. Proyección de Potencia Subestación Desamparados
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
41,528
16,067
6,91
64,51
3,57
42,919
16,819
7,128
66,87
3,53
44,336
17,605
7,346
69,29
3,49
45,779
18,429
7,563
71,77
3,46
47,25
19,291
7,778
74,32
3,43
48,747
20,193
7,992
76,93
3,40
50,27
21,138
8,204
79,61
3,37
51,82
22,126
8,413
82,36
3,34
53,396
23,161
8,619
85,18
3,31
54,999
24,245
8,822
88,07
3,28
56,629
25,379
9,021
91,03
3,26
58,285
26,566
9,217
94,07
3,23
59,968
27,808
9,408
97,18
3,21
61,677
29,109
9,595
100,38
3,18
Tabla 5. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con S.R. Sur
Año
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
50,95
22,59
8,44
81,99
3,22
2005
52,39
23,61
8,69
84,70
3,20
2006
53,86
24,68
8,94
87,48
3,18
2007
55,35
25,79
9,19
90,33
3,16
2008
56,87
26,95
9,44
93,25
3,13
2009
58,41
28,16
9,69
96,25
3,11
2010
59,97
29,42
9,93
99,32
3,09
2011
61,56
30,73
10,17
102,47
3,07
2012
63,17
32,11
10,41
105,69
3,05
2013
64,81
33,54
10,65
109,00
3,03
2014
66,48
35,03
10,88
112,39
3,02
2015
68,16
36,59
11,12
115,87
3,00
2016
69,88
38,21
11,34
119,43
2,98
2017
71,62
39,90
11,56
123,08
2,97
2018
Se debe tomar en cuenta que en esta tabla se suma el error de la proyección de
Desamparados y Sur. Teniéndose un error de proyección del 6% para el 2005.
463
Leyenda
30
MWHRES_DESAMPARADOS_CNFL
25
20
15
10
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
4.a)
Leyenda
14
MWHGEN_DESAMPARADOS_CNFL
12
10
8
6
4
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
4.b)
464
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
MWHIND_DESAMPARADOS_CNFL
6
5
4
3
2
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
4.c)
Leyenda
MWHTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL
5
4
3
2
X 1E+005
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2014
2016
2018
4.d)
Figura 4. Proyección de Energía para la Subestación Desamparados, 4.a)
Proyección de Energía Residencial, 4.b) Proyección de Energía General, 4.c)
Proyección de Energía Industrial, 4.d) Proyección de Energía Total
465
Leyenda
60
MWRES_DESAMPARADOS_CNFL
50
40
30
20
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
5.a)
Leyenda
30
MWGEN_DESAMPARADOS_CNFL
25
20
15
10
5
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
5.b)
466
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
10
MWIND_DESAMPARADOS_CNFL
9
8
7
6
5
4
3
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
5.c)
Leyenda
120
MWTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL
100
80
60
40
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2016
2018
5.d)
Figura 5. Proyección de Potencia para la Subestación Desamparados
5.a) Proyección de Potencia Residencial, 5.b) Proyección de Potencia General,
5.c) Proyección de Potencia Industrial, 5.d) Proyección de Energía Total.
Subestación Sur
467
La Subestación Sur tiene influencia en los distritos.
11. Hatillo
12. Catedral.
13. Hospital.
14. Zapote.
15. Alajuelita
16. San Josecito
17. San Francisco de Dos Ríos
18. Desamparados.
19. San Sebastián.
Los circuitos que pertenecen a Desamparados son:
1.
2.
3.
4.
San Josecito
San Cayetano
Zapote
Desamparados
La Subestación Sur alimenta la zona central y sur del área servida por la CNFL.
Esta subestación posee carga residencial mayoritariamente pero se espera que el
sector general sea el principal en el mediano plazo. El área de influencia se
muestra en la figura 6.
Figura 6. Área de influencia de la Subestación Sur
468
Esta subestación ha sido afectada por el proyecto eléctrico subterráneo, por lo
tanto se deberá analizar cuando este proyecto sea reflejado en el GIS. El
crecimiento en cuanto a energía y potencia se muestra en las figuras 7 y 8
respectivamente, los datos se muestran en la tabla 6.
Tabla 5. Potencia Para Sur
Total
% Crecimiento
1,53
1,56
1,60
1,63
1,66
1,69
1,73
1,76
1,79
1,83
1,86
1,90
1,93
17,48
17,83
18,19
18,56
18,93
19,32
19,71
20,11
20,52
20,93
21,36
21,80
22,24
1,97
1,97
1,97
1,98
1,98
1,98
1,98
1,99
1,99
2,00
2,00
2,00
2,00
1,97
22,70
2,00
Año
Residencial
General
Industrial
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
9,42
9,47
9,52
9,57
9,62
9,66
9,70
9,74
9,78
9,81
9,85
9,88
9,91
6,53
6,79
7,07
7,36
7,66
7,96
8,28
8,61
8,95
9,29
9,65
10,02
10,40
2018
9,94
10,79
Leyenda
46000
MWHRES_SUR_CNFL
44000
42000
40000
38000
36000
34000
32000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
7.a)
469
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
MWHGEN_SUR_CNFL
5
4
3
2
1
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
7.b)
Leyenda
MWHIND_SUR_CNFL
12000
10000
8000
6000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
7.c)
470
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
11
MWHTOTAL_SUR_CNFL
10
9
8
7
6
5
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
7.d)
Figura 7. Proyección de Energía para la Subestación Sur, 7.a) Proyección de
Energía Residencial, 7.b) Proyección de Energía General, 7.c) Proyección de
Energía Industrial, 7.d) Proyección de Energía Total
Leyenda
MWRES_SUR_CNFL
10.00
9.50
9.00
8.50
8.00
7.50
7.00
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
8.a)
471
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
MWGEN_SUR_CNFL
10
8
6
4
2
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2010
2012
2014
2016
2018
8.b)
Leyenda
MWIND_SUR_CNFL
2.00
1.80
1.60
1.40
1.20
1.00
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
8.c)
472
2002
2004
2006
2008
2018
Leyenda
MWTOTAL_SUR_CNFL
22
20
18
16
14
12
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
8.d)
Figura 8. Proyección de Potencia para la Subestación Sur, 8.a) Proyección de
Potencia Residencial, 8.b) Proyección de Potencia General, 8.c) Proyección de
Potencia Industrial, 8.d) Proyección de Energía Total.
473
Proyección para la Subestación Alajuelita sin la S.T. Higuito
La Subestación Alajuelita tiene influencia en los distritos:
15. La Uruca.
16. Mata Redonda
17. Merced.
18. Hospital.
19. San Felipe Alajuelita.
20. Hatillo.
21. San Antonio de Escazú.
22. San Antonio de Desamparados.
23. San Josecito.
24. Concepción.
25. San Rafael de Desamparados.
26. San Sebastián.
27. Alajuelita.
Los circuitos que pertenecen a Alajuelita son:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
Morenos
La Verbena
Periférico
San Felipe
Linda Vista
Los Pinos
Esta subestación alimenta parte de la zona sur y suroeste del área servida por la
CNFL. El mapa de influencia de la misma se observa en la figura 9.
474
Figura 9. Área de influencia de la Subestación Alajuelita
Esta subestación se caracteriza por tener una carga mayoritariamente residencial
la cual tiene un crecimiento constante. El sector general le sigue con un
crecimiento similar y por último el sector industrial posee un comportamiento casi
estancado. Los gráficos de energía y potencia se pueden observar en las figuras
10 y 11 respectivamente. Los datos en la tabla 6.
475
Tabla 6. Proyección de Potencia Subestación Alajuelita
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
36,088
21,661
7,427
65,18
3,26
37,121
22,686
7,566
67,37
3,26
38,183
23,76
7,706
69,65
3,27
39,276
24,885
7,845
72,01
3,27
40,4
26,064
7,985
74,45
3,28
41,556
27,298
8,124
76,98
3,29
42,746
28,591
8,264
79,60
3,30
43,969
29,944
8,403
82,32
3,30
45,227
31,362
8,543
85,13
3,31
46,522
32,847
8,682
88,05
3,32
47,853
34,403
8,822
91,08
3,32
49,223
36,032
8,961
94,22
3,33
50,632
37,738
9,101
97,47
3,34
52,081
39,525
9,24
100,85
3,35
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Leyenda
MWHRES_ALAJUELITA_CNFL
20
15
10
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
10.a)
476
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
18
MWHGEN_ALAJUELITA_CNFL
16
14
12
10
8
6
4
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
10.b)
Leyenda
MWHIND_ALAJUELITA_CNFL
6
5
4
3
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
10.c)
477
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
MWHTOTAL_ALAJUELITA_CNFL
45
40
35
30
25
20
15
X 10000
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
10.d)
Figura 10. Proyección de Energía para la Subestación Alajuelita, 10.a)
Proyección de Energía Residencial, 10.b) Proyección de Energía General, 10.c)
Proyección de Energía Industrial, 10.d) Proyección de Energía Total
Leyenda
50
MWRES_ALAJUELITA_CNFL
45
40
35
30
25
20
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
11.a)
478
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
40
MWGEN_ALAJUELITA_CNFL
35
30
25
20
15
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
11.b)
Leyenda
MWIND_ALAJUELITA_CNFL
9
8
7
6
5
4
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
11.c)
479
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
100
MWTOTAL_ALAJUELITA_CNFL
90
80
70
60
50
40
30
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Figura 11. Proyección de Potencia para la Subestación Alajuelita ,
11.a) Proyección de Potencia Residencial, 11.b) Proyección de Potencia General,
11.c) Proyección de Potencia Industrial, 11.d) Proyección de Energía Total.
La Subestación Alajuelita ha sido afectada en cuanto a carga por el sistema
eléctrico subterráneo, por esta razón se deberá analizar cuando estos cambios
estén reflejados en el GIS.
480
Proyección de Subestaciones Con Higuito
Subestación Desamparados
La proyección de Desamparados sin la carga que se trasladaría a Higuito se
muestra en la tabla 7. La Tabla 8 incluye a la S.R. Sur.
Tabla 7. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con Higuito, sin S.R. Sur
Año
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
21,623
10,991
4,356
36,97
2,79
2005
22,065
11,582
4,379
38,03
2,78
2006
22,508
12,2
4,399
39,11
2,76
2007
22,95
12,845
4,417
40,21
2,75
2008
23,392
13,516
4,432
41,34
2,73
2009
23,835
14,214
4,446
42,50
2,72
2010
24,277
14,939
4,458
43,67
2,70
2011
24,72
15,691
4,468
44,88
2,68
2012
25,162
16,47
4,477
46,11
2,67
2013
25,604
17,275
4,485
47,36
2,65
2014
26,047
18,107
4,492
48,65
2,64
2015
26,489
18,966
4,499
49,95
2,62
2016
26,931
19,851
4,504
51,29
2,60
2017
27,374
20,763
4,509
52,65
2,58
2018
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Tabla 8. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con Sur
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
31,05
17,52
5,89
54,45
2,53
31,54
18,38
5,94
55,86
2,52
32,03
19,27
5,99
57,30
2,51
32,52
20,20
6,05
58,77
2,50
33,01
21,17
6,09
60,27
2,49
33,49
22,18
6,14
61,81
2,49
33,98
23,22
6,18
63,38
2,48
34,46
24,30
6,23
64,99
2,47
34,94
25,42
6,27
66,62
2,46
35,42
26,57
6,31
68,30
2,45
35,89
27,76
6,36
70,01
2,44
36,37
28,99
6,40
71,75
2,43
36,84
30,25
6,44
73,53
2,42
37,31
31,55
6,48
75,34
2,41
Los gráficos correspondientes se muestran a continuación en la figura 12.
481
Leyenda
MWRES_DESAMPARADOS_CNFL
25
20
15
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
12.a
Leyenda
MWGEN_DESAMPARADOS_CNFL
20
15
10
5
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
12.b)
482
Leyenda
5.00
MWIND_DESAMPARADOS_CNFL
4.50
4.00
3.50
3.00
2.50
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
12.c
Leyenda
60
MWTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL
50
40
30
20
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
12.d
Figura 12. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con traslado de
carga a Higuito. 12.a) Potencia Residencial, 12.b) Potencia General, 12.c)
Potencia industrial, 12.d) Potencia Total.
Subestación Alajuelita
483
Para esta subestación se muestra la proyección en la tabla 9 y figura 13.
Año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Tabla 9. Proyección de Potencia Subestación Alajuelita con Higuito
Residencial
General
Industrial
Total
% Crecimiento
19,526
18,346
7,161
45,03
2,97
19,96
19,148
7,307
46,42
2,98
20,404
19,984
7,453
47,84
2,98
20,857
20,858
7,598
49,31
2,99
21,321
21,77
7,744
50,84
2,99
21,795
22,721
7,889
52,41
3,00
22,279
23,714
8,035
54,03
3,00
22,774
24,751
8,181
55,71
3,01
23,28
25,833
8,326
57,44
3,02
23,798
26,962
8,472
59,23
3,03
24,326
28,14
8,618
61,08
3,03
24,867
29,37
8,763
63,00
3,04
25,42
30,654
8,909
64,98
3,05
25,985
31,994
9,054
67,03
3,06
Leyenda
26
MWRES_ALAJ_HIGUITO_CNFL
24
22
20
18
16
14
12
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
13.a
484
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Leyenda
MWGEN_ALAJ_HIGUITO_CNFL
30
25
20
15
10
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
13.b
Leyenda
MWIND_ALAJ_HIGUITO_CNFL
9
8
7
6
5
4
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
13.c
485
Leyenda
MWTOTAL_ALAJ_HIGUITO_CNFL
60
50
40
30
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
13.d
Figura 13. Proyección de Potencia de Alajuelita con la entrada de Higuito. 13.a)
Proyección Residencial, 13.b) Proyección General, 13.c) Proyección Industrial,
13.d) Proyección Total.
486
Consideraciones importantes para Alajuelita
Alajuelita sufrió un traslado de carga debido a que dejó de alimentar el centro de
San José. Este traslado se considera en 10.2 MW los cuales se suponen
alimentados por la Subestación los Ángeles. En la proyección anterior se le
asignan a Alajuelita debido a que los cambios debidos al Sistema Subterráneo no
están plasmados en el GIS de la CNFL, S.A. hasta a finales del 2006. Si se restan
estos 10 MW a la carga de Alajuelita e la Tabla 5 se obtienen cerca de 34 MW
correspondiente a la distribución de cargas planteada en la primera página de este
documento para el 2005, por lo tanto los resultados al final representan la realidad
actual.
Entonces:
1. Traslado de Carga para los Ángeles a partir del 2005 de 10,2 MW desde
Alajuelita pero igual siguen siendo suplidas por el anillo de 138 kV.
2. Las cargas corresponden a valores tomados antes de la entrada en
operación del sistema eléctrico subterráneo para la Ciudad de San José.
3. Para cuando se reflejen estos cambios en el GIS, se realizará la asociación
y el de nuevo con la nueva distribución de la carga.
4. Se supone que Los Ángeles tomó carga de Alajuelita en la zona del
proyecto eléctrico subterráneo.
487
En el mapa de la figura 14 se aprecian los gráficos de las proyecciones por
subestación de la CNFL, S.A. conectadas al anillo sur del ICE y la S.T. Higuito.
Este mapa corresponde además a la distribución de carga por kilómetro cuadrado
del área servida por la CNFL, S.A. Se puede notar el crecimiento de esta zona es
considerable.
S.T. Higuito
Figura 14. Crecimiento subestaciones del anillo sur de 138 kV
488
Análisis de la Carga sobre el Anillo de 138 kV del ICE
En la tabla 10 se aprecia un análisis de la carga del anillo Sur del ICE de 138 kV
en dos escenarios, con y sin la presencia de la S.T. Higuito.
Tabla 10.
Análisis de la Carga Demandada al Anillo de 138 kV por Desamparados y Alajuelita con la S.T. Higuito y sin Ella
% Crecimiento de
% Crecimiento
Carga Asumida por
la Carga
de la Carga
Con
Año
Sin Higuito
Diferencia
% Error
Higuito
Higuito Según
del Anillo Sin
del Anillo Con
Proyección
Higuito
Higuito
2004
45,63
142,39
96,77
47,36
-3,80
1,53
0,59
2005
47,68
147,16
99,48
49,84
-4,54
3,24
2,73
2006
49,80
152,07
102,27
52,46
-5,35
3,23
2,73
2007
51,99
157,13
105,14
55,23
-6,23
3,22
2,73
2008
54,25
162,33
108,08
58,14
-7,16
3,21
2,72
2009
56,59
167,70
111,11
61,20
-8,14
3,20
2,72
2010
59,01
173,23
114,22
64,44
-9,20
3,19
2,72
2011
61,51
178,92
117,41
67,84
-10,29
3,18
2,72
2012
64,09
184,78
120,69
71,44
-11,46
3,17
2,72
2013
66,76
190,82
124,06
75,22
-12,68
3,17
2,72
2014
69,52
197,05
127,53
79,22
-13,95
3,16
2,72
2015
72,38
203,47
131,09
83,43
-15,27
3,15
2,72
2016
75,33
210,08
134,75
87,87
-16,65
3,15
2,72
2017
216,90
138,51
78,39
92,56
-18,08
3,14
2,71
2018
223,92
142,38
81,55
97,50
489
-19,56
3,14
2,71
Conclusiones
6. El crecimiento de la demanda de la zona sur del área servida por la CNFL,
S.A. provoca una saturación acelerada del Anillo Sur de Transmisión del
ICE.
7. Esta saturación a corto plazo afectará la calidad de la energía brindada por
la CNFL, S.A. a los clientes de las subestaciones Desamparados y
Alajuelita al haber problemas de trasiego de potencia por el anillo de
transmisión de 138 kV del ICE.
8. El crecimiento de la demanda no puede ser sostenido por las subestaciones
actuales
por
razones
de
espacio
en
subestación,
capacidad
de
transformación y espacio en la vía pública para las salidas de alimentadores
nuevos de estas subestaciones.
9. La nueva Subestación Higuito asumiría la carga de mayor crecimiento de
las subestaciones Alajuelita y Desamparados, trasladando esta carga y
crecimiento a la red de transmisión de 230 kV.
10. La nueva Subestación Higuito resolvería el problema de la saturación del
anillo de 138 kV y garantizaría el suministro de energía de calidad a los
clientes de la zona sur del área servida por la CNFL, S.A. en el corto y
mediano plazo.
490
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
ANÁLISIS PRELIMINAR PARA EL PROYECTO:
SUBESTACIÓN ZONA NORTE DE HEREDIA
RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y ELABORACIÓN:
DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL.
JUNIO 2006
491
Subestación Norte de Heredia
Topología Actual
Se pretende la construcción de una subestación reductora de 230 kV al norte de Heredia
como opción para descargar en cierta medida el anillo de 138 kV del ICE y favorecer la
distribución de energía por parte de tres empresas de distribución convergentes en esa zona,
CNFL, ESPH e ICE Distribución Alajuela.
La zona de CNFL involucrada sería la que se muestra en el mapa 1 encerrada en el círculo.
Mapa 1. Zona Geográfica de CNFL al norte de Heredia y empresas aledañas.
492
El Patio de Interruptores de Porrosatí es alimentado desde la S.R. La Caja por medio del
circuito Caja-Calle Rusia. En su inicio el patio Porrosatí sería alimentado también por
medio del circuito Belén-San Juan, pero esto haría que las perturbaciones en los circuitos
de Porrosatí afectaran la calidad de energía en Belén, por esto en la actualidad Porrosatí es
alimentado solamente desde la Subestación Belén.
A su vez, desde el Patio Porrosatí se alimenta la Subestación Barva, por medio del circuito
San Lorenzo y existe la posibilidad de que esta sea alimentada por medio de PorrosatíSanta Bárbara además.
Se puede notar como la zona norte en última instancia está alimentada desde la S.R. La
Caja, teniéndose un recorrido de líneas de 6 km hasta el patio Porrosatí y de 13 km hasta la
S.R. Barva desde la misma.
Ahora bien, la zona norte está alimentada directamente desde el Patio Porrosatí por medio
de los circuitos Porrosatí-San Lorenzo con 5 MW (el cual alimenta a S.R. Barva) a 34.5 kV,
Porrosatí-Santa Bárbara con 25 km de longitud aproximadamente y 5MW, así como del
circuito Barva-Cipresal de 30 km a 13.8 kV y con una demanda de 4 MW.
Si a las longitudes de los circuitos anteriores se le suma la distancia hasta la Subestación La
Caja, se tendría que el recorrido total de la energía que alimenta la zona Norte de Heredia
por medio del circuito Cipresal es de 45 km y por medio del circuito Santa Bárbara de 30
km aproximadamente. Las anteriores son longitudes considerables que causan pérdida de
calidad del servicio eléctrico de la red de CNFL en el sector norte de la provincia de
Heredia. Donde se debe tomar en cuenta además el carácter radial de los alimentadores
actuales.
Para aclarar mejor la topología de la zona se adjuntan segmentos de los diagramas
unifilares.
493
Figura 1. Topología General de las cuatro Subestaciones con influencia en la zona.
494
Figura 2. Patio Porrosatí y Transporte hasta S.R. Barva.
Circuito Morado: Porrosatí-Santa Bárbara, Naranja: Porrosatí-San Lorenzo,
Azul: Caja-Calle Rusia, Café: Belén-San Juan.
495
Figura 3. Circuito Barva-Cipresal.
El circuito Barba-Cipresal tiene un nivel de voltaje de 13.8 kV y es radial como se puede
observar en la figura 2. La S.R. Barva hace la transformación de 34.5 kV del circuito
Porrosatí-San Lorenzo a 13.8 kV para alimentar al circuito Barva-Cipresal.
Entonces con la perspectiva expuesta se puede concluir la fragilidad de la red eléctrica de
CNFL al Norte de Heredia, por esto, con una subestación en esta zona se permitiría un
incremento de la robustez de la red y la mejora sustancial en el servicio realizando los
cambios topológicos necesarios.
496
Situación de Carga
Con respecto a la carga, la zona de alta demanda más cercana a la posible ubicación de la
subestación es la Zona Industrial Belén en primer lugar, pero esta tiene poca probabilidad
de ser alimentada desde la nueva subestación de manera directa. Sin embargo podría existir
posibilidad de maniobras de respaldo entre las subestaciones Belén y la del Norte de
Heredia. El otro centro de carga importante es el centro de Santa Bárbara y San Joaquín, los
cuales son concentraciones de población afectados actualmente por los índices de calidad
de los circuitos mencionados anteriormente.
Entre los distritos más cercanos a la nueva subestación y que posiblemente estén dentro de
su zona de influencia se encuentran:
1. Santo Domingo
2. San José de la Montaña
3. Puraba
4. Jesús
5. San Pedro de Barva
6. San Pedro de Santa Bárbara
7. San Juan
8. Barrantes
9. San Roque
10. Barva
11. San Joaquín
El mapa 2 muestra una cuadrícula de carga de la zona involucrada con cuadrados de 2 km
de lado o 4 km2, cabe destacar que la misma se refiere a potencia demandada por los
clientes determinada a partir de su facturación y no contempla las pérdidas en la red, para
contemplar esto último se incluyen las proyecciones de demanda y clientes de la zona más
adelante.
497
Mapa 2. Cargas Zona Norte de Heredia
Proyección de Demanda
La estimación de crecimiento de la demanda para esta zona se observa en las figuras 4 y 5.
En la figura 4 se muestra la proyección de clientes y en la figura 5 la de demanda.
498
Proyección de Clientes Zona Norte de Heredia
30.000
Clientes Totales
25.000
# Clientes
20.000
15.000
10.000
5.000
0
1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018
Años
Figura 4, Proyección de clientes, Zona Norte de Heredia.
Proyección de Potencia Zona Norte de Heredia
39,00
Demanda Total
36,00
33,00
30,00
27,00
MW
24,00
21,00
18,00
15,00
12,00
9,00
6,00
3,00
0,00
1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018
Años
Figura 5, Proyección de demanda, Zona Norte de Heredia.
499
La proyección contempla la sumatoria de las proyecciones de los distritos mencionados
anteriormente. Si se realiza un traslado de carga a la nueva subestación, esta le hará frente a
un crecimiento alto de la zona en porcentaje pero no en potencia real debido que el
consumo de la zona es bajo en la actualidad, sin embargo, los aportes de la nueva
subestación al mejoramiento de los índices de calidad pueden ser sustanciales y el potencial
de la zona para desarrollarse es alto, lo cual aumentaría la demanda eléctrica
considerablemente.
Índices de calidad
La posibilidad de una subestación al norte de Heredia permitirá una mejora sustancial en
los índices de calidad percibidos por los clientes de estas localidades. Los índices se
aprecian en las tablas siguientes. En la tabla 1 y 3 se muestra el índice F.P.I. del año 2004 y
el 2005 respectivamente y en la tabla 2 y 4 el índice D.P.I.R. del año 2004 y el 2005
respectivamente.
Tabla 1
INDICES POR CIRCUITO 2004
FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES PROMEDIO (F.P.I) salidas
Circ.
Barva
1.201
52.180
Cantidad promedio de interrupciones percibidas por un abonado
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT
NOV
DIC
PROM.
ACUM.
Barva - Cipresal
9,87
3,93
3,47
7,00
1,00
3,00
4,00
3,00
15,00
8,00
3,47
0,00
5,14
61,73
Control La Montaña
12,00
5,00
4,00
7,00
1,00
3,00
4,00
3,00
3,00
3,00
4,00
0,00
4,08
49,00
0,00
2,00
0,00
1,00
0,00
1,00
1,00
1,00
9,00
2,00
0,00
0,00
1,42
17,00
7,00
7,00
0,63
1,00
0,00
0,00
1,37
1,00
0,00
0,00
0,63
1,00
1,63
2,00
0,63
1,00
0,63
1,00
0,63
1,00
0,37
0,00
0,37
0,00
1,16
1,25
13,89
15,00
Nombre
Porrosati
1.302
52.059
52.210
Porrosatí-S.
Bárbara
Control La Maquina
Control La Amada
500
Tabla 2
INDICES POR CIRCUITO 2004
DURACION PROMEDIO DE INTERRUPCIONES REGISTRADAS (D.P.I.R) horas
Duración promedio de interrupciones percibidas por un abonado
Circ.
Barva
1.201
52.180
Nombre
Barva - Cipresal
Control La
Montaña
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SET
OCT
NOV
DIC PROM. ACUM.
4,78
1,28
1,49
2,23
0,67
3,45
0,55
1,55
3,32
2,38
1,63
0,00
5,65
2,10
1,98
2,23
0,67
3,45
0,55
3,45
3,45
3,45
2,07
0,00
0,00
0,42
0,00
1,58
0,00
2,83
0,20
1,40
4,15
0,17
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,88
0,10
0,00
1,58
0,00
3,98
1,45
3,98
3,98
3,98
0,00
0,00
1,94
23,33
2,42
29,05
0,90
10,75
0,00
1,75
0,00
20,95
Porrosati
1.302
52.059
52.210
Porrosatí-S.
Bárbara
Control La
Maquina
Control La Amada
Tabla 3
FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES PROMEDIO (F.P.I) Veces 2005
Cantidad promedio de interrupciones percibidas por un abonado
Circ.
Nombre
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
PROM.
ACUM.
S.R. Barva
1201
Barva - Cipresal
1,47
3,47
3,93
1,47
4,47
2,96
14,80
52180
Control La Montaña
2,00
4,00
5,00
2,00
5,00
3,60
18,00
Porrosati
1302
Porrosatí-Santa Bárbara
0,00
3,00
2,00
1,00
4,00
2,00
10,00
52059
Control La Maquina
1,00
0,00
2,26
0,63
3,63
1,50
7,52
52210
Control La Amada
1,00
3,00
3,00
1,00
4,00
2,40
12,00
501
Tabla 4
DURACION PROMEDIO DE INTERRUPCIONES REGISTRADAS (D.P.I.R) horas
Circ.
Duración promedio de interrupciones percibidas por un abonado
Nombre
ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO PROM. ACUM.
S.R Barva
1201
Barva - Cipresal
0,07
0,65
1,43
0,22
0,55
0,58
2,92
52180
Control La Montaña
0,07
0,65
1,68
0,23
0,67
0,66
3,30
0,64
3,22
Porrosati
0,00
0,72
1,42
0,33
0,75
52059
Porrosatí-Santa
Bárbara
Control La Maquina
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
52210
Control La Amada
2,37
0,72
1,55
0,33
0,75
1,14
5,72
1302
Para notar de una mejor forma la evolución de los índices de calidad se presentan los
gráficos siguientes.
F.P.I. Barva- Cipresal
16,00
F.P.I. Barva-Cipresal
F.P.I. Barva-Cipresal, Control La Montaña
14,00
12,00
Veces
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
nov-03 ene-04 mar-04 abr-04 jun-04 ago-04 sep-04 nov-04 dic-04 feb-05 abr-05 may05
Mes
502
D.P.I.R. Barva-Cipresal
6,00
D.P.I.R. Barva-Cipresal
D.P.I.R. Barva-Cipresal, Control La Montaña
5,00
Horas
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
ene-04
feb-04
abr-04 may-04
jul-04
sep-04
oct-04
dic-04
feb-05
mar-05
dic-04
feb-05
mar-05
Mes
F.P.I. Porrosatí-Santa Bárbara
10,00
9,00
Porrosatí-Santa Bárbara
Control La Máquina
Control La Amada
8,00
7,00
Veces
6,00
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
ene-04
feb-04
abr-04 may-04
jul-04
sep-04
Mes
503
oct-04
D.P.I.R. Porrosatí-Santa Bárbara
4,50
4,00
Porrosatí-Santa Bárbara
Control la Máquina
Control la Amada
3,50
Horas
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
ene-04
feb-04
abr-04 may-04
jul-04
sep-04
oct-04
dic-04
feb-05
mar-05
Mes
Para la CNFL los límites aceptables en cuanto al D.P.I.R. están entre 0.75 h y 0.91 h y los
de F.P.I. entre 1.56 veces y 1.9 veces. Para estos circuitos los índices no son muy
alentadores actualmente debido a la gran longitud de los mismos, lo cual incrementa la
probabilidad de falla por kilómetro debido a la desfavorable situación forestal y climática
de la zona para los alimentadores.
504
Concclusiones prreliminaress
•
Al existir una subeestación al Norte de Heredia
H
se acortarían los circuittos Santa
Bárbara y Cipresal lo cual mejjoraría el seervicio a loos clientes involucrados, siendo
esto la mayor
m
razónn por la cuall la CNFL ve
v positivo una subestaación comp
partida en
el lugar.
•
dad de la
La zona es un puntoo crítico de servicio al cliente debbido a la poca versatilid
ntingencias y bajos índdices de calidad, por eesto al incoorporarse
operacióón ante con
otro punnto de entregga habrá meejoras sustannciales en el
e servicio qque darán a la CNFL
una mejoor imagen ante
a los clien
ntes.
•
CNFL estará mejorr preparada para asumiir un crecim
miento en laa demanda eléctrica
de esta zona
z
la cuall tiene alto potencial de
d desarrolloo, viéndose esto desde el punto
de vista de disponibbilidad de teerreno y dessarrollos habbitacionaless.
505
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN LINDORA
DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y
DISEÑO
MAYO 2005
506
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
AMPLIACION SUBESTACIÓN LINDORA
En los últimos años, los clientes industriales de la CNFL han ido automatizando
sus procesos, tanto industriales como administrativos. Además, se están
instalando en el país industrias de alta tecnología con equipos electrónicos
especializados y sensibles que requieren una calidad de energía muy alta para
sus procesos.
Para lograr la automatización de las industrias, que en estos días es necesaria, las
empresas han tenido que invertir ampliamente en dispositivos electrónicos, que a
su vez, son sensibles a cambios en la forma de onda de la corriente y el voltaje.
Actualmente, no sólo se requiere continuidad en el servicio de la energía eléctrica,
sino también, calidad de la energía suministrada (magnitud, frecuencia,
componentes armónicos, entre otros), debido entre otras cosas, a los factores que
se mencionaron anteriormente.
Tomando en cuenta estas consideraciones, no hay duda que los clientes
industriales tienen razón en exigir energía de calidad y las empresas de
distribución deben acogerse a sus necesidades y plantear las soluciones del caso
para el beneficio mutuo: para los industriales, tener menos desperfectos en sus
equipos y mayor continuidad en sus procesos y para la CNFL, obtener mayor
credibilidad y mejorar el servicio avanzando de la mano de la tecnología y los
requerimientos de sus clientes.
El esfuerzo para mejorar la calidad de energía debe ser mutuo entre la Compañía
y los clientes, ya que por más mejoras que se realicen en la red de media tensión,
los problemas de forma de onda de voltaje se van a mantener aunque en menor
escala. Por esto es necesaria la inversión que deben realizar los clientes en
equipos que mantengan la onda de voltaje de su red interna dentro de los límites
normales durante un fenómeno de corta duración o transitorio, si no es posible lo
507
anterior sería provechoso instalar los equipos de mejoramiento de calidad de
energía en los alimentadores de equipos sensibles.
Contexto de la zona involucrada
1. Clientes
Los principales centros de carga beneficiados son los industriales con procesos
críticos de la radial Santa Ana-Belén y los futuros clientes que se instalen en la
zona. La carga de las empresas beneficiadas en primera instancia son las que
aparecen en la tabla 1.
Tabla 1
Clientes Con Mejoras en Calidad
CLIENTE
LOC.
EMPAQUES SANTA ANA
80-1140-3005
DEMANDA
(KW)
3042
CONCRETO INDUSTRIAL
80-1140-4310
85
LOS POSOS
80-1218-1010
200
TERRAMIX
80-1280-4080
4672
EMPAQUES SANTA ANA
80-1285-2020
400
CONSTRUCTORA MECO
80-11404900
250
TAJO LINDORA
80-1260-0880
175
C & K COMPONENTE
80-1280-4850
900
MATRA
80-1280-5420
265
Varias de las empresas a beneficiar son industrias que manufacturan plástico y
materiales que tienen un proceso delicado y susceptible a las distorsiones de
voltaje. Estas son alimentadas por medio de circuitos aéreos provenientes de una
barra simple de la Subestación Lindora, lo que quiere decir que todos los circuitos,
ya sean éstos de carácter industrial o residencial, se interconectan en el mismo
transformador de potencia.
508
La zona en la cual se ubican los principales clientes industriales de Lindora se
muestra en el siguiente mapa de la figura 1:
Figura 1. Clientes industriales importantes de Lindora.
Los clientes industriales más importantes se concentran en las cercanías de la
carretera Radial Santa Ana-Belén. El círculo en la figura anterior muestra esta
zona.
2. Demanda
La figura Nº 2 muestra la demanda en las manzanas aledañas a la subestación
Lindora. Esta caracterización de la zona se realizó utilizando el GIS de CNFL
administrado por el Proyecto SIGEL. Las demandas se toman de la facturación de
cada cliente o se estima utilizando una conversión energía-potencia y se muestra
en el sistema. Los clientes más importantes de esta zona son industriales con
509
medición de demanda, cuyo valor se refleja en el GIS automáticamente desde las
tablas de facturación correspondientes.
La manzana es una zona geográfica definida en el GIS de donde se realiza una
sumatoria de la demanda de cada uno de los clientes para dar el valor que se
muestra en la figura 2.
Figura 2. Demanda de los clientes industriales más importantes de Lindora
Los puntos cambian desde el color amarillo al rojo, esto quiere decir que aumenta
la demanda al ir cambiando el tono del punto desde el color amarillo al rojo, por
esta razón los encerrados en la elipse representan una demanda alta por tener
colores naranja, lo cual se verifica al saber que la suma de todos está rondando
los 15,5 MW en total según las estimaciones en el Sistema de Información
Geográfica (GIS) y mediciones en la Subestación Lindora, las cuales son
coincidentes.
510
En el mapa de la figura 2 también se aprecia la disponibilidad de terreno para la
inversión y por ende el potencial aumento de la demanda de energía eléctrica de
alta calidad de la zona, mayoritariamente demanda del sector industrial. Debido a
lo anterior la ampliación fomentará el desarrollo industrial de la zona al contribuir
con un mejor servicio de energía eléctrica actualmente y en el futuro cercano.
Proyección de Demanda Subestación Lindora
Proyección de Demanda, Subestación Lindora.
Año
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Residencial
1,86
2,17
2,27
2,39
2,66
2,86
3,05
3,25
3,45
3,81
4,28
4,73
5,98
5,76
6,36
6,96
7,61
8,32
9,10
9,95
10,87
11,89
13,00
14,22
15,54
17,00
18,58
20,32
22,22
Demanda (MW)
General Industrial
1,46
2,56
1,68
2,34
1,75
2,42
1,91
2,31
2,06
3,09
2,13
4,10
2,19
5,10
2,26
6,10
2,46
7,81
2,79
10,29
3,60
10,47
5,00
11,86
5,14
11,88
6,45
12,19
6,42
14,88
7,21
16,39
8,11
17,95
9,11
19,54
10,24
21,13
11,51
22,71
12,94
24,26
14,54
25,77
16,35
27,21
18,37
28,57
20,65
29,85
23,22
31,04
26,09
32,13
29,33
33,12
32,97
34,02
Total
5,88
6,19
6,43
6,61
7,81
9,08
10,35
11,61
13,72
16,90
18,35
21,58
22,99
24,40
27,66
30,56
33,66
36,97
40,47
44,17
48,08
52,20
56,56
61,16
66,05
71,25
76,81
82,77
89,21
La proyección de demanda se realizó al asociar la carga de cada distrito a cada
uno de los circuitos que alimentan al distrito por medio del GIS de CNFL. Al
511
asociar la carga a los circuitos se obtiene la carga asociada a la subestación. La
proyección entonces se realiza asociando el porcentaje de la carga de cada
distrito que pertenece a una determinada subestación y como se posee un historial
por distrito de energía anual consumida se obtiene por medio del porcentaje
mencionado la proyección de energía de la subestación.
Al convertir este consumo de energía en demanda para la subestación Lindora se
llegó a la tabla 2.
Al graficar el total de los datos totales anteriores se obtiene el siguiente gráfico.
Potencia Subestación Lindora
100,00
Total MW
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
20,00
10,00
0,00
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Figura 3. Proyección de demanda, Lindora.
Esta subestación le hace frente al crecimiento de la zona a partir de los años
noventas como se mostró anteriormente. El crecimiento de la zona es acelerado
debido a su atractivo para la inversión industrial, residencial y comercial por eso se
espera que Lindora crezca de manera acelerada. La proyección se actualizará
512
cada dos años por lo que se verá en un plazo corto si el comportamiento previsto
hoy se mantiene en el mediano plazo.
Cabe mencionar que el valor de potencia proyectado para el año 2005
corresponde a 30,56 MW mientras que el valor real es de 29 MW lo cual valida la
proyección en el corto plazo al dar un error neto aceptable.
Según la proyección, el transformador actual (30/45) será insuficiente para hacerle
frente a la demanda en el año 2008 ya que en estos años la subestación estaría
llegando a 41 MW de demanda (90 % de la capacidad instalada).
Configuración actual de la Subestación Lindora, 34,5 kV.
La parte de media tensión de Lindora está constituida por un transformador 30/45
MVA conectado a una barra sencilla con seis circuitos de distribución. Esta
configuración, desde el punto de vista de calidad de energía no es acertada, ya
que para los casos que estamos tratando, la fuente más importante de “sags” en
un circuito son las perturbaciones de alimentadores contiguos de la misma barra.
El diagrama unifilar se puede observar en la figura 3.
Figura 3. Topología actual de Lindora.
513
La aglomeración de alimentadores destinados a cargas de diversos sectores en la
barra de 34,5 kV no es ventajosa como se mencionó anteriormente, por esta razón
se pretende incorporar otro transformador a la subestación para dividir la barra en
dos independientes asociadas por un interruptor de enlace de barras.
Se puede apreciar en la figura anterior que si por alguna razón falla el
transformador de potencia no se podrá alimentar a los seis circuitos conectados a
éste, entonces ante una condición de falla no se cumple el criterio de seguridad
operativa del ICE de n-1 elementos. Este aspecto cambia al incorporar la solución
planteada, entonces se puede decir que se solucionan dos problemas con una
misma inversión, además de la solución del caso de la demanda creciente en la
zona a corto plazo.
La subestación actual cuenta con la carga (abril del 2005) mostrada en la tabla 3.
Tabla 3
Carga Subestación Lindora, abril 2005
LINDORA
MW
GUACIMA
8
HONDURA
8,5
OJO DE AGUA
5
TRAFO 1
BRASIL
2,5
ABB
30/45
RADIAL
7
Total
31
Los circuitos que se trasladarían al nuevo transformador serían Hondura y Radial,
los cuales son los que alimentan a los clientes industriales de esta zona.
Esta parte de la red tiene altos potenciales de crecimiento debido a la proliferación
de centros comerciales, residenciales e industrias, por lo tanto el crecimiento del
equipamiento de la
subestación es básico para hacerle frente al crecimiento
esperado y expuesto en la proyección de demanda.
514
Análisis de la situación de calidad de energía
1. Antecedentes:
En el mes de Junio pasado, la CNFL realizó un estudio de la calidad del voltaje y
de los eventos que están afectando al cliente Empaques Santa Ana. El informe de
este estudio se le envió al cliente el 30 de junio.
En dicho informe se analizó una gran cantidad de eventos reportados por el
cliente. Algunos de estos eventos reportados no coincidían con ningún registro del
sistema de medición de calidad de energía instalado por la CNFL en la
alimentación principal de la industria. Hecha la observación, el cliente remitió una
lista de ocho eventos con la fecha y hora corregidos.
Se presenta en este informe lo encontrado para esta nueva lista de eventos, y
algunas observaciones que son importantes para considerar.
2.- Depresiones de tensión: definición y causas:
Todos los eventos que percibió el cliente resultaron ser depresiones de tensión,
conocidos como “sags”. Se considera un “sag” a una reducción del valor rms de la
tensión de alimentación que tiene una duración desde medio ciclo (8,33 mseg)
hasta varios segundos (ver definición de IEEE Std. 1100-1999). El valor típico de
esta reducción es del 90% hasta el 10 % del valor nominal de la tensión.
El origen de las depresiones puede ser interno o externo al cliente.
Cuando son externas, una causa común es la caída de voltaje que experimentan
las barras de una subestación ante el cortocircuito momentáneo o sostenido que
ocurra en cualquier circuito de distribución de la propia barra de la subestación o
de una subestación cercana. La duración de este tipo de perturbación es de unos
100 mseg hasta 600 mseg, dependiendo de los ajustes de la protección y de los
515
tiempos de disparo de los disyuntores. En el cuadro siguiente se ilustra los tipos
de sags mencionados y sus causas:
El análisis de los eventos que Empaques Santa Ana solicitó, se hace con base en
las consideraciones anteriores.
Es importante resaltar, como se ha hecho en ocasiones anteriores, que muchos de
estos eventos son inevitables y que se seguirán presentando esporádicamente. Es
obligación del cliente cuya sensibilidad es tal que se ve afectados por estas
depresiones, evaluar si debe buscar la manera de robustecerse internamente para
proteger sus sistemas.
3.- Análisis de los eventos:
516
Se presenta a continuación una descripción de los eventos
y sus probables
causas.
Nota: La curva ITIC-CBEMA se presenta aprovechando que el equipo de medición
ABB ION modelo 8500 la genera automáticamente, y para poder tener una
referencia comparativa de la severidad de diferentes eventos, aunque se conoce
que esta curva fue diseñada para evaluar equipos electrónicos monofásicos de
120 Voltios.
Este evento coincide con el disparo del interruptor denominado Ciudad Colón, de
circuito de distribución Escazú- Santa Ana. La duración es típica del tiempo en que
actúan las protecciones de media tensión para despejar una falla, y la profundidad
de la depresión nos indica que se trata de un evento “lejano”, esto es, de otra
subestación de la misma zona.
Evento: # 1
Fecha: Viernes 14 de Mayo, Hora: 21:30
517
Este evento, por su corta duración (42 mseg) y su poca profundidad es típico de
las perturbaciones que ocurren en el sistema de transmisión (alta tensión).
Evento: # 2
Fecha: Lunes 17 de Mayo, Hora: 21:06
518
Muy similar al evento # 1 en cuanto a duración, aunque su profundidad es mayor.
Sin embargo, la causa es la misma.
Evento: # 3
Fecha: Lunes 19 de Mayo, Hora: 8:30
Causa: no hay registro
El único evento que se registra para el 19 de mayo, se dio a las 3:26. Fue una
depresión de muy corta duración (7 mseg) y poco profunda, por lo que no fue
percibida por el cliente.
519
No se tiene ningún dato en el medidor ION instalado en Empaques Santa Ana
para las 8:30, ni ningún registro de falla o avería.
Evento: # 4
Fecha: Viernes 28 de Mayo, Hora: 23:30
Muy similar al evento # 1 en cuanto a duración y profundidad. La causa es la
misma.
Evento: # 5
Fecha: Jueves 3 de Junio, Hora: 7:35
520
Causa: no hay registro
El único evento que se registra para el 3 de junio, se dio a las 5:27. Fue una
depresión de muy corta duración (8 mseg) y poco profunda, por lo que no fue
percibida por el cliente.
No se tiene ningún dato en el medidor ION instalado en Empaques Santa Ana
para las 7:35, ni ningún registro de falla o avería.
Evento: # 6
Fecha: Sábado 5 de Junio, Hora: 19:07
521
Este evento, por su duración (entre 200 y 700 seg.) y porque ocurren varios
similares en un período de algunos segundos, es típico de un recierre y disparo de
un circuito de distribución de la misma barra. Efectivamente, este evento coincide
con el disparo del circuito Lindora-Brasil, por poste quebrado en este circuito,
situación atendida mediante la Avería # 300913.
Problemas a solucionar con la ampliación de la Subestación Lindora
522
1. Calidad de energía.
La solución para disminuir considerablemente los problemas de “sags” en los
circuitos de carácter industrial es dividir la barra de 34,5 kV para separar los
alimentadores de zonas industriales de los alimentadores de características
residenciales. Lo anterior debido a que estos últimos son los que presentan
perturbaciones (fallas/Km) con más frecuencia debido a su gran longitud y
derivaciones, por lo tanto, afectan la calidad de energía en los alimentadores
adyacentes de la misma barra.
La nueva configuración de la Subestación Lindora se muestra a continuación.
Figura 4. Topología propuesta para Lindora.
Con esta nueva configuración se asegura que las fallas o perturbaciones en los
circuitos con características residenciales no afectarán la onda de voltaje y
corriente de los alimentadores de la barra de circuitos industriales, por lo tanto se
verán reducidas las perturbaciones de manera considerable, ya que solamente
dos circuitos serán alimentados desde el transformador nuevo, por lo que los
523
“sags” que se presenten en alguno de estos dos serán provocados por fallas en el
otro.
El edificio de la subestación cuenta con espacio disponible para albergar las
nuevas celdas “Metal Clad” que permitan realizar las modificaciones necesarias
que conlleven a la separación de alimentadores.
Otro aspecto a considerar es que con transformadores en paralelo aumenta la
corriente de cortocircuito en la barra de 34,5 kV, sin embargo como el interruptor
de enlace de barras va a ser NA (Normalmente Abierto) y se instalará un
transformador similar, la corriente de falla no se modifica significativamente, así
que por este aspecto no hay porque preocuparse.
Tras la instalación del nuevo transformador, la nueva distribución de cargas de la
subestación sería la que se aprecia en la siguiente tabla.
Tabla 4
Carga Subestación Lindora, con ampliación Abril 2005
Transformador
Circuito
MW
GUACIMA
8
TRAFO 1
BRASIL
2,5
ABB
OJO DE AGUA
5
30/45
Total
15,5
HONDURA
8,5
TRAFO 2
RADIAL
7
(Nuevo)
30/45
Total
15,5
La nueva distribución de demanda permite el aumento de la carga en ambos
transformadores de manera que se supla la misma en un periodo determinado por
el crecimiento de la carga asociada a la subestación.
524
2. Seguridad operativa
La incorporación de otro transformador, además de mejorar la calidad de energía
de las industrias, hará posible que se cumpla el criterio de seguridad operativa n-1
del ICE, ya que un transformador respaldará al otro al cerrar el enlace de barras
cuando uno de ellos falle. Este es un aspecto importante a considerar, porque
tanto CNFL como el ICE se verán beneficiados con esta ampliación, ya que como
se mencionó, con la configuración anterior si llega a fallar el trasformador se
verían afectados todos los clientes de la subestación, mientras que con la
configuración planteada un transformador podrá respaldar al otro, mejorando los
índices de continuidad de la subestación y reduciendo la cantidad de energía no
vendida.
3. Demanda
Como se pudo observar en la proyección, la subestación actual no podría hacerle
frente a la demanda eléctrica a partir del 2008 si recargar al transformador según
las estimaciones realizadas, por esta razón la incorporación del nuevo
transformador haría que se piense en otra ampliación hasta dentro un largo plazo
mucho más amplio para lo cual habrá que seguir estudiando la tendencia de
crecimiento de la subestación.
525
Inversión
Los equipos, insumos y mano de obra requeridos para llevar a cabo la ampliación
provienen en primera instancia del ICE y CNFL, los cuales cada empresa aportará
parte de lo requerido. El la siguiente tabla se exponen estos aportes.
Aportes CNFL, Ampliación Subestación Lindora
Concepto
Obra Civil (M. Obra Incluida)
Canalización
Cajas de Registro
Acondicionamiento Caseta
Total Obra Civil
Unidad
Costo/Unidad
m
Unidades
Unidades
Cantidad
Costo Total
50
2
1
$11.000,00
Obra Electromecánica (Mano de Obra Incluida)
Celdas Tipo Metal Clad
Cable Potencia
Terminales
Montaje Total
Total Obra Electromecánica
Unidades
m
Unidades
4
1500
18
$8.000,00
$216.000,00
Costo Total Aportes CNFL
$227.000,00
Aportes ICE, Ampliación Subestación Lindora
Concepto
Obra Electromecánica
Interruptor de Potencia
Pararrayos
Transformadores de Corriente
Seccionadores de Línea
Transformador de Potencia LIMAT
Total
Unidad
Costo/Unidad
Cantidad
Costo Total
Unidad
Unidad
Unidad
Unidad
MWh
$66.000,00
$3.700,00
$10.000,00
$15.000,00
$13.888,90
1
3
3
3
45
$66.000,00
$11.100,00
$30.000,00
$45.000,00
$625.000,50
$711.100,50
Costo Total Aportes ICE
Costo Total Proyecto
$711.100,50
$938.100,50
Conclusiones
526
El proyecto se justifica por la razón de cubrir las necesidades de las
industrias actuales y prepararse debido al alto potencial industrial y
comercial de la zona, que llevará a una mayor demanda de potencia y
energía en el futuro. Por lo anterior, se hace urgente la adquisición y puesta
en marcha del proyecto, como una solución a los problemas citados y
analizados ampliamente en este documento.
Es indudable el beneficio que recibirán los clientes, en primera instancia,
por la expansión de la subestación, sin mencionar el beneficio para la
CNFL, al vender energía de mayor calidad a cargas críticas, como las
involucradas en el proyecto.
La inversión en la ampliación de la subestación era inminente en algún
momento, ya que se debe dar solución a una serie de problemas que tiene
la CNFL en esta zona de la red, debido a quejas constantes de los clientes
que exigen solución a los problemas en las variables eléctricas presentes
en sus acometidas y por ende en sus sistemas eléctricos.
La reducción de los “sags” tiene como resultado que las perturbaciones en
el voltaje se reduzcan sustancialmente, por tal efecto, los fenómenos que
se podrían presentar estarían fuera del área de influencia de la CNFL, por
ejemplo descargas atmosféricas.
La inversión extranjera está sujeta a la calidad de los servicios que se
brinden en los potenciales lugares a invertir, por ende, el proyecto asegura,
en cierta medida, la atracción de inversión al tratar de dar solución a un
tema central como lo es el abastecimiento de energía continua y de calidad,
clave para los procesos industriales, administrativos comerciales o de
servicios actuales.
527
Según los pronó
ósticos, co
on la amp
pliación de
e la sube
estación se
e podrá
hacerle frente a la
a demanda eléctrica
a creciente
e hasta un largo plazzo, y no
hasta ell año 2008
8 con la cap
pacidad acctual.
528
DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN BELÉN
DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y
DISEÑO
MAYO 2005
529
JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN BELÉN
En los últimos años, los clientes industriales de la CNFL han ido automatizando
sus procesos, tanto industriales como administrativos. Además, se están
instalando en el país industrias de alta tecnología con equipos electrónicos muy
especializados y sensibles que requieren una calidad de energía muy alta para
sus procesos.
Para lograr la automatización de las industrias, que en estos días es necesaria, las
empresas han tenido que invertir ampliamente en dispositivos electrónicos, que a
su vez, son sensibles a cambios en la forma de onda de la corriente y el voltaje.
Actualmente, no sólo se requiere continuidad en el servicio de la energía eléctrica,
sino también, calidad de la energía suministrada (magnitud, frecuencia,
componentes armónicos, entre otros), debido entre otras cosas, a los factores que
se mencionaron anteriormente.
Tomando en cuenta estas consideraciones, no hay duda que los clientes
industriales tienen razón en exigir energía de calidad y las empresas de
distribución deben acogerse a sus necesidades y plantear las soluciones del caso
para el beneficio mutuo: para los industriales, tener menos desperfectos en sus
equipos y mayor continuidad en sus procesos y para la CNFL, obtener mayor
credibilidad y mejorar el servicio avanzando de la mano de la tecnología y los
requerimientos de sus clientes.
Desde hace tiempo, la zona del cantón de Belén ha tenido un crecimiento
acelerado, debido a la instalación de varias empresas nacionales e internacionales
que requieren servicio eléctrico de calidad por lo especializado de sus procesos.
Es obligación de las compañías de distribución mejorar constantemente su
servicio, para que de esta forma el país se vea beneficiado por la inversión
extranjera, que tanta falta hace a nuestra economía.
530
Al poseer un servicio de alta calidad en toda la red y en este caso en Belén,
generará una situación de confianza por parte de los inversionistas en el servicio
eléctrico y por ende en CNFL.
Es de conocimiento que los mayores problemas que se presentan en el circuito
Belén-Fábricas se deben a depresiones de voltaje de corta duración (“sags”) y no
problemas de suministro o continuidad de energía, esto se constata en el presente
documento y se dan soluciones para el problema.
Contexto de la zona involucrada
El área de influencia de la expansión de la subestación es el Parque Industrial de
Belén.
Los principales centros de carga beneficiados son la empresa Firestone, la Zona
Franca América y los futuros clientes que se instalen en la zona. La empresa
Firestone tiene una carga de 5 MW aproximadamente y la Zona Franca América
tiene 11 empresas con una carga que se muestra en la tabla siguiente:
Tabla 1
Clientes Zona Franca América
Nombre del Cliente
Energía (kWH)
Demanda(kW)
Facturado
1680
1432
28880
13160
3937
1786
0
0
103680
0,00
0,00
68,00
30,16
16,39
12,55
0,00
0,00
272,16
84.855,00
70.960,00
1.129.340,00
595.855,00
191.900,00
144.700,00
45.615,00
1.490,00
3.976.110,00
76650
153,58
2.659.655,00
1930
233135
0,00
553
96.120,00
8.996.600,00
LOS ARALLANES
LOS ARALLANES
PC CALL CENTER S.A.
PC CALL CENTER S.A.
LOS ARALLANES
DAKOTA IMAGING S.A
DAKOTA IMAGING S.A
LOS ARALLANES
SUPRA TELECOM DE COSTA RICA S.A.
FABRICA INTERNACIONAL DE ENCAJES
S.A.
LOS ARALLANES
Totales
Las empresas de la Zona Franca América son en su mayoría industrias de alta
tecnología, las cuales se verán beneficiadas por la expansión de la subestación.
531
De igual forma, se pretende cubrir la demanda de futuras industrias, posiblemente
de alta tecnología, que se instalen en el parque industrial. Se espera el que la
carga de la subestación Belén posea un comportamiento como el mostrado en el
gráfico 1. Esta es una proyección basada en datos históricos de energía por
distrito, a los cuales se les extrae su tendencia y evolución para prever su futuro.
Potencia Subestación Belén
42,00
Total MW
39,00
36,00
33,00
30,00
27,00
24,00
21,00
18,00
15,00
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
En el gráfico anterior se puede apreciar que la demanda de la subestación Belén
ha crecido en la última década y se espera que lo siga haciendo debido a los
múltiples atractivos de esta zona para la inversión. El aumento de la capacidad de
la subestación es una consecuencia de la mejora de la calidad de energía ya que
se incorporaría un segundo transformador el cual le hará frente a este crecimiento
de la demanda.
Cabe mencionar que las empresas eléctricas actuales deben enfocarse a la
expansión de la calidad ya que la expansión en cobertura ya ha llegado casi a su
límite, la CNFL no es la excepción.
532
Causas de “sags” o depresiones de tensión en los circuitos de distribución
Para mostrar las causas de “sags” en un circuito, se presenta la figura 1.
Figura 1. Causas de “sags”
La figura anterior muestra que los “sags” causados por la red de media tensión
vecina o local son muy largos (90-1000 milisegundos) y causan depresiones de
voltaje muy grandes (hasta 0.4 pu). Si se elimina el efecto de la red de media
tensión vecina, con las alternativas que se presentan más adelante, se pasará
inmediatamente a tener “sags” causados por la red de media tensión remota, los
cuales son de una duración similar pero de magnitud menor (hasta 0.8 pu); por lo
tanto, provocarán menos trastornos en la forma de onda de voltaje y corriente.
Se pretende, en las obras por ejecutar, aislar los circuitos afectados de la red
vecina, porque esa es la variable que se puede manejar relativamente más fácil y
de manera interna en la CNFL, con cambios topológicos adecuados. La figura 2
muestra que si se elimina el efecto directo de la red local se eliminan los “sags”
más perjudiciales.
533
534
Figura 2. Causas de “sags” sin el efecto de la red local
La eliminación de los “sags” causados por la red de media tensión local queda
sujeta al aislamiento de la alimentación eléctrica de los circuitos que presentan
problemas de la red adyacente, por esto se pretende aislar la alimentación de
Firestone y demás industrias alimentadas por Belén-Fábricas con la división de la
barra a la que están conectados los circuitos alimentadores de estas en la
subestación Belén.
El efecto de los “sags” en los alimentadores de Firestone y Zona Calle Rusia
causados por la red de media tensión local se muestra a continuación.
535
Análisis del efecto de las fallas de la red de media tensión local o vecina
sobre las depresiones en la magnitud del voltaje (“sags”) en el circuito
Belén-Fábricas.
El diagrama unifilar actual de la subestación Belén se muestra en la figura 3.
Figura 3. Diagrama unifilar de la Subestación Belén
En la figura 3, se puede apreciar como el circuito en estudio (Belén-Fábricas) es
afectado directamente por lo que suceda en el circuito Belén-Asunción y BelénSan Juan, que a su vez se enlaza con la barra de 34.5 kV de Porrosatí y esta, a su
vez, con La Caja, si se dan las condiciones necesarias. Lo anterior se puede
constatar al analizar cualquier contingencia en los circuitos vecinos, análisis que
se expondrá con dos ejemplos de fallas el presente documento.
La configuración de la subestación Belén actual mezcla, en su barra principal,
circuitos de carácter residencial e industrial, heterogéneos en su comportamiento
536
eléctrico. Por esta razón, que la probabilidad de perturbaciones de las variables
eléctricas en los circuitos industriales aumenta debido a la gran extensión
geográfica de los circuitos residenciales, en los cuales si ocurre una falla como la
de los ejemplos siguientes, afecta directamente las características de las variables
eléctricas en los circuitos críticos o industriales.
La confirmación de la aseveración que plantea una influencia directa de las fallas
de
los
circuitos
vecinos
sobre
el
circuito
Belén-Fábricas
se
expone
inmediatamente, iniciando el primero con la figura 4.
Figura 4. Falla en el circuito Belén-Asunción
La figura 4 muestra una falla en el circuito Belén-Asunción conectado a la misma
barra que Belén-Fábricas. Al ocurrir esto se presenta una condición de falla en la
barra Belén 34.5 kV que afecta el nivel de voltaje en Belén-Fábricas.
537
La falla ocurrió el 26 junio a las 06:59:59 p.m. debida a un poste quebrado cerca
de Water Land (antes Acuamanía), falla frecuente en la red de la CNFL, la cual
provocó la perturbación expuesta en la figura 5.
Figura 5. Voltajes de fase a neutro en Belén –Fábricas en el momento de la falla
en Belén-Asunción
Se puede constatar con la figura 5 el efecto de una falla en un circuito “vecino” al
circuito Belén-Fábricas. La forma de onda disminuye su amplitud paulatinamente,
creando así una perturbación de gran duración. Estos “sags” o depresiones de
voltaje son indeseables en el suministro de energía debido a consecuencias
negativas en los equipos eléctricos de los clientes, los cuales pueden provocar
538
una efectiva intervención de los equipos de protección de las industrias, disparo de
equipos o, en el peor de los casos, el daño de dispositivos sensibles.
Un segundo ejemplo se puede apreciar cuando ocurre una falla en el circuito
Porrosatí-San Lorenzo, el 7 de mayo del 2004, a las 11:04:38 a.m. y fue
provocada por un poste quebrado en las cercanías de la escuela de San Pablo, a
unos 5 Km del patio de interruptores de Porrosatí. La distancia a los clientes del
alimentador Belén-Fábricas es de 8 Km, aproximadamente.
Figura 6. Falla en el circuito Porrosatí-San Lorenzo
Se puede apreciar la lejanía relativa que tiene esta falla respecto a la anterior,
pero por esto no deja de ser perjudicial para la calidad de la energía que se
suministra con el circuito Belén-Fábricas. La forma de onda durante esta falla se
muestra en la figura 7.
539
Figura 7.Forma de onda en el circuito Belén-Fábricas durante la falla en el circuito
Porrosatí-San Lorenzo
Como lo muestra la figura 7, la depresión en la magnitud de las ondas de voltaje
no es tan grande como en el caso anterior, debido a la lejanía de la falla, pero no
deja de ser importante su impacto en los equipos sensibles y la calidad de la
energía.
Otra posible falla en la forma de onda del voltaje es el transiente, ocurrido debido a
una descarga atmosférica en las vecindades de un circuito de distribución. Una
descarga atmosférica queda fuera de alcance en lo que se refiere a impedir que se
540
produzca, pero existe hoy en el mercado dispositivos protectores contra los
transientes que generan estos fenómenos eléctricos.
Figura 8. Descarga atmosférica en las vecindades de la red local
La descarga atmosférica causa un transiente en la forma de onda tal y como se
observa en la figura 9.
Ninguna red eléctrica está libre de verse afectada por los fenómenos eléctricos de
las tormentas (no se afecta solamente en el caso que no se tengan tormentas). Lo
que los administradores de las redes deben hacer es invertir capital en supresores
de sobrevoltaje, protección con blindaje de líneas y por parte de los clientes
protecciones de sobrevoltaje para los equipos que consideren necesario o para
todo su sistema eléctrico, ya que se sale de jurisdicción de la empresa proteger el
equipamiento de los clientes internamente en sus propiedades.
Figura 9. Efecto de una descarga atmosférica en la forma de onda del voltaje.
541
Esta perturbación ocurrió el 14 de junio a las 06:54:04 a.m.
El efecto de las descargas atmosféricas no se podrá solucionar completamente,
pero con la solución de los problemas de depresiones de voltaje se minimizará su
efecto en la calidad de energía, debido a que estas son mucho menos frecuentes
que los “sags”. Cabe mencionar que las depresiones de voltaje estarán presentes
durante todo el año, debido a que fallas en la red son provocadas por diversos
factores como animales, personas, árboles, etc., pero las descargas atmosféricas
solamente estarán presentes en la época de tormentas.
Soluciones para eliminar el efecto de las fallas de la red de media tensión
local en la forma de onda (“sags”) del circuito Belén-Fábricas.
Se plantea tres soluciones para eliminar los “sags” en el circuito Belén-Fábricas,
causados por fallas en la red vecina. Son tres soluciones ligadas entre sí en
542
sentido cronológicamente ascendente. Se hace de esta manera porque se debe
solucionar el problema de manera pronta, por esto se da una solución a corto
plazo con cuatro meses para su entrada en operación. La solución a mediano
plazo utiliza el aislamiento de la barra por medio de interruptores, que se creó en
la solución de corto plazo y se incluye en esta la creación de un circuito nuevo y
subterráneo y cambiar el circuito original aéreo por uno subterráneo, esto se
determina para entrar en operación en un año. La solución a largo plazo utiliza los
cambios anteriores pero se adquiere un transformador de potencia propio y el
equipamiento de todo el módulo de subestación para sustituir la subestación móvil
del ICE.
1. Solución a corto plazo.
La situación actual se muestra en la figura 10.
Figura 10. Situación actual Subestación Belén
La situación actual plantea un esquema de subestación simple que, como se
mencionó antes, alimenta cargas industriales y residenciales desde la misma
barra, afectándose un circuito con características específicas, por lo que ocurra en
el otro con otras características de forma directa. No se puede pretender que una
543
porción de la red quede eléctricamente aislada del resto porque esa no es la
filosofía con la que se concibe la misma, pero lo que sí se puede hacer es realizar
aislamientos parciales convenientes y no permanentes para eliminar problemas
críticos, como los que se están presentando, esa es la idea que se sigue para la
resolución de los inconvenientes a los que se está enfrentando la CNFL.
El cambio topológico a corto plazo para aislar los circuitos que alimentan las
industrias corresponde a la figura 11.
Figura 11. Solución a corto plazo
Esta solución corresponde a aislar la barra a la que se encuentra conectado el
circuito que alimenta las industrias de Calle Rusia y Firestone (Belén-Industrias),
por medio de dos interruptores normalmente abiertos, listos para ejecutar una
maniobra de respaldo cuando se amerite. Posteriormente, trasladar el circuito de
ESPH a la bahía de esa empresa y alimentar la barra aislada por medio de la
subestación móvil del ICE 230-34.5 de 30 MVA. Se tendrá igualmente a Firestone
y clientes de Zona Calle Rusia alimentados con el mismo circuito, lo cual se
pretende cambiar por alimentadores independientes en la solución a mediano
544
plazo, a la que se hace referencia adelante. Este planteamiento, para la resolución
del problema de calidad de energía surge como una alternativa que se puede
concretar en un tiempo muy corto, justamente para que paulatinamente se llega a
la resolución del problema de manera permanente, con la solución de mediano
plazo y posteriormente la de largo plazo. Este proyecto está planeado para que
entre en operación en diciembre del 2004.
2. Solución a mediano plazo.
Esta solución es una variación a la anterior. La modificación es independizar la
alimentación de la empresa Firestone e industriales de la zona y Clientes de Zona
Calle Rusia al crear un circuito nuevo a 34.5 kV. Los alimentadores se dispondrán
de forma subterránea para aumentar aún más la confiabilidad de los mismos, por
razones inherentes al sistema subterráneo. Esta solución conlleva más tiempo
debido a que el cambio topológico es mayor que el anterior, debido a que se
deberá introducir un nuevo interruptor para el nuevo circuito, con todo lo que esto
conlleva: eléctrica y estructuralmente. La alimentación desde el nivel de alta
tensión (230 kV) se realizará por medio de la subestación móvil del ICE 230-34.5
kV, 30 MVA, tal y como se presentó en la solución a corto plazo. El resultado se
muestra en la figura 12.
545
Figura 12. Solución a mediano plazo
Es importante recalcar, como un beneficio extra, que al introducir un circuito
nuevo, una falla en el alimentador no afectará el ciento por ciento de los clientes
industriales, sino a un porcentaje que será determinado por la carga que se
alimente de uno u otro circuito, esto es un punto a favor para la CNFL que se
atribuye a la inversión adecuada en proyectos de calidad. Posteriormente, se
podría crear un enlace posteriormente entre los dos circuitos para cerrar el anillo y
respaldar una zona del circuito fallado, ganando con esto continuidad; además,
que se seguirá alimentando las cargas industriales desde la barra que les
corresponde.
La entrada en operación de este proyecto está planeada para diciembre del 2005.
546
3. Solución a largo plazo
Esta solución es la que presenta más costos, debido a que se requiere la
adquisición de todos los equipamientos para crear una bahía nueva de
subestación, los cuales son necesarios si se pretende expandir de manera
definitiva y garantizando el cumplimiento del objetivo final, que es mejorar la
calidad de la energía a los clientes alimentados desde la bahía a construir.
La solución consiste en dejar los dos alimentadores en la barra aislada de CNFL,
alimentada con la subestación móvil del ICE, pero para este caso, como es una
solución permanente, adquirir e instalar en el sitio un transformador de potencia
230-34.5 kV; 30/45 MVA, esto con el fin de alimentar en forma exclusiva a los
clientes industriales.
Además con la instalación de este nuevo transformador, se pretende aumentar la
potencia disponible en el lado de media tensión o de distribución para hacerle
frente a la demanda creciente de energía y potencia por parte de los clientes
industriales, actuales y futuros de la zona.
Cabe mencionar que el espacio en la subestación no es un problema debido a que
se tenía previsto la actual ampliación de la misma. La disposición de equipos de la
ampliación se muestra en el plano anexo realizado por el ICE. El diagrama unifilar
de la ampliación se muestra en la figura 13.
547
Figura 13. Solución a largo plazo
La solución a largo plazo se planea esté en operación para diciembre del 2006.
Con la implementación de los cambios topológicos anteriores (corto, medio y largo
plazo), se busca eliminar los “sags” de los circuitos industriales causados por la
red vecina, al proporcionar un servicio eléctrico exclusivo a las cargas críticas, sin
mezclar alimentadores de carácter residencial e industrial en una misma barra.
La eliminación de “sags” de manera sustancial, al aislar la alimentación de las
industrias de la alimentación residencial, se debe a que se reduce de manera
amplia la probabilidad de falla de la red vecina, que en este caso, sería
comprendida solamente por los dos alimentadores conectados al nuevo
transformador y no todos los alimentadores conectados a toda la subestación.
Se podría pensar que una falla en el nuevo transformador deje sin energía a los
clientes que se abastecen desde este, pero hay que recordar que estos podrían
548
eventualmente ser abastecidos desde los otros transformadores de la subestación
o por maniobras de respaldo debidas a enlaces de circuitos vecinos a los circuitos
industriales. Este es un tema a analizar posteriormente.
Simulación para la comprobación de las soluciones
La simulación emula las situaciones que se presentan en el circuito Fábricas de la
subestación Belén debido a fallas en la red local. Para los efectos de la simulación
se toma como falla en la red local una falla en el circuito
San Juan. Para
corroborar la factibilidad de las soluciones planteadas anteriormente se simula la
situación actual y la situación con la solución propuesta implementada ante una
falla en la red vecina. La simulación se llevó a cabo en SimPowerSystems de
MatLab. Los diagramas aparecen en los anexos. Para todos los casos el tiempo
de duración de la falla va de 0.02 a 0.05 segundos aproximadamente.
549
1. Situación actual.
Este caso corresponde a la situación en la cual los circuitos se encuentran
alimentados desde una misma barra. Los voltajes de fase a tierra en el circuito
Fábricas se muestran en la figura 14 ante una falla trifásica en San Juan. Esta
simulación correspondiente a la topología actual es solamente para comprobar en
el modelo que una falla en la red local afecta el voltaje en un circuito adyacente,
pero lo realmente importante es ver el comportamiento cuando al modelo se le
agregan los elementos y topología que conforman las soluciones propuestas en
esta justificación.
Figura 14. Voltajes de fase en Fábricas ante falla en San Juan con la topología
actual.
550
Se puede apreciar el sag en las tres fases causado por la falla mientras esta
permanece, cuando se libera se presentan sobrevoltajes debido a la interrupción
de ésta en el circuito San Juan en el modelo.
2. Situación con la solución implementada.
Cuando se implementa el nuevo transformador y se aísla la barra que alimenta al
circuito Fábricas se ven eliminados los “sags” en éste, tal y como se afirmó
anteriormente y como se demuestra en las siguientes figuras. Los voltajes en
Fábricas ante falla trifásica en el circuito Sanjuán se muestran en la figura 15.
Figura 15. Voltajes de fase en Fábricas ante falla trifásica en San Juan con la
topología planteada.
La figura 15 no muestra problemas de “sags” en el circuito Fábricas, solamente
muestra una pequeña caída de tensión normal (de duración de 0.02 a 0.05
551
segundos aproximadamente) que está lejos de ser un sag. La falla es liberada por
el interruptor San Juan sin problemas en Fábricas.
Ante falla bifásica en San Juan el circuito Fábricas muestra el comportamiento
ilustrado en la figura 16.
Figura 16. Voltajes de fase a neutro en Fábricas ante falla bifásica en San Juan
con la topología planteada.
De nuevo ante falla bifásica no se presentan problemas de depresiones de voltaje
o sags cuando el circuito Fábricas se alimenta de una barra y transformador
exclusivo.
552
Figura 16. Voltajes de fase a neutro en Fábricas ante falla monofásica en San
Juan con la topología planteada.
La figura anterior muestra los voltajes de fase a neutro en el circuito Fábricas ante
falla monofásica en San Juan. Como se puede apreciar no se muestran caídas
leves o altos de voltaje lo cual asegura la efectividad de las soluciones planteadas
en el presente documento. Cabe mencionar como punto fundamental que las
fallas monofásicas corresponden a las perturbaciones más frecuentes en el
sistema, por esto si no hay sags cuando hay una falla de este tipo se puede decir
que se está cumpliendo el objetivo de eliminar los sags debidos a la red local en el
circuito Fábricas.
553
Inversión
Este proyecto se debe analizar desde el punto de vista de inversión, la cual es
necesaria para la expansión de la red de la CNFL, acorde a las exigencias del
mercado eléctrico actual. Ha llegado el momento de utilizar el espacio previsto en
la subestación Belén para la instalación de una nueva bahía de CNFL. La
demanda creciente y exigente lo amerita prontamente. Los costos de los
elementos contemplados en la tabla 2 fueron proporcionados por el ICE.
El costo de la ampliación definitiva de la subestación Belén se muestra en la tabla
2.
Tabla 2. Costos ampliación de la Subestación Belén
Cálculo de la Ampliación #4 de Subt. Belén
30/45 MVA
230/34,5/13,8 kV
Precios US$
Unitarios
Segundo transformador CNFL 24/8/04
Equipos 230 kV
Transformadores de potencia $/MVA
Pruebas de trafos de potencia
Transformadores de corriente
Transformadores de potencial
Seccionador serie ME
Seccionador serie MAN
Seccionador paralelo MAN
Seccionador paralelo MAN + PT
Pararrayos
Interruptores tripolares
Interruptores monopolares
Columnas C22
Vigas V-20
Columnas C250E monopolares
Cadenas de aisladores
Sub total
Equipos 34,5 kV METAL CLAD
Módulo salida/entrada
Módulo medición
Módulo reserva
Costo Edificio ($/m2) (8,4mx1,75mxsecc)
Sub total
Equipo Control y Protección
554
Cantidad
Sub total US$
45
1
3
0
1
1
1
0
3
1
0
0
0
6
3
570.370,59
1.013,99
26.955,00
0,00
14.673,50
10.693,50
10.747,00
0,00
8.331,00
45.954,33
0,00
0,00
0,00
2.400,00
1.015,03
$692.153,95
0
0
0
0
0,00
0,00
0,00
0,00
$0,00
12.674,90
1.013,99
8.985,00
9.383,00
14.673,50
10.693,50
10.747,00
13.810,33
2.777,00
45.954,33
48.828,00
2.306,00
1.318,00
400,00
338,34
0
35.406,00
16.800,00
28.500,00
450,00
Barra sencilla
Sección base
Sección línea
Sección transformación
Sección enlace barras
Sección de reserva
Comunicaciones
Comunicaciones CENCE
315.301,92
65.960,63
44.723,43
9.737,41
7.517,33
41.215,14
35.000,00
0
0
1
0
0
1
1
0,00
0,00
44.723,43
0,00
0,00
41.215,14
35.000,00
$120.938,57
1.992,97
3.862,50
3,82
20.394,40
12.073,00
15.816,00
23.158,00
20.000,00
13.667,00
43.268,93
5.705,00
2
2
100
2
0
0
0
0
0
0
0
5%
3.985,94
7.725,00
381,88
40.788,80
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
$52.881,62
43.298,71
45%
0,00
0,00
$909.272,85
409.172,78
0,00
0,00
Sub total
Varios
Herrajes/sección cualquier voltaje
Cables de barras/ sección
Malla de puesta a tierra/m2
Cables de control/sección
Servicio propio
Transferencia servicio propio
Luminarias
Tableros de distribución trifásica
Sistema de alarma contra robo
Banco baterías y cargadores
Aire acondicionado y ventilación
Sub total
Repuestos e imprevistos
TOTAL EQUIPO PATIO SUBEST.
Mano de obra
Edificio de control ($/M2)
Costo de Lote ($/m2)
450,00
$15
TOTAL DIRECTO SUBESTACION
Ingeniería
Administración
Gestión Ambiental $0,65/m2
Topografía $0,17/m2
Geología
Inspección
TOTAL INDIRECTO SUBESTACION
4%
6%
0,65
0,17
1%
3%
TOTAL SUBESTACION
$1.318.445,63
52.737,83
79.106,74
0,00
0,00
13.184,46
39.553,37
$184.582,39
$1.503.028,02
Como se mencionó anteriormente, se dispone de terreno para la ampliación, por lo
tanto, en las casillas que corresponden a este rubro no se cotiza el mismo.
555
Además, se cuenta con espacio en el edificio de control para todo lo que concierne
a otro módulo en la subestación, por lo tanto, no se cotiza tampoco en este ítem.
Otros rubros menores que no se cotizan se observan en la tabla. Se adjunta plano
del esquema de la subestación con la ampliación incluida, para constatar muchas
de las afirmaciones hechas anteriormente.
Conclusiones
El proyecto se justifica por la necesidad de cubrir las necesidades de las
industrias actuales y prepararse debido al alto potencial industrial de la
zona, que llevará a una mayor demanda de potencia y energía de alta
calidad en el futuro. Por lo anterior, se hace urgente la adquisición y puesta
en marcha del proyecto, como una solución a los problemas citados y
analizados en este documento.
Se muestra mediante la simulación que las soluciones planteadas aseguran
la eliminación de sags debidos a la red local, ya sea, ante falla monofásica,
bifásica y trifásica.
Es indudable el beneficio que recibirán los clientes, en primera instancia,
por la expansión de la subestación sin mencionar el beneficio para la CNFL
al vender energía de mayor calidad a cargas críticas como las involucradas
en el proyecto.
556
La inversión en la creación de este nuevo módulo de la Compañía era
inminente en algún momento y este es el preciso, ya que se debe dar
solución a una serie de problemas que tiene la CNFL en esta zona de la red
debido a quejas constantes de los clientes que exigen solución a los
problemas en las variables eléctricas presentes en sus acometidas y por
ende en sus sistemas eléctricos.
La eliminación de los “sags” tiene como resultado que las perturbaciones en
el voltaje se reduzcan sustancialmente, por tal efecto, los fenómenos que
se podrían presentar estarían fuera del área de influencia de la CNFL, tales
como
descargas
atmosféricas,
los
cuales
representan
porcentajes
sustancialmente menores a los que se dan actualmente con la topología
existente de la red de distribución que es alimentada por la Subestación
Belén.
La inversión extranjera está sujeta a la calidad de los servicios que se
brinden en los potenciales lugares a invertir, por ende, el proyecto asegura
en cierta medida la atracción de inversión al tratar de dar solución a un
tema central como lo es el abastecimiento de energía continua y de calidad,
clave para los procesos industriales, administrativos o de servicios actuales.
557
Anexos
558
559