Plan de expansión

Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
PLAN DE EXPANSIÓN 2011 – 2021 DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ.
OBJETIVOS
ALCANCE
1. Descripción del Sistema Eléctrico (SEQ)
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
Área de concesión
Puntos de conexión con el SNT
Conexión con centrales propias
Conexión con Autogeneradores
Conexión con autoproductores y sus consumidores
Sistema eléctrico aislado
Instalaciones eléctricas de distribución
Sistema de subtransmisión
Accionistas
2. Análisis del sistema eléctrico actual (2010)
2.1
2.2
2.3
2.4
Balance de energía y potencia
Condiciones de operación del sistema eléctrico
Mercado eléctrico
Cargas de primario s y subestaciones
3. Pronóstico de la demanda eléctrica
Metodología
Política
3.1
Pronóstico de la potencia y energía del sistema de potencia
3.2
Pronóstico de la demanda de subestaciones
3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación
existente y futura de cada subestación
3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones
3.2.3 Resultados anuales de los flujos de carga
4. Definición y justificación de las obras 2011- 2021
4.1
Obras financiadas por Transelectric para transferir la potencia
del SNT al SEQ
4.2
Obras financiadas por EEQ
4.2.1 Obras en subestaciones
4.2.2 Obras en líneas de subtransmisión
4.3
Inversiones en redes de media y baja tensión, acometidas y
medidores
4.4
Inversiones en Generación
1
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
5. Informe de la Planificación Financiera del Plan de Expansión 20112021
6. Anexos
2
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
PLAN DE EXPANSIÓN 2011-2021 DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ
OBJETIVOS:
Los objetivos de la planificación del sistema eléctrico de la EEQ (SEQ) son:
a) Resolver en el inmediato plazo las restricciones o deficiencias operativas del
sistema existente, si las hubiera.
b) Atender sin restricciones, las necesidades de carga eléctrica de nuestros
clientes y del crecimiento del mercado, en los próximos 10 años.
c) Que el plan de expansión propuesto garantice la seguridad y confiabilidad
del sistema eléctrico, en condiciones normales y contingencia simple, como:
salida de una línea de subtransmisión, salida de un transformador de 138/46
kV y/o de una unidad de la central hidráulica Nayón.
d) Desarrollar un sistema eléctrico que sea eficiente y cumpla con las
regulaciones de calidad del servicio del CONELEC.
e) Que el Plan de Obras definido sea auto sustentable y con el menor impacto
ambiental.
ALCANCE.
La planificación de la expansión del sistema eléctrico busca alcanzar los objetivos
impuestos mediante:
•
•
•
•
•
•
•
•
La sistematización y validación de las lecturas de carga anuales de primarios
y subestaciones.
El estudio eléctrico del sistema existente, su evaluación y diagnóstico, si hay
restricciones o deficiencias, definir sus soluciones inmediatas o emergentes.
El análisis de los datos estadísticos de energía y potencia generada,
facturada y demandada del sistema de potencia, así como, de la estructura y
evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, con el fin de
determinar las tasas de crecimiento correspondientes.
El análisis de los datos estadísticos de las cargas por subestaciones de
distribución y determinación de sus tasas de crecimiento individuales y por
grupos característicos.
El pronóstico de cargas y definición de nuevos equipamientos a nivel del
sistema y por subestaciones de distribución, para demanda máxima, media y
mínima del sistema, de los próximos 10 años.
La determinación de los parámetros eléctricos para los estudios de flujos de
carga del sistema, de las líneas y transformadores de subestaciones de los
próximos 10 años.
El análisis eléctrico de las alternativas de evolución anual del sistema de
subtransmisión y subestaciones, en condiciones normales y contingencias.
Revisión y actualización de los costos unitarios de equipos y obras de L/T y
S/Es y análisis económico de las alternativas de evolución del sistema
eléctrico de potencia.
3
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
•
•
Definición del presupuesto, programa de inversiones y cronograma de las
obras requeridas por el sistema de los próximos 10 años.
La determinación de índices de calidad, seguridad y confiabilidad del
servicio, como: voltajes, pérdidas eléctricas, cargabilidad de los equipos e
instalaciones, factores de potencia, etc., relativos al sistema eléctrico y sus
instalaciones por subsistema.
4
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
1.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ (SEQ)
EXISTENTE.
1.1AREA DE CONCESIÓN.
El área de concesión otorgada por el CONELEC a la EEQ es de 14 971 km2, que
corresponde a los cantones de: Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado,
San Miguel de los Bancos, parte de: Puerto Quito y Cayambe en la Provincia del
Pichincha, Quijos y el Chaco en la Provincia del Napo. Con las Distribuidoras
EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en negociación que modificaría el
área de concesión indicada.
1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL SNT.
Para atender el crecimiento intensivo del consumo de energía y potencia de sus
clientes, la Empresa solicitó a Transelectric la ampliación de los puntos de
transferencia del SNT al SEQ, por lo que, ha venido sistemáticamente ampliando
sus instalaciones eléctricas a 230 kV, 138 kV y 46 kV, disponiendo a finales del
2010 de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en Santa Rosa: 3
a 138 KV y una en 46 KV; 2 en Vicentina: uno a 138 KV y uno a 46 KV; en Pomasqui
existen 2 puntos en 138 KV, 1 punto a 138 kV en la S/E 23 Conocoto y en
Guangopolo disponemos de 1 punto adicional a 138/13.2 kV.
Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 KV S/E S. Rosa –
S/E E. Espejo – S/E S. Alegre de EEQ, una es en el lado primario del transformador
de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de EEQ y la entrega en 46 KV es en el lado secundario
del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de Transelectric. En Vicentina la
entrega es una en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 60/80/100 MVA
de EEQ y una en el lado de 46 kV del trafo de 138/46 kV, 12/37/48 MVA, de
Transelectric. En la S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a
138 KV S/E Pomasqui_T – S/E Pomasqui_EEQ, en la S/E 23 Conocoto una en el lado
primario de su transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV.
Además de los puntos indicados la EEQ para distribuir la energía entregada por el
SNT en su sistema de 138 kV dispone de 4 subestaciones a 138/23 KV: S/E 59 E.
Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E 18 Cristianía y S/E 23 Conocoto; y en su sistema de 46
KV dispone de la subestación Selva Alegre 138/46 KV, 2 x 60/80/100 MVA y de la
subestación No. 19, 138/46 KV, 60/80/100 MVA.
1.3CONEXIÓN CON CENTRALES PROPIAS.
Además de los puntos de conexión con el SNT, el SEQ tiene 5 puntos de enlace con
sus centrales eléctricas hidráulicas propias, como: Cumbayá de 40 MW, Nayón de
30 MW, Guangopolo de 20 MW, Pasochoa de 4.5 MW y Chillos de 1.8 MW y 2 puntos
de enlace con sus centrales térmicas: Gualberto Hernández de 34.2 MW y Luluncoto
de 9.0 MW de capacidad instalada. La conexión de la central hidráulica Chillos es a
22.8 KV y de la central térmica Gualberto Hernández es a 13.2 KV, las demás
centrales están conectadas a 46 KV.
5
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
1.4CONEXIÓN CON AUTOGENERADORES.
También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos como: La Calera, de
2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la subestación
Machachi; la Sillunchi de 0.4 MW se conecta al circuito primario B-Machachi; la HCJB
(ECOLUZ) de 7.8 MW de capacidad instalada que se conecta a 22.8 KV con el
circuito primario C-Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario:
Papallacta-Baeza-Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E
Equinoccial 13.8/22.8 KV, al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabí de 2.7 MW se
conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central EMAAPQ-Noroccidente de
0.250 MW, se conecta en 6.3 KV al circuito primario A-15, Uravía de 0.95 MW se
conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche.
1.5CONEXIÓN CON AUTOPRODUCTORES Y GRANDES CONSUMIDORES.
CLIENTE:
ADELCA_46kV
1
ADELCA_138kV
2
ENKADOR
3
4 BOOP
5 DELTEX
6 DANEC
7 PLASTICSACKS
8 PINTEX
9 NOVOPAN
10 INTERFIBRA
11 SINTOFIL
12 GUS
13 KFC
14 EBC
15 INCASA
16 TESALIA
17 LANAFIT
ENERMAX
18 (SUPERMAXIS)
19 HCJ B
20 Ideal Alambrec,
URAVÍA
21
CONEXIÓN
Observación
Lado primario del trafo 46/6.3 kV de la S/E Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ
FCA. ADELCA
Lado primario del trafo 138/23 kV de la S/E Desde agosto 2008 cliente regular de la EEQ
FCA. ADELCA
Lado secundario del trafo 46/13.2 kV, alimentada
en 46 kVa partir de feb.2010, desde la barra a 46
kV de la S/E 55 Sangolquí.
Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ
Primario 22.8 kV, B-57 Pomasqui
Varios primarios (16-A, 27-A, 36-F)
Primario 22.8 kV, A-55 Sangolquí
Primario 22.8 kV, A-57 Pomasqui
Primario 6.3 kV, C-17 Andalucía
Primario 22.8 kV, C-36 Tumbaco
Primario 22.8 kV, F-18 Cristianía
Primario 22.8 kV, E-36 Tumbaco
Varios primarios
Varios primarios
Primario 6.3 kV, B-16 Río Coca
Varios primarios (18-E, 21-E)
Primario 22.8 kV, A-34 Machachi
Primario 6.3 kV, G-16 y C-16 Río Coca
Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ
Varios primarios
Autoproductor de HidroSibimbe
Varios primarios
Autoproductor Ecoluz.
Varios primarios
Autoproductor Perlabi.
Primario 22.8 kV, A-Quinche.
Autoproductor Hcda. San Elías, Plus Hotel, Hcda. La
Clemencia.
Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ
Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Autoproductor de HidroAbanico
Desde julio 2009 cliente regular de la EEQ
Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ
Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ
Adicionalmente se tiene a 138 KV en la S/E Santa Rosa de TRANSELECTRIC un punto
de conexión con el sistema eléctrico “proyecto Papallacta” para el bombeo de agua
del proyecto del mismo nombre y el suministro de energía de sus centrales
hidráulicas El Cármen y Recuperadora de la Empresa Municipal de Agua Potable del
Municipio del D.M.Quito, que por sus características cuando es carga también
debería ser considerado como un gran consumidor.
6
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
1.6SISTEMA ELÉCTRICO AISLADO Y CONEXIÓN A OTRAS SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN.
A partir del contrato de concesión con el CONELEC se entregó a la EEQ el sistema
eléctrico Oyacachi, sistema eléctrico aislado perteneciente al Cantón El Chaco en la
Provincia del Napo, que dispone de una micro central hidráulica de 50 KW para el
suministro de energía a los consumidores de Oyacachi, mediante un banco de 3
transformadores monofásicos de 25 KVA cada uno, 121/210 voltios, energía que es
distribuida a los consumidores del pueblo mediante 1 transformador trifásico de 30
KVA, 2 monofásicos de 15 KVA y 1 monofásico de 25 KVA.
En lo que tiene que ver con la entrega de energía a otros sistemas de distribución a
la fecha se tiene un solo punto de conexión con el sistema de EMELNORTE.
1.7INSTALACIONES ELECTRICAS DE DISTRIBUCIÓN.
La Empresa para garantizar el servicio eléctrico y el crecimiento de la demanda
eléctrica a sus clientes, a diciembre 2010 dispone de 32 subestaciones de
distribución y 41 transformadores en servicio, de los cuales: 8 transformadores son
de 138/22.8 KV, 10 transformadores de 46/22.8 KV, 1 transformador de 46/22/13.2
KV, 1 transformador de 46/22/6.3 KV, 1 de 46/13.2 KV y 21 transformadores de
46/6.3 KV, con una capacidad instalada total de: 606.25 MVA en “OA”, 801.85 MVA
en “FA” y 887.5 MVA en “FOA”.
Estas subestaciones están alimentadas por 221.5 Km de líneas a 46 KV y 72.2 Km a
138 KV de subtransmisión; y, para distribuir la energía en las diferentes zonas de
servicio, dispone de 171 circuitos de distribución primaria a 22.8 KV, 6.3 KV y 13.2
KV, de los cuales 10 circuitos son expresos del sistema de transporte TROLEBUS, la
longitud de las redes de MV alcanza los 7113.3 kilómetros; se ha instalado 32323
transformadores y 2041.4 MVA en redes de distribución; así como 6429.4
kilómetros de redes secundarias; 418078 acometidas y 849325 medidores, entre
monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4536 están instalados en media
tensión y 6 en alta tensión; todo orientado a disponer de un sistema eléctrico de
alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad del servicio a sus
clientes, sin restricciones.
1.8SISTEMA DE SUBTRANSMISION.
Los puntos de conexión con el SNT se unen con las subestaciones de distribución
mediante un sistema de subestaciones de reducción de 138/46 KV, de líneas de
subtransmisión a 138 KV y 46 KV y varias subestaciones de seccionamiento a 138
KV y 46 KV, que permiten disponer de varios anillos de alimentación a las
subestaciones de distribución, tanto desde los puntos de enlace con el SNT a 138
kV y 46 kV como con los de enlace a las centrales eléctricas propias a 46 kV y la
central Chillos 23 kV, lo que le ha permitido disponer de un sistema de
subtransmisión confiable y seguro.
1.9ACCIONISTAS.
7
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
El crecimiento intensivo de la demanda eléctrica y de los clientes ha incidido para
que la composición accionaria de la Empresa se modifique en el transcurso del
tiempo, llegando el Estado a participar en su composición, por la falta de recursos
económicos de los accionistas existentes para financiar la expansión de las
instalaciones eléctricas, participación que hasta 1996 fue mediante el INECEL, luego
hasta el 2009 por medio del Fondo de Solidaridad y desde el 4 de diciembre del
2009, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) quien por ley asumió
el accionariado del FS, además tiene participación el Municipio del Distrito
Metropolitano de Quito, con los aportes de las instalaciones nuevas de
urbanizaciones y aportes propios, también, el Consejo Provincial de Pichincha en
base a ley del FER y luego del FERUM, fondo que desde la expedición de la nueva
ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996, volvió a pertenecer al Estado
manejado por el Fondo de Solidaridad (FS), por lo que, a continuación se indica la
composición y accionistas de la EEQ:
COMPOSICIÓN ACCIONARIA
desde el 4 dic.2009
Ministerio de Electricidad y
Energía Renovable.
Ilustre Municipio del Distrito
Metropolitano de Quito.
Consejo
Provincial
de
Pichincha.
Industriales y Comerciantes.
Capital
Actual
84.188.897
,0
47.100.047
,0
14.165.179
,0
2.099.618,
0
Consejo Provincial del Napo.
192.047,0
Cámara de Industriales de
396,0
Pichincha.
Comité de Empresa de la
314,0
EEQ.
Ec. Ramiro Gómez
45,0
TOTAL:
Acciones
Acciones
(%)
ordinarias preferidas
84.188.897
56,98
,0
45.372.137 1.727.910, 31,88
,0
0
14.165.179
9,59
,0
2.099.618,
1,42
0
192.047,0
0,13
396,0
0,0002
7
314,0
0,0002
1
45,0
0,0000
3
147.746.54 146.018.63 1.727.910, 100,0
3,0
3,0
0
2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO ACTUAL (2010)
2.1Balance de energía y potencia.
La energía y potencia requerida por nuestro sistema eléctrico se incrementó al
2010, ya que la demanda llegó a los 647.04 MW, como se desprende de los
8
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
registros de las entregas de potencia y energía en los puntos de conexión con el
SNT más la generación propia y autogeneradores, y de los estudios eléctricos del
sistema de potencia y de circuitos primarios, se determinó las pérdidas eléctricas
por subsistema.
En lo que se refiere a la pérdidas eléctricas al 2010 se obtuvo un índice del 7.91%
en energía, siendo el 6.90% por técnicas y el 1.01% por no técnicas, lo que resultó
en una disminución gradual respecto al valor del 2001, que fue del 16.12%. Si bien
las pérdidas técnicas están en un valor aceptable, se tiene previsto algunas
acciones en los próximos años para disminuirlas; así como también, en lo que se
refiere a la reducción de pérdidas no técnicas, se tiene un plan para reducir su nivel
en los próximos años, con lo cual, aspiramos mejorar aún más los índices
establecidos por el CONELEC.
En lo que se relaciona a la energía requerida, toda ella se está comprando en el
Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incluso lo de las centrales eléctricas propias, sin
embargo, hay que resaltar que, al 2010 el aporte de la generación propia fue del
15.6 % en energía y 14.2% en potencia y de los Autogeneradores el 1.5%
en
energía y 1.1% en potencia.
2.2CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO.
La magnitud de potencia y energía requerida por nuestro sistema eléctrico impuso
que desde el 2001 se incremente la capacidad de transferencia del SNT al SEQ en
138 KV y 46 KV, es por eso que, al 2001 se aumentó la capacidad en la S/E Santa
Rosa, mediante un segundo transformador trifásico de 45/60/75 MVA, 138/46 KV,
en el 2002 en la S/E Vicentina, mediante un transformador trifásico de 60/80/100
MVA, 138/46 KV, si bien, este último fue para sustituir a un transformador dañado
de Transelectric, en el 2003 se incrementó la capacidad de transferencia de 230 KV
a 138 KV, mediante el ingreso de la S/E Pomasqui de 300 MVA, de Transelectric, en
el 2006 en la S/E Santa Rosa se energizaron adicionalmente 3 autotransformadores
de 225/300/375 MVA, 230/138 kV; y a noviembre del 2007 en los puntos de
transferencia de la EEQ se incrementó en la S/E Selva Alegre de 138/46 kV, un
segundo trafo de 60/80/100 MVA.
En condiciones normales de operación del SEQ, los puntos de conexión con el SNT
no han tenido limitaciones de confiabilidad, seguridad y calidad del servicio, puesto
que, la carga de los transformadores, los voltajes de barras, el factor de potencia,
las cargas de líneas y las pérdidas eléctricas técnicas, están en valores aceptables.
Sin embargo, en contingencias si tenemos limitaciones, tal es el caso de la falla del
lunes 4 de abril de 2011, en que se produjo una contingencia de falla doble por
cortocircuito de los 2 circuitos de la L/T 138 kV, S/E Santa Rosa a S/E E. Espejo y S/E
S. Alegre, debido a la caída de un árbol, lo que produjo el colapso de la mayor parte
del Sistema de la EEQ, lo que impone ante este tipo de fallas se incremente la
capacidad de transferencia en la S/E Vicentina de 138/46 kV, para disminuir las
restricciones del servicio a los clientes en tales fallas.
9
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
El cambio de la regulación sobre el cumplimiento del factor de potencia (FP) en los
puntos de conexión con el SNT del CONELEC, que según la última regulación
disminuyó de 0.98 a 0.96, en demanda máxima y media, y menor a 0.99 en
mínima, ha incidido positivamente en nuestro sistema para no tener limitaciones
eléctricas importantes ni de voltajes, ni de FP, ni de sobrecargas de líneas, aunque
a nivel de subestaciones de distribución tenemos algunos problemas de sobrecarga
por el atraso en los nuevos equipamientos, lo que aspiramos corregir en los
próximos años.
Sin embargo, los apagones dispuestos por el CENACE y el Ministerio de Electricidad
a partir del viernes 30 de octubre de 2009 del 5%, 10% y 15%, hasta el 8 de febrero
del 2010, a las Empresa Eléctricas Distribuidoras han dejado en evidencia una vez
más el déficit de generación eléctrica con el que cuenta el país.
2.3
MERCADO ELÉCTRICO.
El mercado eléctrico de consumidores y los consumos de energía facturados creció
en el 2010, confirmándose una vez más su crecimiento intensivo, con tasas
promedio anual del 5.27% para los consumidores y el 5.12% para el consumo
facturado, como se indican en la tabla 2.3.1 a continuación.
De la composición del mercado eléctrico por consumidores se desprende que, los
residenciales siguen teniendo la mayor participación con un 84.8% del total, luego
le siguen los comerciales con el 12.5%, los industriales con el 1.6%, el sector otros
con el 1.1% y los no regulados con el 0.00%, sin embargo, los consumidores
residenciales han disminuido su participación con respecto al 2001, debido al mayor
crecimiento de los otros tipos de consumidores.
En lo que se relaciona al mercado eléctrico por consumos facturados se tiene que,
el sector residencial mantuvo la mayor participación con el 39.7%, luego le sigue el
sector industrial con el 27.6%, a continuación está el comercial con el 22.2%, luego
están la iluminación pública con el 5.3%, el sector otros con el 5.1% y los no
regulados con el 0.0%, pero la participación del consumo residencial facturado en el
total bajo en el 2010, esto debido al racionamiento eléctrico de enero y febrero
2010 pese a un ligero incremento en la tasa de crecimiento de sus consumidores,
en el sector industrial la cantidad de consumidores se mantuvo siendo que su
consumo creció, el comercial creció en consumos y consumidores, en cambio el
sector otros su consumo facturado disminuyó su participación frente al total.
10
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
ABONADOS:
Año
Residencial
Comercial
Industrial
Regulados
#
%
#
%
#
%
#
2001
463,611 86.1
60,806 11.3
9,049
1.7
2002
479,310 85.7
64,523 11.5
10,030
1.8
2003
496,706 85.4
68,181 11.7
10,567
1.8
2004
519,046 85.3
72,364 11.9
10,996
1.8
7
2005
545,569 85.1
77,229 12.0
11,498
1.8
14
2006
575,286 85.0
82,194 12.1
12,015
1.8
13
2007
602,708 85.0
86,619 12.2
12,406
1.7
0
2008
636,000 84.7
93,488 12.5
12,713
1.7
0
2009
672,123 84.8
98,604 12.4
13,009
1.6
0
2010
724,447 84.8 106,617 12.5
13,665
1.6
0
tasa(%)
Composición de consumidores y consumos facturados.
FACTURACION:
Año
Residencial
Comercial
Industrial
AP
MWh
%
MWh
%
MWh
%
MWh
2001
780,084 37.8 374,880 18.2
619,424 30.0 161,185
2002
830,180 38.3 408,044 18.8
633,830 29.3 170,139
2003
886,862 39.4 453,224 20.2
612,355 27.2 162,467
2004
950,518 40.7 492,957 21.1
588,026 25.2 154,000
2005
1,031,804 42.7 539,984 22.3
540,764 22.4 154,000
2006
1,092,608 40.4 581,620 21.5
552,993 20.5 160,160
2007
1,146,439 41.1 610,145 21.9
633,870 22.7 160,028
2008 1,186,909 40.3 644,803 21.9 775,322 26.4 167,987
2009 1,241,193 39.9 672,042 21.6 853,276 27.4 171,389
2010 1,285,757 39.7 719,359 22.2 893,450 27.6 171,828
tasa(%)
%
0.001
0.002
0.002
0.000
0.000
0.000
0.000
%
7.8
7.9
7.2
6.6
6.4
5.9
5.7
5.7
5.5
5.3
Otros
#
4,687
5,543
5,940
6,354
6,854
7,261
7,717
8,372
8,908
9,500
Total
%
0.9
1.0
1.0
1.0
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
Regulados
MWh
%
28,496
123,273
163,617
85,538
-
1.2
5.1
6.1
3.1
0.0
0.0
0.0
#
538,153
559,406
581,394
608,760
641,150
676,769
709,451
750,574
792,643
854,230
5.27
Otros
MWh
129,782
124,490
133,656
148,525
151,306
151,550
156,080
166,688
174,952
165,857
%
6.3
5.7
5.9
6.4
6.3
5.6
5.6
5.7
5.6
5.1
Total
MWh
2,065,355
2,166,683
2,248,564
2,334,026
2,417,858
2,702,548
2,792,098
2,941,709
3,112,852
3,236,251
5.12
Tabla 2.3.1
En el caso del alumbrado público, a partir del 2002 hasta el 2005 se produce una
disminución de su consumo, por los ajustes introducidos al cambio de tipo de
iluminación hechas desde 1995, al haberse reemplazado las luminarias de mercurio
de 125 W y 175 W por sodio de 70W y 100W, las de 250 W de Hg por 150W de Na
y las de 400 W de mercurio por sodio de 250 W. Adicionalmente a partir del 2007
empiezan a instalarse las luminarias de sodio de doble potencia, que permite
ahorrar energía luego de las primeras 4 horas de su funcionamiento diario. A partir
del 2009 se ha determinado que existe un déficit en los cálculos del consumo de la
IP, por lo que a partir del 2011 se lo corregirá.
2.4CARGAS DE PRIMARIOS Y SUBESTACIONES.
Las cargas de los circuitos primarios y subestaciones de distribución, que se indican
a continuación, en la tabla 2.4.1a, se obtuvieron de la base de datos de la Unidad
de Pérdidas Técnicas donde se guardan los registros horarios de los medidores
electrónicos instalados en las subestaciones, para el día del pico 2010 del SEQ (14
dic.2010, 19:30). También se disponen de factores de potencia reales de las cargas
de cada primario y subestación de distribución, lo cual permite una mayor exactitud
en los estudios eléctricos del sistema.
11
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
CORRIENTE ALIMENTADORES PRIMARIOS (A) A DEM. MX. S/E - DIC. 2010
SUBESTACION
01 Olímpico
02 Luluncoto 23 kV
02 Luluncoto
02 Luluncoto
03 Barrionuevo 6.3 kV
03 Barrionuevo 23 kV
04 Chimbacalle
06 Esc. Sucre
07 San Roque
08 La Marín
09 Miraflores
10 Diez Vieja
11 Belisario Quevedo
12 La Floresta
13 Granda Centeno
15 El Bosque
16 Rio Coca T1
16 Rio Coca T2
17 Andalucia
18 Cristiania T1
18 Cristiania T2
19 Cotocollao T1
19 Cotocollao T2 138/23 kV
21 Epiclachima T1
21 Epiclachima T2
23 Conocoto T1
24 Carolina
27 San Rafael
27 San Rafael C
28 Iñaquito
32 Diez Nueva
34 Machachi
A
B
57 Pomasqui T2
D
E
F
G
315,84 238,08 303,36 287,04 316,80
H
E
SO
RIO
165,76
195,84 242,56
333,12 252,48 270,86 329,28 278,08
240,96
84,48
209,28
64,32
28,80
54,24
133,44
352,64
317,76
363,84
253,44
43,20
189,12
126,72
239,04
132,00
308,16
60,00
179,84
151,68 270,72
271,68 242,88
416,00
219,84 271,68
197,76 431,04
1,95
48,21
363,84 267,84
115,20
133,92
62,08
116,64
173,76
57,60
80,64
284,16
421,44
18,72 0,026
189,44
200,64
214,08
353,28 368,64 246,72 360,00 5,15
24,05
437,76 336,00 428,16 382,08
192,00 318,72 277,44
340,80
154,79 141,78 137,94 40,24
132,96
111,19
105,28
275,75
81,60
250,03
192,48
174,72
269,28
128,40
28,80
323,98 249,9 349,7
146,7 3,2
24,0
178,72 66,84 153,42
213,12 183,84
195,83
80,16
229,44 344,64 320,64 324,48
236,16 200,64 334,08 171,84 300,48
186,24
236,64
257,76
139,2 217,44
236,64
193,44
235,68
161,28 148,80 65,76
158,40
194,88
133,44
144,96
215,52
170,88
153,60
203,04 172,32
206,88
206,20 140,27
269,76 446,40 238,08 336,00 316,8 170,88
188,16 77,76 109,92 76,80
114,72
36 Tumbaco T1 33 MVA (Q)
257,76
36 Tumbaco T2 20 MVA ®
118,08
37 Santa Rosa
131,01 62,06
49 Los Bancos
66,56 26,88
53 Pérez Guerrero
268,04
55 Sangolquí
179,04 73,44
57 Pomasqui T1
C
TROL EXPRE TERCEA AUT OG
143,52
ENERA
DOR
TOTAL Dem. S/E
(A)
1.461,1
0,0
165,8
438,4
1.463,8
197,8
1.413,3
422,4
1.243,2
651,4
460,2
593,3
821,8
826,2
1.090,6
0,00 1.490,9
1.333,8
1.219,2
1.429,4
851,0
665,8
729,1
278,4
540,0
582,2
346,5
1.802,0
567,4
0,0
1.584,0
1.129,0
474,7
0,0
4,496 583,2
562,1
487,9
55,21
227,5
1.491,5
484,0
649,0
0,0
540,5
(MVA)
14,81
1,83
5,32
15,19
7,83
14,65
4,01
13,52
7,06
4,98
6,31
8,73
9,21
11,64
15,72
13,30
13,27
15,39
31,95
25,49
28,01
12,20
19,73
22,38
17,25
18,72
24,32
17,08
12,11
17,03
29,50
21,82
19,63
5,60
16,42
19,90
25,67
21,10
Tabla 2.4.1.a Cargas de primarios a demanda máxima de las subestaciones – diciembre 2010.
Además, de la misma tabla se desprende, que hay primarios y subestaciones que
están en su límite de carga y otros que están descargados, valores que sirven de
base para hacer el diagnóstico por subestación de distribución y que también han
12
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
servido de base para realizar el pronóstico anual de la demanda correspondiente,
cuyos resultados se indican a continuación:
3. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DEL SISTEMA
METODOLOGÍA
El método utilizado para definir la expansión del sistema de potencia, consiste en
resolver y diseñar los requerimientos del sistema eléctrico al año horizonte (último
año transcurrido más 10 años), en función de estudios eléctricos del sistema en
condiciones normales y contingencias, para lo cual se realiza el pronóstico anual de
la demanda por subestaciones de distribución, puntos de entrega del SNT y del
sistema de potencia, se determinan los parámetros eléctricos de las nuevas líneas y
transformadores requeridos, en base a un prediseño de los mismos y se ingresan
los datos a la base de datos del software de estudios eléctricos.
A partir del escenario de 10 años, se analiza y propone la expansión anual del
sistema, para el corto (2 años), mediano (5 años) y largo plazos (10 años),
complementado con el análisis económico de alternativas y financiero de la
alternativa seleccionada, que sea válido, no solo en el corto plazo, sino en el
mediano y largo plazos, represente la solución más económica para la Empresa y
financieramente sea ejecutable.
En tal sentido, para definir la expansión anual del sistema eléctrico, se considera:
•
•
•
•
•
•
•
Que cumpla con los objetivos impuestos.
Que sea la solución más económica y encuadrada dentro de la configuración
del sistema al año horizonte.
Que garantice en cada año de evolución del sistema a 10 años, una reserva
mínima adecuada de la capacidad de las instalaciones de líneas y
transformadores de subestaciones sin perjudicar la calidad del servicio y que
permita mantener el servicio bajo condiciones de contingencias simples de
falla de una línea o de un trafo de 138/46 KV.
Que permita, dadas las condiciones financieras de la EEQ, el máximo
diferimiento posible de las obras, siempre que no comprometan las
condiciones de seguridad y confiabilidad del servicio eléctrico.
Que se adapte en mejor forma al sistema existente y que para su evolución
no se requieran cambios sustanciales.
Que el plan tienda a minimizar las pérdidas técnicas y que entren en
operación en el momento oportuno, evitando sobre dimensionamientos, que
no originen réditos a corto plazo, etc.
Que las subestaciones de distribución con dos trafos de 15/20 MVA o
20/27/33 MVA, en 46/6.3 KV, 46/23 KV o 138/23 KV, respectivamente,
dispongan al menos de doble alimentación, para asegurar la confiabilidad de
su servicio, ante falla simple de una de ellas.
POLÍTICA
13
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Desarrollar el sistema de subtransmisión a 138kV eliminando sistemáticamente el
nivel de 46KV existente fuera del área urbana del Cantón Quito y las redes de
distribución de medio voltaje desarrollarlas a 22,86kV en las áreas periféricas y
rurales del Cantón Quito por su gran extensión geográfica y su potencial
crecimiento demográfico, como es el caso de los valles de Los Chillos y Tumbaco,
así como de las parroquias: El Quinche, Guayllabamba, Pomasqui, San Antonio,
Calderón; y de los Cantones de la Provincia de Pichincha: Mejía, San Miguel de Los
Bancos, Pedro Vicente Maldonado, Puerto Quito; El Chaco y Quijos en la Provincia
del Napo.
3.1
PRONÓSTICO DE LA POTENCIA Y ENERGÍA DEL SISTEMA DE
POTENCIA.
Del análisis estadístico a las series históricas de la energía suministrada y potencia
demandada correspondientes se determinó que al 2021, la variación de la proyección
pesimista es menor a la optimista en el 3.76% para la energía y el 3.55% para la
potencia en MW, diferencias consideradas razonables al final del periodo del
pronóstico de la energía y la demanda de nuestro sistema en condiciones normales
de suministro de energía, valores que han servido de base para el pronóstico de la
demanda eléctrica por subestaciones.
PL.DPT.710.FRO.13 (PRO.02).- pronóstico de la demanda del SEQ.
EEQ - PL_DPTO. PLANIFICACIÓN TÉCNICA.
Realizado: MCP
Fecha:
J efe Planificación
24.feb.2011 Aprobado: _______
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
2010
664.2
664.2
664.2
2011
694.0
692.8
691.7
2012
725.3
722.7
720.3
2013
757.9
753.9
750.2
2014
792.0
786.4
781.2
MV A
2015
827.6
820.3
813.6
2016
864.9
855.7
847.3
2017
903.8
892.6
882.4
2018
944.4
931.1
919.0
2019
986.9
971.3
957.0
2020
1031.3
1013.2
996.7
2021
1077.7
1056.9
1038.0
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
647.0
647.0
647.0
0
675.6
674.5
673.4
705.5
703.1
700.9
736.7
732.9
729.4
769.2
764.0
759.2
MW
803.2
796.4
790.1
838.7
830.2
822.3
875.8
865.4
855.9
914.5
902.1
890.8
954.9
940.3
927.1
997.1
980.2
964.9
1041.1
1021.8
1004.2
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
149.9
149.9
149.9
158.8
158.3
157.9
168.2
167.2
166.3
178.1
176.6
175.1
188.6
186.4
184.4
MV A R
199.5
196.7
194.1
211.1
207.5
204.2
223.2
218.8
214.8
236.0
230.7
226.0
249.4
243.2
237.6
263.5
256.3
249.8
278.4
270.1
262.6
0.974
0.974
0.974
0.973
0.974
0.974
0.973
0.973
0.973
0.972
0.972
0.972
0.971
0.972
0.972
COS O
0.970
0.971
0.971
0.970
0.970
0.971
0.969
0.969
0.970
0.968
0.969
0.969
0.968
0.968
0.969
0.967
0.967
0.968
0.966
0.967
0.967
3,691 ,128
3,684,443
3,678,276
3,864,784
3,850,798
3,837,918
4,046,61 0
4,024,663
4,004,487
4,645,041
4,594,793
4,548,841
4,863,576
4,802,250
4,746,266
5,092,391
5,01 9,074
4,952,259
5,331 ,972
5,245,687
5,167,192
5,582,824
5,482,533
5,391 ,454
5,845,478
5,730,071
5,625,449
0.624
0.624
0.624
0.625
0.625
0.625
0.627
0.627
0.627
0.634
0.633
0.633
0.636
0.635
0.635
0.637
0.637
0.636
0.639
0.639
0.638
0.641
0.640
0.639
optimis ta
prob ab le
pes imis ta
optimis ta 3,525,276
prob ab le 3,525,276
pe s imis ta 3,525,276
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
0.622
0.622
0.622
SUMINIST R O MWH
4,236,990
4,206,378
4,1 78,286
4,436,326
4,396,298
4,359,629
FA CT OR DE CA R GA
0.629
0.631
0.632
0.629
0.630
0.632
0.628
0.630
0.631
0
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
CP = >
optimis ta
prob ab le
pe s imis ta
3,236,251
3,236,251
3,236,251
0
7.98
7.98
7.98
3,389,326
3,383,501
3,378,646
3,549,641
3,537,450
3,527,307
3,717,539
3,698,404
3,682,508
7.96
7.95
7.93
7.94
7.92
7.88
7.92
7.89
7.83
FA CT URA CION MWH
3,893,379
3,866,681
3,844,538
4,077,535
4,042,615
4,01 3,698
4,270,403
4,226,554
4,1 90,301
4,472,393
4,418,862
4,374,674
4,683,937
4,61 9,921
4,567,1 60
4,905,487
4,830,127
4,768,1 15
5,137,517
5,049,898
4,977,912
5,380,521
5,279,668
5,1 96,940
PERDIDAS (% ) CONPEAJES
7.90
7.88
7.86
7.86
7.84
7.81
7.78
7.73
7.68
7.84
7.78
7.63
7.81
7.75
7.58
7.79
7.72
7.52
7.77
7.69
7.47
7.75
7.66
7.42
Tabla 3.1.1 Resultados del pronóstico de la demanda y energía requerida, consumos
facturado, factor de carga, factor de potencia y pérdidas eléctricas del SEQ.
3.2
PRONOSTICO DE LA DEMANDA DE SUBESTACIONES.
14
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Se basa en el análisis estadístico de los datos históricos disponibles del período
1983-2010, de energía y potencia suministrada a nuestro sistema eléctrico, así
como de la facturada a nuestros clientes, de las pérdidas y de los datos de carga de
nuestros primarios, subestaciones y líneas de subtransmisión, el análisis de la
estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, datos
con los cuales se realizan los pronósticos de carga correspondientes para el corto,
mediano y largo plazos, utilizando las opciones de análisis estadístico y de
pronóstico disponible en el Excel, lo que nos permite determinar la evolución
histórica de la demanda y establecer su proyección, tanto por subestación, como
por grupos de subestaciones que caracterizan un sector geográfico de servicio. Las
cargas por primario y subestaciones del 2010 utilizadas de base para los
pronósticos indicados se indican en la tabla 2.4.1.a.
El pronóstico de cargas de las subestaciones de distribución en cualquier condición
de carga del sistema de potencia, se determina tomando como base las cargas
coincidentes de las subestaciones con la condición analizada del sistema de
potencia, gracias a la disponibilidad actual de registros electrónicos horarios, de los
medidores digitales ubicados en las subestaciones, sin embargo, se ha
estandarizado 3 condiciones típicas a estudiarse como son: para la demanda pico
del sistema, para la demanda pico industrial o media del sistema y para la mínima
del sistema, resultados que son obtenidos de la base de datos de Despacho de
Potencia del último año transcurrido. Sin embargo, por la diferencia entre la suma
total de las cargas de las subestaciones, incluido autogeneradores y las pérdidas de
L/T y S/Es con la demanda del sistema, para el año base, es necesario ajustar
dichos valores con un factor de relación entre la suma total de las cargas de las
subestaciones y la demanda pico, media o mínima del sistema analizada,
respectivamente, factores que se aplican en proporción a las cargas de las
subestaciones que se utilizaron como base del pronóstico correspondiente, según
cada caso, lo que permite una mayor exactitud en la simulación eléctrica de las
condiciones del sistema de potencia analizados.
Como sabemos, todo pronóstico y en especial el de demanda eléctrica puede variar
entre valores máximos a mínimos, correspondientes a tasas de crecimiento optimista
y pesimista, lo que en el caso de nuestro mercado eléctrico depende del crecimiento
o recesión del sector industrial y comercial, así como, del poder adquisitivo del sector
residencial, con una mínima influencia del incremento del precio de la tarifa. Además,
se debe tener presente que por necesidades de operación de los circuitos primarios,
de las subestaciones o del sistema, es usual que se hayan producido transferencias
temporales o permanentes de carga entre subestaciones adyacentes, por lo que,
para realizar los estudios del pronóstico de la demanda en las diferentes
condiciones se han agrupado las subestaciones por áreas geográficas de clientes
típicos y voltajes primarios similares, con el fin de corregir en parte los errores en
las tasas de crecimiento que por transferencias pudieron darse al hacer el estudio a
nivel de subestaciones individuales, ya que en unos casos su demanda puede ser
inferior a la del año anterior y en otros pueden ser muy superior a su tasa de
crecimiento normal.
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
En la Tabla 3.1.1., se resumen los resultados del pronóstico de las demandas del
sistema y de la facturación para los escenarios optimista, probable y pesimista.
3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente
y futura de cada subestación
1. Subestación N° 2 Luluncoto:
Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, el
uno alimenta a los primarios, 2-C y 2-D; el otro al primario 2-B. Hasta mayo 2010
dispuso de un auto-transformador de 2.5/7.5 MVA, 46/22/6.3 KV, que alimentaba al
primario 2-A en 22,8 KV, carga que fue transferida en el 100% a uno de los
primarios de la S/E 23 Conocoto. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según
lecturas de dic. 2010 de la dem. max. de esta S/E son: 2-B 165.76 A, 2-C 195.84 A,
2-D 242.56 A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 7.15
MVA en 6.3 KV, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no
tienen problemas de sobrecargas, aunque los dos trafos de 6.25 MVA y sus cabinas,
tienen problemas de reparaciones y mantenimiento por la falta de repuestos, ya
que son equipos viejos, en operación desde 1960. La calidad del servicio técnico de
esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro
de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2012 debe instalarse un trafo nuevo de 15/20, 46/6.3 KV, en
vez de los dos viejos existentes, para aumentar su confiabilidad y la reserva de su
capacidad instalada, recibir transferencias de carga desde la S/E 4 Chimbacalle en
el caso de fallas del trafo o por operaciones de sus circuitos primarios, también
debe reemplazarse las cabinas metal clad viejas por nuevas, incluido los
disyuntores. Al 2021 dispondrá de 20.0 MVA de capacidad instalada y alcanzaría los
9.9 MVA de demanda máxima, considerando que la tasa de crecimiento promedio
anual para la carga a 6.3KV variaría entre el 2.75% y 3.0%.
2. Subestación N° 3 Barrio Nuevo:
Situación al 2010: Dispone de dos transformadores, uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV,
de 1995, que alimenta a cinco primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR
y otro de 15/20 MVA, 46/22/6.3 KV, de 1977, que alimenta a dos primarios en 22.8
KV, el uno que sirve a una estación del Trolebús. Sus cargas coincidentes a las
19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 3-A 333.12 A,
3-B 252.48 A, 3-C 270.86 A, 3-D 329.28 A, 3-E 278.08 A y 3-T_23 195.83 A, 3Trole_23 2.0 A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de
15.2 MVA en 6.3 KV y 7.8 MVA en 23 KV, si bien, ninguno de los primarios tiene
problemas de regulación de voltaje, ya que están soportados en transformadores
con cambiador de taps tipo LTC, aunque el primario a 23KV y los primarios a 6.3KV:
3-A, 3-B, 3-C, 3-E tienen problemas de altas pérdidas eléctricas, por encontrarse la
subestación fuera del baricentro de la carga de 6,3KV. Uno de los transformadores
presenta problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya
que es equipo viejo. A diciembre 2010 el FMIK del primario 3-A es 5.06 y del 3-T es
8.0, excediendo el 3-A en el 1.2% y el 3-T en el 59.2% los límites establecidos por el
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del
resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2013 deberá transferirse carga a la nueva subestación No. 5
Chilibulo, de 138/23 kV, para descargar el sistema de 46 kV que lo alimenta y evitar
que en contingencia de falla simple de una de las líneas a 46 KV que alimentan a la
S/E No. 7 y/o S/E No. 3, se sobrecargue la otra alimentación. La carga a transferirse
corresponderá a la zona ubicada entre la Av. M. A. José de Sucre, Angamarca y
camino a Lloa por el Sur, La Colmena y Cima de la Libertad por el Norte, en las
siguientes magnitudes: 100% del 3-terciario a 23 KV; 75% del 3-B, 75% del 3-C y
75% del 3-D, más el 75% del 7-B, a 6.3 kV. La carga de 6.3 kV indicada se
transferirá a 22.86 kV de la S/E 5 Chilibulo, mediante transformadores de redes
22.86/6.3 kV, de 500 kVA, 750 kVA, 1000 kVA y 1500 kVA, luego de lo cual, todas
las cargas nuevas de la zona de servicio de la S/E 5 Chilibulo que requieran
transformador de red serán servidas con extensiones de red a 22.86 kV. Al 2015
deberá reubicarse esta subestación, al baricentro de su carga eléctrica ubicado
aproximadamente en la Av. Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), para
resolver los problemas de regulación de voltaje y de altas pérdidas eléctricas de los
primarios largos. Al 2021 su demanda proyectada alcanza los 10.8 MVA en 6.3KV y
dispone de 20.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo la tasa de
crecimiento promedio anual varía entre el 2.5% y el 3.0%. Cuando se haya
finalizado la transferencia de carga de los circuitos 3_T y 3_Trole, la estación del
Trolebús que es atendida desde esta S/E deberá alimentarse del mismo circuito
primario de la S/E Epiclachima que sirve a la estación del Trolebús del Mercado
Mayorista, con el fin de descargar en el 100% al trafo de 46/23 kV de la S/E 3
Barrionuevo.
3. Subestación N° 4 Chimbacalle:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 KV,
cinco primarios, un banco de condensadores de 3,0 MVAR y un primario expreso
para el trolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010
de la dem. max. de esta S/E son: 4-A 240.96 A, 4-B 253.44 A, 4-C 239.04 A, 4-D
363.84 A, 4-E 267.84 A y Trole 48.2 A. La demanda de la subestación ajustada al
pico del año es de 14.7 MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene
problemas de sobrecarga, si bien, el primario 4-D está al límite de su carga. Sus
circuitos primarios tampoco tienen problemas de regulación de voltaje, ya que
están abastecidos por un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la
subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos
como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y
mantenimiento, pero el transformador está en operación desde 1987, requiere
mantenimiento por posible falla interna. La calidad del servicio técnico de esta
subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de
los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2018 debe instalarse un segundo transformador de 12/16/20
MVA, 46/6.3, para descargar al trafo existente, aumentar la reserva en MVA,
atender el crecimiento de sus cargas y recibir transferencias de otras
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
subestaciones. Al 2021 su capacidad instalada sería de 40.0 MVA y alcanzaría los
21.4 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual
variaría entre el 3.0% y el 3.5% durante el período y no se ha previsto
transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan
comprometer la reserva en su capacidad instalada.
4. Subestación N° 6 Escuela Sucre:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1960, cuatro primarios, un alimentador expreso para el trolebús y un expreso para
unir las barras a 6.3KV entre las subestaciones No. 6 y 8. Sus cargas coincidentes a
las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 6-A 84.5 A,
6-B 43.20 A, 6-C 132.0 A, 6-Aéreo 80.16 A y 6-Trole 46.08 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 4.0 MVA, lo que permite concluir que
esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje, ya que es un transformador con cambiador de taps tipo LTC y
la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos
de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en
operación desde 1961. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus
primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2017 debe sustituirse el trafo de 5/6.25 MVA, por uno de 8/10
MVA, 46/6.3 KV, para aumentar su reserva en capacidad instalada y por ser un
equipo muy viejo. AL 2021 su capacidad instalada sería 10.0 MVA y alcanzaría los
5.1 MVA de demanda, considerando que durante el período la tasa de crecimiento
promedio anual variaría entre el 2.0% y el 2.25 %; no se ha previsto transferencias
de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva
en su capacidad instalada.
5. Subestación N° 7 San Roque:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1978, cinco primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas
coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E
son: 7-A 209.3 A, 7-B 189.12 A, 7-C 308.16 A, 7-D 115.20 A y 7-E 421.44 A. La
demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 13.5 MVA, lo que permite
concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas,
ni de regulación de voltaje, ya que la subestación se encuentra dentro del
baricentro de su carga eléctrica, aunque el LTC está en Tap fijo por daño de su
mecanismo. Sus equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación
desde 1986, pero el LTC está dañado y su reparación tiene el inconveniente de su
alto costo, falta de repuestos y del fabricante para solicitarle, por lo que al 2011 se
ha previsto su sustitución con uno nuevo. Sin embargo, debido a que la L/T a 46KV
que lo alimenta en uno de sus tramos a doble circuito, está en una zona de alto
riesgo de derrumbes por estar las torres muy cerca de un precipicio o corte de la
ladera colindante, en el 2008 se construyó una variante de alimentación simple
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
circuito por otra ruta y en el 2010 se cambió a 750 MCM ACAR el calibre y el tipo de
conductor de la L/T desde la S/E S. Alegre hasta la S/E 7 S. Roque. La calidad del
servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2011 debe instalarse un nuevo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV,
para sustituir al existente por daño de su LTC; al 2013 debe transferirse el 75% de
la carga del primario 7-B, a la S/E No. 5 Chilibulo, para descargar las líneas de
alimentación de 46 kV a la S/E 7 y S/E 3 desde la S/E S. Alegre. Al 2021 su
capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 16.7 MVA de demanda, por lo
que dispone de una adecuada reserva para transferencias de carga y atender el
crecimiento de su demanda eléctrica. Durante el período la tasa de crecimiento
promedio anual variaría entre el 2.0% al 2.5%.
6. Subestación N° 8 La Marín:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1972, cinco primarios y un primario expreso del trole. Sus cargas coincidentes a las
19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 8-A 64.32 A, 8B 126.72 A, 8-C 60.0 A, 8-D 133.92 A, 8-Aéreo 0.0 A, y 8-Trole 18.72 A. La demanda
de la subestación ajustada al pico del año es de 7.06 MVA, lo que permite concluir
que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo
LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los
equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan
problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son
equipos viejos, en operación desde 1972. A diciembre 2010 el FMIK del primario 8-B
es 14.0 y el TTIK es 25.9, excediendo el 180.0% y el 159.0% respectivamente los
límites establecidos por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de
esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK
están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2016 se requiere sustituir el trafo de 8/10 MVA por uno de
15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver la falta de reserva en MVA de su capacidad
instalada. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 9.0 MVA
de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría
entre el 2.0 % al 2.25%. Durante el período no se ha previsto transferencias de
carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en
su capacidad instalada.
7. Subestación N° 9 Miraflores:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1972, con 4 primarios y un banco de condensadores de 1.3 MVAR. Sus cargas
coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E
son: 9-A 28-8 A, 9-C 179.84 A, 9-D 62.1 A y 9-E 189.44 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 5.0 MVA, lo que permite concluir que
esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
LTC y sus primarios son cortos, aunque la subestación está fuera del baricentro de
su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y
cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de
repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972. La calidad del
servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los
6.4 MVA de demanda, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría
entre el 2.0 % y 2.25%, durante el período no se ha previsto transferencias de
carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en
su capacidad instalada.
8. Subestación N° 10 Diez Vieja:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1960, que está fuera de servicio y otro de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, que
reemplazó al dañado de 5/6.25 MVA y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a
las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 10V-A 54.24
A, 10V-B 151.68 A, 10V-C 270.72 A y 10V-D 116.64 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 6.31 MVA, lo que permite concluir que
esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo
LTC, pero funciona en posición manual por problemas en su mecanismo
automático, sus primarios son cortos, con cargas bajas, aunque la subestación está
fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:
transformadores y seccionadores fusibles de alta, presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en
operación desde 1960, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La carga de
la S/E demuestra lo innecesario de la conexión y energización del segundo
transformador de 5/6.25 MVA, existente en la S/E. La calidad del servicio técnico de
esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro
de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y su demanda
alcanzaría los 8.1 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que
variaría entre el 2.0% y 3.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias
de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva
en su capacidad instalada.
9. Subestación N° 32 Diez Nueva:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de
dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 32-A 192.0 A, 32-B 318.72 A, 32-C
277.44 A y 32-E 340.80 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año
es de 12.11 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta
subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación
de voltaje, aunque el LTC está en tap fijo por daño de su mecanismo automático, la
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Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E
como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y
mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1981, pero
el trafo si tiene problemas de reparación su LTC por su alto costo, no existir
repuestos, ni el fabricante para solicitarle. La calidad del servicio técnico de esta
subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de
los límites permitidos.
Situación futura: Al 2013 debe reemplazarse el trafo existente por el daño de su
LTC con uno nuevo de 15/20 MVA, 46/6.3 kV. Al 2021 su capacidad instalada
continúa de 20.0 MVA y su demanda alcanzaría los 17.3 MVA, considerando una
tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el
período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada.
10.
Subestación N° 11 B. Quevedo:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1972, cuatro primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas
coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E
son: 11-A 133.44 A, 11-B 271.68 A, 11-C 242.88 A y 11-D 173.76 A. La demanda de
la subestación ajustada al pico del año es de 8.73 MVA, sus primarios son cortos,
excepto el que sirve a las antenas o transmisores del Pichincha, lo que permite
concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas,
ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps
tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.
Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadores fusibles de alta,
presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya
que son equipos viejos, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La calidad
del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el
FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2012 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA,
43.8/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del
transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de
subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y su
demanda alcanzaría los 14.5 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio
anual que variaría entre el 2.25 % y 2.50 %. Durante el período no se ha previsto
transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan
comprometer la reserva en su capacidad instalada.
11.
Subestación N° 12 Floresta:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de
1972, y tres primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del
14/dic/2010 son: 12-A 297.6 A, 12-B 390.4 A y 12-D 44.16 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 8.15 MVA, sus primarios son cortos, lo
que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de
sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de
21
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación no está ubicada dentro del
baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,
disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por
falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972, con
excepción de la cabina de alimentación en 6.3 KV que es nueva. La calidad del
servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2011 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA,
46/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del
transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de
subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría
los 13.6 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual
que variaría entre el 2.75 % y 3.75%. Al 2011 se ha previsto una transferencia de
carga del 10 % desde la S/E 24 Carolina y luego hasta el 2021 no se ha previsto
transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, ya que podría
sobrecargarse el trafo existente.
12.
Subestación N° 13 G. Centeno:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1998, un juego de cabinas nuevos, con cinco primarios, un alimentador expreso del
trolebús y 3.0 MVAR en capacitores. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las
lecturas del 14/dic/2010 son: 13-A 317.76 A, 13-B 219.84 A, 13-C 271.68 A, 13-D
80.64 A, 13-E 200.64 A y 13-trole 29.5 A. La demanda de la subestación ajustada al
pico del año es de 11.64 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que
esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo
LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los
equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan
problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en
operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus
primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
permitidos.
Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 20 MVA y alcanzaría los
16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que
variaría entre el 3.25% y 3.75%. Durante el período de estudio no se ha previsto
transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan
comprometer la reserva en su capacidad instalada.
13.
Subestación N° 15 El Bosque:
Situación al 2010: En el 2009 se instaló un nuevo transformador de 15/20 MVA,
46/6.3 KV, para reemplazar al existente por daño del LTC, dispone de cinco
primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las
19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 15-A 349.44 A, 15-B 194.88 A, 15-C
418.56 A, 15-D 294.72 A y 15-E 213.12 A. La demanda de la subestación ajustada al
pico del año es de 15.95 MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 15-A tiene
22
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
poca reserva. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación
de voltaje pese a que la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga
eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan
problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado.
La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya
que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2015 está previsto instalar un segundo transformador de
15/20 MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de
reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su
capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría los 28.2 MVA de demanda,
considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varía entre el 3.25 % y
4.25 %.
14.
Subestación N° 16 Río Coca:
Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1985, con ocho primarios y un alimentador expreso para el trolebús, dos bancos de
condensadores, uno de 3.0 MVAR y otro de 4,5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las
19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 16-A 230.4 A, 16-B 341.76 A, 16-C
312 A, 16-D 321.6 A, 16-E 344.64 A, 16-F 355.2 A, 16-G 225.6 A, 16-H 363.84 A y
16-trole 10.8 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 25.94
MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 16-B, 16-E, 16-G y 16-H están en el
límite de su carga, por lo que no tienen reserva para recibir transferencias de carga
de primarios vecinos. La subestación está ubicada dentro del baricentro de carga
eléctrica y sus transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, por lo que
esta subestación no tiene problemas de sobrecarga, ni sus primarios tienen
problemas de regulación de tensión. Los equipos de la S/E como: transformadores,
disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,
ya que son equipos relativamente nuevos, en operación desde 1985. La calidad del
servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2014 se ha previsto la transferencia de carga a la nueva S/E
14 Zámbiza, de la zona de servicio entre la Av. El Inca hacia el Norte y la zona
conocida como Monteserrín, mediante un circuito primario a 23KV desde la S/E 14
para tomar carga de las redes primarias a 6,3KV existentes, con transformadores
de red 23/6.3KV de 500KVA, 750KVA, 1000KVA ó 1500KVA, o el cambio de tensión
de las redes en la zona indicada. Al 2021 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y
alcanzaría 29.7 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio
anual que variaría entre el 3 % y 4 %. Durante el periodo no esta previsto otras
transferencias de carga, con lo cual, se dispondrá de una reserva mínima para
seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su zona de servicio.
15.
Subestación N° 17 Andalucía:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1998, un juego de cabinas nuevos, con seis primarios y un banco de condensadores
de 3.0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del
23
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
14/dic/2010 son: 17-A 229.44 A, 17-B 201.6 A, 17-C 317.76 A, 17-D 167.04 A, 17-E
318.72 A y 17-G 184.32 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año
es de 15.47 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite
concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación
de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps
tipo LTC, aunque la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga
eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no
presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos
nuevos, en operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de esta
subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de
los límites permitidos.
Situación futura: Al 2015 debe transferirse 2.7 MVA de carga a la S/E 15 El
Bosque por lo que su demanda sería de 15.6 MVA. Al 2017 debe volverse a
transferir 1.7 MVA de carga a la misma S/E 15, por lo que su demanda sería 14.9
MVA, para descargar al trafo existente de 20.0 MVA, por la imposibilidad de
aumentar otro trafo en la S/E. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y
alcanzaría 16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio
anual que varíe entre el 3.0% y 4.0%.
16.
Subestación N° 18 Cristianía:
Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 138/23 KV, uno de
20/27/33 MVA, de 1997 y otro de 20/27/33 MVA del 2003, con siete primarios y dos
bancos, uno de 4.5 MVAR y otro 6.6 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30,
según las lecturas del 14/dic/2010 son: 18-A 163.2 A, 18-B 230.4 A, 18-C 255 A, 18D 189.6 A, 18-E 89.76 A, 18-F 235.2 A y el 18-G 232.32 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 53.06 MVA. Sus primarios son cortos y
no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen
de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro
de su carga eléctrica. Unos disyuntores de 23 KV presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento ya que son equipos viejos y con limitaciones en su
capacidad de cortocircuito, por lo que se ha procedido a su cambio con equipos
nuevos. A diciembre 2010 el FMIK del primario 18-D es 6.2, excediendo el 23.7 %
del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico
de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK
están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2013 la subestación tendría una demanda de T1=34.5 y
T2=34.4 MVA, por lo que, para descargarla se ha previsto la construcción de la S/E
14 Zámbiza para transferir carga a esta subestación y seguir atendiendo el
crecimiento de cargas de su área de influencia. Al 2018 la demanda sería T1=35.2
y T2=32.2 MVA y esta vez estaría T1 sobrecargado, mientras que T2 estaría
trabajando a su límite de operación, por lo que deberá transferirse carga a la S/E 51
M. Sucre, de 138/23 kV, con lo cual, se descargará a los trafos existentes, lo que
permitirá disponer de una reserva adecuada para transferencias de carga y atender
el crecimiento de su demanda eléctrica. Al 2021 su demanda sería T1= 29.6 y T2=
29.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el período
su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.25% y 6.25%. Si no se
24
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
pone en servicio hasta finales del 2013 la S/E 14, entonces al pico de este año
existe el grave riesgo de que los trafos de la S/E 18 queden fuera de servicio por
sobrecarga.
17.
Subestación N° 19 Cotocollao:
Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores uno 46/23 KV de 20/27/33 MVA,
de 1994, con 5 primarios, dos bancos de condensadores de 4,5MVAR cada uno y
otro de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, del 2010, con dos primarios a 23 KV; el que tomó
la carga del transformador de 15/20 MVA, 46/23 kV, que salió de operación por
falla. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 para
el trafo 20/27/33MVA, 46/23 kV son: 19-A 155.52 A, 19-B 150.72 A, 19-C 62.4 A, 19E 156 A y 19-G 192.96A. Para el nuevo trafo 20/27/33 MVA, 138/23 son: 19-D
132.48 A y 19-F 147.84 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es
de 40.17 MVA, que incluye la carga de ambos trafos de la S/E. Sus primarios son
cortos y con carga normal, lo que permite concluir que esta subestación no tiene
problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que los
transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está
ubicada cerca del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:
transformadores y disyuntores de alto voltaje no presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. A diciembre
2010 el FMIK y TTIK del primario 19-E es 152 y 101.4, excediendo el 2941% y 914 %
de los límites establecidos por el CONELEC; y, del primario 19-D el FMIK fue de 7.1
excediendo el 42.8 % el límite referido, sin embargo, la calidad del servicio técnico
de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK
están dentro de los límites que indica el órgano regulador.
Situación futura: Al 2017 deberá instalarse un segundo trafo de 138/23 kV,
20/27/33 MVA, ante el riesgo de sobrecarga del trafo existente. AL 2021 la S/E
tendría 66.0 MVA en 138/23 kV y 33 MVA en 46/23 kV de capacidad instalada y su
demanda sería de 46.3 MVA y 22.3 MVA respectivamente, considerando que la tasa
de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0 %. Debido al riesgo
ambiental que tiene la actual subestación en fuertes inviernos o por erupción del
volcán Guagua Pichincha, se recomienda adquirir el terreno colindante del IESS, en
un área aproximada de 10 mil m2, para construir la Nueva S/E y tener la posibilidad
de reubicar la actual subestación en el caso del colapso de la S/E existente, por una
avalancha de lodo y piedras que impactarían los equipos de la S/E, que bajarían por
la quebrada donde está ubicada la subestación existente .
18.
Subestación No. 1 Olímpico:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, del 2006, con
cinco primarios y un banco de condensador de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes
para el transformador de 15/20 MVA a las 19h30 según las lecturas del 14/dic/2010
son: 1-A 324.48 A, 1-B 237.12 A, 1-C 259.2 A, 1-D 273.6 A y 1-E 301.44 A. La
demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14,92 MVA, sus primarios
son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene
problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el
transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está
25
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:
disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,
ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978. La calidad del
servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2018 está previsto instalar un nuevo transformador de 15/20
MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en
MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 alcanzaría los
21.1 MVA en 6,3KV y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de
crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el período
no se ha considerado transferencias de carga definitivas de primarios vecinos.
19.
Subestación No. 24 Carolina:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1985, seis primarios, un banco de condensadores de 3.2 MVAR y un alimentador
expreso para el trolebús. Según las lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes
a las 19h30 del pico de la S/E, son: 24-A 247,68 A, 24-B 336.96 A, 24-C 203.52 A,
24-D 280.32 A, 24-E 277.44 A, 24-F 176.64 A y 24-trole 20.21 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 16.57 MVA, sus primarios son cortos y
con carga media, lo que permite concluir que esta subestación está cerca al límite
de su capacidad instalada y tiene el riesgo de sobrecarga, repitiéndose lo del 2003
por lo que fue transferida parte de su carga a la S/E 28 Iñaquito, para evitar su
sobrecarga, sin embargo, no tiene problemas de regulación de voltaje sus
primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la
subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos
de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación
desde 1985. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es
aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el
CONELEC.
Situación futura: Al 2011 su demanda máxima sería 19.6 MVA y estaría al límite
de operación con peligro de sobrecarga, y se ha previsto transferir
aproximadamente 3.9 MVA a la subestación 28 Iñaquito. Al 2016 su demanda
llegaría otra vez a 19.2 MVA por lo que se debe instalar un segundo trafo de 15/20
MVA, 46/6.3 KV, para resolver el problema de sobrecarga y falta de reserva en MVA.
Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.0 MVA y 40.0 MVA de capacidad
instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio
anual variaría entre el 4.0% y 4.5%, y no se ha previsto transferencias de carga
definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su
capacidad instalada.
20.
Subestación No. 53 P. Guerrero:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1995, 5 primarios y un alimentador expreso para el trolebús, un banco de
condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las
26
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
lecturas del 14/dic/2010, al pico de la S/E son: 53-B 239.04 A, 53-C 249.6 A, 53-D
237.12 A, 53-E 236,8 A, 53-F 335.07 A y 53-trole 21,69 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 12.62 MVA, sus primarios son cortos y
con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas
de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador
dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada fuera del
baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,
disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,
ya que son equipos nuevos, en operación desde 1995. La calidad del servicio
técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK
están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2018 su demanda máxima sería 19.1 MVA y estaría al límite
de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo
trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva
en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.5 MVA y 40.0 MVA de
capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual del
4.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de
subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad
instalada.
21.
Subestación No. 28 Iñaquito:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de
1996, un banco de condensadores de 3.0 MVAR y cuatro primarios. Según las
lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes a las 19h30 del pico de la S/E, son:
28-A 332.16 A, 28-B 299.52 A, 28-C 336 A y 28-D 333.12 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 14.19 MVA, sus primarios son cortos y
con alta carga el A, C y D. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de
regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador
de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga
eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no
presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos
nuevos, en operación desde 1996. La calidad del servicio técnico de esta
subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de
los límites permitidos.
Situación futura: Al 2012 está previsto instalarse un segundo transformador de
15/20 MVA, 46/6.3 KV, para recibir la transferencia de carga de la S/E 24 Carolina y
disponer de reserva en MVA para recibir otras transferencias de subestaciones
vecinas. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 23.6 MVA y 40.0 MVA de
capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que
variaría entre el 3.5% y 4.5%.
22.
Subestación No. 37 Santa Rosa:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de
1978, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas
27
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 37-A 120.96 A, 37B 88.8 A, 37-C 104.16 A y 37-D 125.76 A. La demanda de la subestación ajustada al
pico del año es de 17.55 MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga
media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de
sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador
dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del
baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,
disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,
aunque son equipos viejos, en operación desde 1978. A diciembre 2010 el FMIK del
primario 37-A es 6.2, excediendo el 3.4 % del límite establecido por el CONELEC, sin
embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de
primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzaría los 20.8 MVA, por lo
que, se ha previsto la instalación de un transformador nuevo de 20/27/33 MVA,
46/23 KV, en reemplazo del existente de 15/20 MVA, para resolver su problema de
sobrecarga y la falta de reserva para atender el crecimiento de la demanda de su
área de servicio y disponer de reserva para recibir transferencias de carga de
primarios vecinos de otras subestaciones. Al 2018 el trafo de 33 MVA estaría al
límite de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un
segundo trafo de 20/27/33 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar
la reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 32.0 MVA y 66.0
MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual
que variaría entre el 4.25% y 5.25%.
23.
Subestación No. 21 Epiclachima:
Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 20/27/33, 46/23 kV,
instalados en el 2006 y en el 2010 respectivamente, con seis primarios y un
expreso del Trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 4.08 MVAR y otro de
4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010
son: 21-A 209.28 A, 21-B 213.6 A, 21-C 141.6 A, 21-D 167.68 A, 21-E 208.32 A, 21F 152.64 A y 21-trole 6.7 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año
es de 43.6 MVA, sus primarios son cortos y con carga alta, lo que permite concluir
que en esta subestación debe monitorearse la carga de los primarios con alta carga
y reconfigurarse los mismos, sin embargo los primarios no tienen problemas de
regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps
tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.
Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan
problemas de reparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en
operación desde 1977. A diciembre 2010 el FMIK de los primarios 21-B y 21-D fue
6.2 y 5.2, excediendo el 23.5 % y 3.3 % respectivamente del límite establecido por
el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del
resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2012 está previsto transferirse 1 MVA de la carga del primario
21-D a la S/E 23 Conocoto. Al 2021 los transformadores T1 y T2 tendrán una
28
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
capacidad instalada de 33 MVA cada uno y una demanda de 30.8 y 31.7
respectivamente considerando que, durante el período su tasa de crecimiento
promedio anual variaría entre el 3.75% y 4.75%.
24.
Subestación No. 27 San Rafael-23:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de
1994, cinco primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.5 MVAR y otro de
3.0 MVAR, además, al primario 27-C de esta subestación está conectada la
generación de la C.H.Chillos. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las
lecturas del 14/dic/2010 son: 27-A 183.84 A, 27-B 72.96 A, 27-C 115.68 A, 27-D
76.32 A y 27-F 100.32 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es
de 24,3 MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga alta el 27-A, lo
que permite concluir que esta subestación tiene suficiente reserva; sus primarios
no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de
cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su
carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas
no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en
buen estado. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es
aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: En los años 2011 y 2012 se ha previsto transferencias de carga
de los primarios 27- B y 27-F a la S/E S/E 23 Conocoto. Al 2013, la carga restante de
la S/E 27 San Rafael debe transferirse a primarios de la S/E 26 Alangasí, con lo
cual, se descargaría la carga de los trafos de 138/46 kV de la S/E Santa Rosa y de
las líneas a 46 kV que lo alimentan, las mismas que en adelante solo alimentarían la
carga de la S/E 55 Sangolquí. Desde el pico del 2013 en adelante la S/E 27 San
Rafael estaría con 0.0 MVA de carga.
25.
Subestación No. 55 Sangolquí:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de
1977, 5 primarios a 23 KV, 1 banco de condensadores de 4,5 MVAR y
adicionalmente se dispone de un seccionamiento a nivel de 46 kV para alimentar a
la S/E Enkador de 46/13.2 kV, 6.25 MVA. Sus cargas coincidentes a las 19h30,
según las lecturas del 14/dic/2010 son: 55-A 166.08 A, 55-B 76.32 A, 55-C 72.48 A,
55-D 148 A y 55-E 20 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es
de 19,13 MVA, al límite de su capacidad nominal, sus primarios son cortos y con
carga media, sin problemas de regulación de tensión, porque el transformador tiene
cambiador de taps tipo LTC. Sus equipos son nuevos, excepto el trafo, sin
problemas de mantenimiento, ya que están en operación desde 1996. A diciembre
2010 el FMIK del primario 55-A fue de 6.3, excediendo el 5.2 % del límite
establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta
subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están
dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzará los 21 MVA y estaría
sobrecargada, por lo que, se ha previsto la instalación de un transformador de
20/27/33 MVA, 46/23 kV en reemplazo del existente de 15/20 MVA, 46/23 kV; con lo
29
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
que se dispondría de reserva suficiente en MVA de la S/E para poder recibir
transferencias temporales de carga y atender el crecimiento de sus cargas
eléctricas. Al 2020 su demanda proyectada alcanzará los 31.8 MVA y estaría otra
vez al límite de los 33 MVA de su capacidad instalada, por lo que a este año se ha
planificado la puesta en servicio de la S/E a 138/23 kV, mediante la adquisición e
instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, y 3 posiciones con
disyuntor a 138 kV, alimentándola desde la línea 138 kV S/E Sta. Rosa – S/E El Inga
de la EPMASQ, descargándole un 70% al trafo existente de 46/23 kV. Al 2021 su
demanda proyectada alcanzaría los 31.9 MVA, por lo que se ha planificado la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23
KV, para tomar el 30% de la carga restante del trafo de 46/23 kV y dejarlo fuera de
servicio, aumentando su reserva en MVA. Se considera que, durante el período su
tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.5% y 5.5%.
26.
Subestación No. 34 Machachi:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de
1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas
del 14/dic/2010 son: 34-A 156.4 A, 34-B 119.8 A, 34-C 137.6 A y 34-D 34.6 A. La
demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.5 MVA, sus primarios
son largos y con carga alta, lo que permite concluir que esta subestación tiene poca
reserva; la subestación no tiene problemas de regulación de voltaje, ya que el
transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la misma está
ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:
transformadores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de
reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación
desde 1978. A diciembre 2010 el FMIK del primario 34-A fue de 9.5, excediendo el
58.7 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio
técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y
el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2014 su demanda alcanzaría los 19.9 MVA y existe el riesgo
de sobrecarga de la subestación, por lo que, y en vista de que la L/T que lo alimenta
es de 138 kV, se ha planificado a este año la puesta en servicio de la S/E a
138/23kV, mediante la adquisición e instalación de un trafo de 20/27/33 MVA,
138/23 KV y 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, para sustituir al trafo de 15/20
MVA, 46/23 kV, existente y aumentar su reserva en MVA. Al 2021 su demanda
proyectada alcanzaría los 24.9 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una
tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.75 % y 4.0 %. Durante el
período no está previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer la reserva de su capacidad instalada.
27.
Subestación No. 36 Tumbaco:
Situación al 2010: Al 2010 dispone de un transformador T1 de 20/27/33 MVA,
46/23 KV, de 1994 y otro T2 de 15/20 MVA, 46/23 KV, proveniente de la subestación
Epiclachima, posee seis primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.8
MVAR y otro de 3.75 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas
del 14/dic/2010 son: 36-A 247.2, 36-B 117.6 A, 36-C 121.92 A, 36-D 172.8 A, 36-E
30
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
190.08 A y 36-F 264.48 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año
es de 43.54 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga
media, excepto el 36-A y el 36-F, que su carga es alta, lo que permite concluir que
la L/T a 46 kV que lo alimenta está en riesgo de sobrecarga, pero sus primarios no
tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de
cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su
carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas
no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en
buen estado, en operación desde 1978 y el transformador de 33 MVA desde 1995. A
diciembre 2010 el FMIK del primario 36-C fue de 6.1, excediendo el 0.9 % del límite
establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta
subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están
dentro de los límites regulados por el CONELEC.
Situación futura: Al 2011, la carga del T1 sería 30.3 MVA y T2= 16.1 MVA, con
posible sobrecarga del transformador T1 y adicionalmente existe el riesgo de
sobrecarga de la línea de alimentación a 46 KV, por lo que a este año se ha previsto
transferir aproximadamente 12.25 MVA de carga del T1 a la S/E 33 Nuevo
Aeropuerto 46/23 y a la S/E 31 Tababela de 138/23 KV; también se ha previsto
transferir 11.43 MVA del transformador T2 a la nueva S/E 29 Cumbayá 46/23 kV. Al
2013 se ha previsto transferir toda la carga restante del transformador T2 (20 MVA)
a la S/E 29 Cumbayá 46/23 kV. Al 2018 se ha previsto transferir el 100% de la
carga restante de los transformadores de la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kV, a la nueva
S/E 36 Tumbaco, 138/23 kV, inicialmente con un trafo de 20/27/33 MVA,
alimentada desde la L/T 138 kV, S/E INGA – S/E Vicentina de Transelectric, por lo
que, a partir de este año quedaría fuera de servicio la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kV,
con lo cual, se habría logrado descargar a los trafos de 138/46 kV, de la S/E Selva
Alegre y la S/E Vicentina. Al 2021 la demanda proyectada de la S/E 36 Tumbaco,
138/23 kV, alcanzaría los 16.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una
tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y 6.5 %.
28.
Subestación No. 58 Quinche:
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de
1977, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas
coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 58-A 129.6 A, 58B 45.76 A, 58-C 95.36 A y 58-D 181.76 A. La demanda de la subestación ajustada al
pico del año es de 17,78 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km,
con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas
de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador
dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del
baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador,
disyuntores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y
mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1998, sin
embargo, la L/T a 46 kV de su alimentación cruza el sur del Nuevo Aeropuerto de
Quito, por lo que se retirará la misma y deberá dejarse fuera de servicio esta S/E,
transfiriéndose en principio el 100% de su carga a la S/E 31 Tababela, 138/23 kV y a
la S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23 kV. La calidad del servicio técnico de esta
31
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de
los límites permitidos.
Situación futura: Al 2011 se transferirá aproximadamente el 50% de su carga a
los circuitos primarios de las nuevas S/E 31 Tababela de 138/23 KV y S/E 33 Nuevo
Aeropuerto 46/23. Al 2014 está previsto ponerse en servicio la nueva S/E 58 El
Quinche 138/23 KV, ubicada aproximadamente a 7.0 km al norte de su ubicación
actual y a 3.0 Km al Nor - Occidente del parque de la Parroquia de su mismo
nombre, dentro de su nuevo baricentro de carga eléctrica, mediante la instalación
de un trafo de 138/23 KV, 20/27/33 MVA, con una carga aproximada de 15.3 MVA.
Al 2021 su carga alcanzaría los 22.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada,
considerando durante el período una tasa de crecimiento promedio anual 5.50%,
sin transferencias adicionales de carga definitivas de subestaciones vecinas.
29.
Subestación No. 57 Pomasqui:
Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 138/23 KV, T1 de 20/27/33
MVA, de 1996 y T2 de 20/27/33 MVA, del 2007; con 7 primarios y dos bancos de
condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según
las lecturas del 14/dic/2010 son: 57-A 246.24 A, 57-B 213.12 A, 57-C 183.84 A, 57-D
178.56 A, 57-E 34.08 A, 57-F 137.28 y 57-G 143.52. Al primario 57-D se
interconecta la generación de la C. H. Equinoccial de 2.9 MW y al 59-E está
interconectado la generación de la C.H. Perlabí de 2.7 MW. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 45.08 MVA, sus primarios 57-A y 57-B
tienen carga alta, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas
de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y
transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen
problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de
cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su
carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas
no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos
relativamente nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus
primarios es buena, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2014 la carga del T1 seria 29.4 MVA corriendo el riesgo de
sobrecargarse y se ha previsto la transferencia de carga en aproximadamente 8
MVA a la S/E 22 San Antonio de 138/23 kV. Al 2016 el transformador T2 estaría
sobrecargado por lo que se prevé una transferencia de carga al transformador T1
vecino. Al 2018 los dos transformadores de la S/E 57 estarían en riesgo de
sobrecarga por lo que se transferirá aproximadamente 3,80 MVA de cada trafo a la
S/E 14 Zámbiza. Al 2020, se ha previsto instalar un tercer transformador T3 de
20/27/33 MVA en la subestación debido a problemas de sobrecargas de los dos
transformadores existentes, para descargarlos y porque no existe reserva en
subestaciones vecinas.
Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 64.1 MVA y 99.0 MVA de capacidad
instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y
6.5 %.
30.
Subestación No. 59 E. Espejo:
32
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 20/27/33 MVA, 138/23 KV,
de 1998 y del 2007, cuatro primarios y un alimentador expreso para el trolebús 59E y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a
las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 59-A 193.92 A, 59-B 192.48 A,
59-C 235.68A y 59-D 134.4 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del
año es 31.36 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga
alta el primario 59-C, media los primarios 59-A y 59-B, lo que permite concluir que
esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su
demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus
primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores
disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del
baricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: transformador, disyuntores y
cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son
equipos nuevos, en operación desde el 2000. A diciembre 2010 el FMIK del primario
59-B fue de 7.1, excediendo el 41.2 % del límite establecido por el CONELEC, sin
embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de
primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
regulados por el CONELEC
Situación futura: Al 2011 debe recibir una carga de 2.4 MVA de la nueva estación
de bombeo “El Corazón” de Petrocomercial. Al 2014 alimentaría una parte de la
carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E incidiría en un
incremento de 6.0 MVA de su demanda máxima. Al 2021 su demanda alcanzaría los
59.3 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de
crecimiento promedio anual que variaría entre el 4.25% y 5.25 %. Durante el
período no se ha considerado transferencias adicionales de carga definitivas a
subestaciones vecinas.
Primario HCJB - Baeza-Quijos (Futura S/E 42 Baeza):
Situación al 2010: La carga de este primario en el pico es de 3.0 MVA, pero su
longitud es mayor a los 50 Km, que es la causa de problemas de bajos voltajes,
aunque el circuito primario fue remodelado y cambiado de calibre de conductor. La
calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya
que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.
Situación futura: Al 2012, la carga de este primario se alimentaría desde la S/E
Móvil, 138/23 kV, 20/25 MVA. En este año desde esta S/E se atendería 6.0 MVA de
carga de los equipos eléctricos utilizados para la construcción de la C.H. Los Quijos.
AL 2015 la carga de la S/E Móvil se transferiría a la S/E Baeza de 138/22.8KV,
20/27/33 MVA, resolviendo de una manera definitiva los problemas de bajos
voltajes y la insuficiencia del suministro de energía para atender toda su demanda
eléctrica, por lo que, en condiciones normales la generación de energía de la C.H.
Ecoluz (HCJB), estaría conectada a uno de los primarios de esta S/E.
31.
Subestación No. 49 Los Bancos:
33
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Situación al 2010: Dispone de un transformador de 46/13.2 KV, 8/10 MVA, de
1972, actualmente cuenta con cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las
19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 49-A 59.84 A, 49-B 28.8 A, 49-C
99.52 A, 49-D 28.16 A. El ingreso desde el 2002 de esta subestación a permitido
mejorar la calidad del servicio en los cantones: San Miguel de los Bancos, Pedro
Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha. La
demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 5.39 MVA, lo que
permitirá atender el crecimiento de la carga eléctrica por muchos años, sin
problemas. La calidad del servicio técnico sus primarios es aceptable, ya que el
FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos, sin embargo, la L/T a 46 kV
que lo alimenta presenta un FMIK y un TTIK muy superior a los límites referidos, por
lo que, se está construyendo una nueva L/T a 69 kV, de alimentación a la S/E para
resolver dicho problema.
Situación futura: Al 2012 se ha previsto por medio de la Dirección de
Subtransmisión poner en servicio la S/E 50 Los Bancos 69/23/13.8 kV, 12/16 MVA, la
misma que servirá para abastecer la zona de San Miguel de los Bancos, Pedro
Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha, y cuando
existan desconexiones por cortocircuitos de esta línea o derrumbes de sus torres en
lluvias, alimentar las cargas indicadas desde la actual S/E de 46/13.8 kV. Al 2021 su
demanda proyectada alcanzaría los 7.7 MVA, y se tendría 12/16 MVA de capacidad
instalada en 69/23/13.8 kV y 8/10 MVA en 46/6.3 kV, con una tasa de crecimiento
promedio anual que variaría entre el 3.0 % y 4.0%.
32.
Subestación No. 23 Conocoto:
Situación al 2010: Esta subestación se puso en servicio en febrero 2010. Dispone
de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con dos primarios y un banco de
condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las
lecturas del 14/dic/2010 son: 23-B 205.83 A y 23-C 140.67 A. La demanda de la
subestación ajustada al pico del año es de 16.78 MVA, lo que permite concluir que
esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su
demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus
primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores
disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del
baricentro de su carga eléctrica. La calidad del servicio técnico de esta subestación
y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites
permitidos.
Situación futura: Al 2011 se ha previsto reciba 2.67 MVA de la S/E 27. Al 2012 se
prevé otras transferencias de cargas desde la S/E 27 y de la S/E 21. Al 2015 está
previsto instalarse un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al
trafo existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 39.2 MVA
y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el periodo su tasa
de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.45 % y 5.75 %.
33.
Subestación No. 31 Tababela:
Situación al 2010: No existe.
34
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Situación futura: Esta subestación se la puso en servicio desde el 30 mayo 2011,
con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con los primarios 31-C, 31-D y
el 31-E, que toman parte de la carga de los primarios 36-A, 36-C, 36-E, 58-B, 58-C,
con el fin de descargar a la S/E 58 El Quinche y S/E 36 Tumbaco, y descargando
también a los transformadores de 138/46 kV de la S/E Selva Alegre y Vicentina. Al
2021 su demanda sería 29.9 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, durante el
periodo su tasa de crecimiento promedio es del 5.50 %.
34.
Subestación No. 33 Aeropuerto Nuevo
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, retirado de la S/E 21 Epiclachima, con una
carga de 8.78 MVA, por la transferencia de cargas desde las subestaciones S/E 58 El
Quinche y S/E 36 Tumbaco y la carga correspondiente a la construcción del Nuevo
Aeropuerto; en los 3 primeros años desde su puesta en operación esta subestación
servirá para tomar cargas pequeñas de las subestaciones antes mencionadas y la
construcción del nuevo aeropuerto, luego de este periodo servirá básicamente para
alimentar la carga total del Nuevo Aeropuerto de Quito. Al 2021 su demanda sería 8
MVA y 20 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento
promedio será el 5.75%.
35.
Subestación No. 26 Alangasí:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2012 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 13.7
MVA, por la transferencia del resto de carga de la S/E 27 San Rafael, no transferida
a la S/E 23 Conocoto, con lo cual, se descargará los transformadores de 138/46 kV
de la S/E Santa Rosa y de las líneas de alimentación a 46 KV que lo alimentaban,
mismas que seguirán alimentando a la S/E 55 Sangolquí. Al 2013 recibe la
transferencia del resto de carga de la S/E 27 San Rafael. Al 2018 está previsto se
instale un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al existente y
aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 39.1 MVA y 66.0 MVA su
capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual
variaría entre el 5.75% y 6.25%.
36.
Subestación No. 5 Chilibulo:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2013 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.9
MVA, transferida de la carga de los primarios de 6.3kV de la S/E 3 Barrio Nuevo y
S/E 7 San Roque, mediante transformadores de 23/6.3 kV, entre 750 KVA y 2000
KVA; el 75% del primario 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D, en 6.3 kV, 100% del 3 -
35
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Terciario en 23 KV y el 40 % de la carga del primario 7-B, con el fin de descargar al
sistema de 46KV que alimenta a las subestaciones No. 3 y No. 7. Al 2014
alimentaría 30 MVA de carga del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios
expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en un incremento de 12.0 MVA de
demanda máxima. Al 2018 se ha previsto ponerse en servicio un segundo trafo de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva
de su capacidad instalada. Al 2021 su demanda sería 33.6 MVA y 66.0 MVA de
capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual
variaría entre el 3.25 % y 3.5%.
37.
Subestación No. 14 Zámbiza:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2013 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.7
MVA, que permitirá descargar a la S/E 18 Cristianía, mediante transferencias de
carga de: 30% del 18-B, 30% del 18-D, 30% del 18-G y 70% del 18-F, por el riesgo
de sobrecarga de la S/E 18 de sus dos transformadores. Al 2014 se transferirá carga
desde la S/E 16 Rio Coca de 40 MVA, 46/6.3 kV, de la siguiente manera: 60% del 16E, 50% del 16-F y 50% del 16-G, para incrementar la reserva de capacidad instalada
en MVA en su grupo de subestaciones. Al 2018 deberá instalarse un segundo
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, ya que su demanda alcanzaría los 47.6
MVA por transferencias de carga de primarios desde las subestaciones: S/E 18
Cristianía y S/E 57 Pomasqui, que deben hacerse para descargar a dichas
subestaciones ante el riesgo de sobrecarga de sus transformadores de 33 MVA,
138/23 kV, y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 38.9 MVA y
66.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento variaría
entre 4.75% y 5.75 %.
38.
Subestación 42 Móvil (S/E 42 Baeza)
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2012 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E Móvil, en
Papallacta, con un transformador de 20/25 MVA, 138/23 kV, para alimentar la carga
de la C.H. Quijos. Al 2015 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E 42 Baeza,
con un transformador de 138/23 kV, 20/27/33 MVA, para tomar la carga del
primario HCJB – Baeza y resolver su falta de reserva para seguir atendiendo el
crecimiento de las cargas de Quijos, Baeza, El Chaco. Al 2021 su demanda llegaría a
24.7 MVA y 33 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento del 3.0%
durante el periodo.
39.
Subestación No. 29 Cumbayá (46/23 kV) / Subestación No. 35
Cumbayá (138/23 kV):
Situación al 2010: No existe.
36
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Situación futura: En marzo del 2011 se la puso en servicio con un transformador
nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, instalado provisionalmente en el patio de 46 kV
de la S/E 80 Cumbayá, con una carga aproximada de 17.33 MVA, la cual permitió
descargar al trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco y a la L/T a 46 kV que lo
alimenta; al 2015 está previsto la puesta en servicio de la subestación No. 35
Cumbayá, 138/23 KV, con un transformador de 20/27/33 MVA, en el terreno junto
a la tribuna del estadio de fútbol del Complejo Deportivo de EEQ en Cumbayá, al
Sur, con una carga de 20.6 MVA, para evitar el riesgo de colapso de los puntos de
transferencia de carga del sistema de 138 kV a 46 kV, en la S/E Selva Alegre y la
S/E Vicentina, para lo cual debe transferirse el 100% de la carga del trafo de 33
MVA, 46/23 kV instalado provisionalmente. Al 2017 la S/E 35 Cumbayá 138/23 kV,
recibe un 50 % de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23, por lo que es necesario
incrementar su capacidad instalada con un nuevo transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV. Al 2021 su demanda sería 35.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada,
durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual es de 5.75 %.
40.
Subestación No. 22 San Antonio:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 18.9
MVA, para descargar a las S/E 57 y S/E 19 por el riesgo de sobrecarga de sus
transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su
grupo de subestaciones; adicionalmente se alimentarían las cargas del parque
industrial Calacalí (aproximadamente 10 MW) y de la planta de depuración de
aguas servidas de San Antonio de Pichincha y parroquias aledañas
(aproximadamente 15 MW). Al 2021 para cubrir el crecimiento de demanda de la
zona se prevé la puesta en funcionamiento de un segundo transformador de
20/27/33MVA, 138/23 kV. Durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual
es del 5.5%.
41.
Subestación No. 19 Cotocollao Nueva :
Situación al 2010: Se la puso en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV y 2 circuitos primarios, para tomar la carga del trafo de 15/20 MVA,
46/23 kV, que salió de operación por falla.
Situación futura: Al 2011 está previsto que reciba más carga del trafo de
20/27/33 MVA, 46/23 kV, mediante la transferencia del 20% de su carga. Al 2012 se
construiría un nuevo primario para alimentar las cargas del Parque Industrial
Calacalí. Al 2014 desde esta subestación se alimentaría con un circuito primario
expreso parte de la carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E
incidiría en 6.0 MVA de incremento de su demanda máxima. Al 2018 deberá
instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar
nuevamente a la subestación No 19 Cotocollao 46/23 kV, por sobrecarga, mediante
la transferencia del 35 % de su carga, con lo cual su demanda sería de 44.1 MVA y
se dispondría de reserva en MVA para seguir atendiendo el crecimiento de las
cargas de su área de influencia. Al 2021 su demanda sería 42.5 MVA y 66.0 MVA su
37
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual
variaría entre el 5.0 % y 6.0%.
42.
Subestación No. 25 Vicentina:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para alimentar una carga aproximada
de 30 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga
que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA. Al 2021 su
demanda sería de 14.7 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo
su tasa de crecimiento promedio anual estaría entre el 3 y 3.5 %.
43.
Subestación No. 51 Aeropuerto Mariscal Sucre:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2018 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 25.3
MVA, para alimentar la carga del Metro de Quito, en vez de la que estaría
alimentando la S/E 19, descargar a las S/E 18 y S/E 14 por el riesgo de sobrecarga
de sus transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de
su zona de influencia; Al 2021 su demanda sería 28.6 MVA y 33.0 MVA su capacidad
instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es de 5.25 %.
44.
Subestación No. 42 Baeza:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 20.7
MVA, para descargar a la S/E Móvil; Al 2021 su demanda sería 25.5 MVA y 33.0 MVA
su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es del 3 %.
45.
Subestación No. 44 Selva Alegre:
Situación al 2010: No existe.
Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, para alimentar una
carga de 30.0 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos,
carga que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA y
atender posibles transferencias de carga de subestaciones vecinas de su área de
influencia. Al 2021 su demanda sería 13.5 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada,
durante el periodo su tasa de crecimiento estaría entre el 3.0 % y el 3.5%.
3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones
38
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
En el anexo 1
se presentan los resultados del pronóstico de carga por
subestaciones para el escenario de demanda máxima y su equipamiento para los
próximos 10 años, la que considera, las transferencias de carga entre
subestaciones, por el ingreso de nuevas subestaciones o el incremento de la
capacidad de las existentes y el ingreso de cargas especiales consideradas grandes
que están fuera de tasa de crecimiento normal de cada subestación.
3.3
RESULTADOS ANUALES DE LOS FLUJOS DE CARGA
Los estudios eléctricos de flujos de potencia y cortocircuitos tienen como fin definir
el dimensionamiento de los elementos del sistema para las máximas solicitaciones
de carga y tipo de falla respectivamente e identificar las eventuales deficiencias
técnicas en términos de confiabilidad, cargabilidad, pérdidas, niveles de voltaje,
factor de potencia, etc, que conducirán a la formulación de recomendaciones para
superar las limitaciones o deficiencias observadas, en base a las cuales se
formularán los proyectos principalmente de las líneas de alto voltaje, subestaciones
de transferencia 230/138 kV, 138/46 kV y de seccionamiento del plan de expansión
a 10 años.
La metodología adoptada es la correspondiente a la modelación del sistema
eléctrico de potencia para la demanda máxima anual al año horizonte del plan de
expansión, con el software técnico denominado PSS/E, por lo cual las cargas
eléctricas anuales de las subestaciones de distribución que se ingresan a su base
de datos son las coincidentes con dicha condición; los aportes de generación de las
centrales propias tanto hidráulicas como térmicas se determinan en base a las
estadísticas de producción y potencia de generación de cada una ellas,
obteniéndose el valor más probable de aporte de generación que cada una
entregará al sistema eléctrico en los próximos años. El aporte de los
autoproductores conectados a nuestro sistema eléctrico es mínimo y se asumen
igual a sus potencias efectivas de generación. La diferencia del suministro de
energía y potencia para cubrir la demanda máxima de nuestro sistema eléctrico se
considera lo cubre el Sistema Nacional Interconectado, en base a la generación
hidráulica y térmica del resto de centrales eléctricas disponibles en el país y la
interconexión con el Sistema Eléctrico Colombiano. En el software PSS/E para los
estudios de flujos de potencia se considera a la barra Santa Rosa SNT – 230 kV
como barra de referencia con magnitudes en voltaje de 0.995 P.U. y 0˚ grados.
Los flujos de potencia mencionados son efectuados bajo consideraciones de
operación normal del sistema EEQ, complementados mediante análisis de
contingencias, lo cual permite determinar el impacto que sufre el sistema debido a
la restricción operativa de un elemento del sistema, de tal forma de verificar si la
capacidad nominal de los equipos de transformación o transmisión han sido
superados y definir la existencia o no de puntos débiles y su solución.
De los flujos de potencia y el análisis de contingencia se pueden determinar en
condiciones normales y de contingencias la situación de las barras del Sistema
Eléctrico Quito (SEQ), cuyos resultados se comparan con los valores límites
establecidos en la Regulación No. CONELEC 004/02, Transacciones de potencia
39
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
reactiva en el MEM, Oficio No. DE-09-1006 del 14 de mayo de 2009, que se indican
a continuación:
Voltaje nominal
[kV]
230
138
69, 46 y 34.5
Límites de voltajes
Máximo p.u. Mínimo p.u.
1.07
0.95
1.05
0.93
1.03
0.97
Los límites indicados corresponden a los niveles de voltaje del SNT y puntos de
conexión con las Empresas Eléctricas Distribuidoras, para la EEQ estos rangos
aplican en los puntos de entrega del SNT como Santa Rosa 138kV y 46 kV,
Vicentina 138 kV y 46 kV y Pomasqui 138 kV.
Para el caso de los límites de voltaje de los sistemas de distribución, se consideran
los valores indicados en el punto 2.1 niveles de voltaje, 2.1.3 límites, de la
Regulación No. CONELEC 004/01, que se indican a continuación.
Niveles
de voltaje
Alto
V > 40kV
Medio
0.6 kV <V< 40kV
Bajo
V < 0.6 kV
Límites de voltajes (etapa 2)
Máximo p.u. Mínimo p.u.
1.05
0.95
1.08
0.92
1.08
0.92
En el caso de la EEQ, los voltajes nominales de las barras de MV de las
subestaciones de distribución son: 22.86 kV, 13.8 kV y 6. 3 kV.
Para los análisis eléctricos anuales 2011-2021 mediante los flujos de carga se utiliza
como base la topología del sistema eléctrico de la EEQ en la condición de demanda
máxima del 2010, considerando en cada año de estudio las cargas eléctricas
obtenidas en el pronóstico de demanda de las subestaciones de distribución
correspondiente, así como las características de los nuevos equipamientos en
transformadores de potencia y líneas de transmisión. Las impedancias de las
nuevas líneas y transformadores se determinan por separado y se ingresan en la
base de datos del PSS/E en el año determinado.
En el anexo 2 se presenta el resumen de los resultados anuales de los flujos de
carga del escenario de demanda máxima y a continuación se presenta un análisis
anual de los resultados de los flujos de carga, para los próximos 10 años
considerando, el pronóstico y equipamiento de subestaciones y nuevas líneas de
transmisión a incorporarse.
Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia del SEQ, periodo 2011 – 2021
se considera el ingreso de nuevas líneas, los cambios de conductor, el ingreso de
nuevas subestaciones y el aumento de capacidad instalada en las subestaciones
existentes. La configuración topológica con la que ha sido simulado cada año se
muestra en el anexo 4, por lo que, en adelante solo se describirá las simulaciones
anuales de flujos de potencia, ya que se complementa el análisis por subestación
40
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
del estado actual y futuro de cada subestación (equipamiento) indicado
anteriormente y en el punto 3.3.1 se indican la descripción técnica y los años de
puesta en servicio de las nuevas subestaciones y líneas de subtransmisión.
2010:
En este año se presentó el riesgo de sobrecarga en la S/E 55 Sangolquí con el 99.5
%, la S/E 37 Santa Rosa, con el 91.2%, el trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco,
con el 104.1%, uno de los trafos de 20/27/33 MVA, de la S/E 18 Cristianía con el
96.8%, la S/E 12 Floresta con el 92.1% y la S/E 24 Carolina con el 93.6%. En el caso
de las L/T de 46 kV la más cargada fue la L/T a la S/E 36 Tumbaco, con el 82%; en
138 kV, es la L/T Pomasqui TRANSELECTRIC a S/E 57 Pomasqui EEQ, en condiciones
normales. En la S/E 7 San Roque y S/E 32 Diez Nueva, el LTC de sus trafos están
dañados, lo que limita la entrega de un producto en condiciones normalizadas y por
ende su reemplazo se ha considerado emergente.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tuvo una situación
normal, respecto a los valores normalizados por el CONELEC; en lo que se relaciona
a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en la mayor
parte de puntos se tuvo valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el
CONELEC y solo en la barra de Pomasqui 138KV se tuvo un valor algo inferior a
0.96. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones
están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, cercana al 1.5% en
energía.
Recomendaciones:
- Al 2011 puesta en servicio de las subestaciones: S/E 29 Cumbayá 46/23 kV,
20/27/33 MVA, para descargar al trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco y a la
L/T, 46 kV, 1C, de su alimentación; S/E 31 Tababela, 138/23 KV, 20/27/33MVA, para
descargar al transformador de 20/27/33 MVA de la S/E 36 Tumbaco y al de 15/20 de
la S/E 58 El Quinche; en la S/E 37 Santa Rosa, 46/23 kV, la sustitución del trafo de
15/20 MVA, por uno nuevo de 20/27/33 MVA, por el riesgo de sobrecarga; en la S/E
12 Floresta, 46/6.3 kV, la sustitución del trafo de 8/10 MVA por uno nuevo de 15/20
MVA, por falta de reserva para recibir transferencias; en la S/E 11 B. Quevedo,
46/6.3 kV, la sustitución del trafo de 8/10 MVA por uno nuevo de 15/20 MVA, por el
riesgo de sobrecarga; en la S/E 2 Luluncoto, 46/6.3 kV, la sustitución de los 2 trafos
de 6.25 MVA por uno nuevo de 15/20 MVA, por el riesgo de falla por vejez; en la S/E
55 Sangolquí, 46/23 kV, la sustitución del trafo de 15/20 MVA por uno nuevo de
20/27/33 MVA, por el riesgo de sobrecarga; en la S/E 28 Iñaquito, 46/6.3 kV, la
instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, por la falta de reserva para recibir
transferencias.
2011:
Para este año es importante destacar el ingreso de la nueva S/E 31 Tababela,
138/23 KV, 1x20/27/33 MVA, alimentada con la nueva L/T 138 KV, El Tablón-S/E 31
Tababela conectada a la L/T 138kV de la (EPMASQ), y la puesta en servicio de la
41
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
nueva S/E 35 Cumbayá, 46/23 kV, 1x20/27/33 MVA, para descargar los trafos de la
S/E 36 Tumbaco y su L/T de alimentación radial en 46KV.
-Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados; en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT, en
todos los puntos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el
CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y
subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor
del 1.5% en energía, no existirán líneas cargadas sobre el 70 %, ni transformadores
de subestaciones cargadas sobre el 90 % si se cumplen los equipamientos
previstos para este año.
2012:
La simulación de este año considera principalmente el ingreso de la S/E 26
Alangasí, con un trafo de 138/23 KV, 1x20/27/33 MVA, alimentada a 138 kV desde
la línea de propiedad de la EPMAPS-Q con doble circuito, desde la L/T 138 KV, S/E S.
Rosa TRANSELECTRIC – Papallacta La Mica, también se considera la instalación
temporal de la S/E Móvil 138/23 kV, 1x20/25 MVA, en el sector de Papallacta.
-Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC.
Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones
están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en
energía, y no existen líneas sobrecargadas sobre el 70 %.
El transformador T2 (BDG) de la S/E 18 Cristianía resulta con una cargabilidad del
97.2 %, es por esto que al 2013 se ha planificado el ingreso de la nueva
subestación S/E 14 Zámbiza para que tome parte de la carga de la S/E 18 Cristianía
y evitar el colapso de la misma.
Por otra parte se mantiene la fragilidad de confiabilidad y seguridad del servicio en
algunas subestaciones de distribución por estar alimentadas en forma radial, ante
contingencia de alguna falla grave de uno de sus transformadores de potencia o de
su línea de alimentación, como es el caso de la S/E 18 Cristianía, lo que se espera
quede resuelta al 2014, mediante una nueva alimentación a la S/E 18 Cristianía a
través de una nueva línea que se derivaría desde uno de los circuitos de la línea S/E
Vicentina – S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC.
2013:
Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia se considera el ingreso de
nuevas subestaciones de distribución, según lo indicado en el anexo 1, “pronóstico
de la demanda y equipamiento de subestaciones 2011-2021”.
42
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
La simulación de los flujos de carga de este año considera la puesta en servicio de
la L/T 138 kV, doble circuito, 138 KV S/E El Inga – El Tablón y la conexión a la L/ 138
kV existente El Tablón – S/E 31 Tababela, la derivación 138 kV a la S/E 5 Chilibulo y
el cambio de 0.3 km de conductor en un tramo de la línea a 46 kV, S/E 55 Sangolquí
– C.T. Guangopolo con 11.15 Km, que está con calibre 3/0 ACSR por 477 MCM ASCR.
El seccionamiento de la L/T 138 kV de la EPMAS_Q en la S/E El Inga, de tal forma
que, a partir de este año esta línea operará independientemente desde Papallacta
hasta la S/E el Inga y desde esta S/E hasta la S/E Santa Rosa, alimentando en el
trayecto a la S/E Alangasí, es decir, L/T S/E El Inga TRANSELECTRIC – S/E 26
Alangasí – S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC, situación que se impone con el fin de
aprovechar eficientemente las instalaciones eléctricas existentes, por las
limitaciones de franjas de servicio, para lo cual se requiere pasar el activo de la L/T
mencionada de la EPMAS_Q a la EEQ, para que EEQ pueda viabilizar el desarrollo de
la L/T 138 kV, 2C, con conductores de calibre superior, en vez de la L/T 138 kV, 1C,
existente, y asegurar el suministro eléctrico del Valle de Los Chillos.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) solo el en el punto de conexión de Sta. Rosa
tiene factor de potencia 0.94. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en
líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son
bajas, alrededor del 1.5% en energía.
La línea a 46 kV S/E 55 Sangolquí – C.T. Guangopolo con 11.15 Km, resultaría la
más sobrecarga con el 93 % para este año, si no se concreta su cambio de calibre.
A nivel de 138 kV la línea más cargada es la L/T S/E 57 Pomasqui EEQ – S/E
Pomasqui – TRANSELECTRIC con un 72 %.
La S/E 34 Machachi resulta con una sobrecarga del 92.8 %.
Adicionalmente se modeló el escenario sin la subestación No. 14 Zámbiza y se
determinó que en este caso, si no entra en operación para el pico de este año, la
subestación 18 Cristianía llegaría al 104.4% de carga en condiciones normales y se
presenta como la S/E de Distribución más cargada de todas y con un peligro
inminente de quedar fuera de servicio por sobrecarga.
2014:
Igual que en años anteriores entran en operación nuevas subestaciones de
distribución y sus respectivas líneas (anexo 1), las mismas que tendrán como
función abastecer la carga existente y futura de los clientes, y también atenderán la
carga de proyectos como: parque industrial Calacalí y Metro de Quito. Cabe
destacar en este año el cambio de transformador de 15/20 MVA, 46/23 kV por uno
de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, en la S/E 34 Machachi. Además este año se considera
en la simulación la entrada en servicio de la L/T 46 S/E 37 Sta. Rosa - S/E 55
Sangolquí, así como, la entrada en servicio del segundo circuito desde la S/E Santa
Rosa de la L/T 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E Vicentina
TRANSELECTRIC.
43
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
La falla doble circuito sucedida en abril del 2011, en la L/T 138 kV, 2C, S/E Santa
Rosa a S/E Eugenio Espejo, impuso la necesidad de mejorar la confiabilidad y
seguridad del sistema eléctrico de potencia de la EEQ, por tal razón, en los análisis
eléctricos de los flujos de potencia a lo largo del período analizado y su modelación,
se ha determinado la necesidad de descargar el un circuito de la L/T 138 kV
mencionado, trasladando o conectando la derivación sólida o en T de uno de sus
circuitos de alimentación a la S/E Fábrica Adelca a la barra a 138 kV de
seccionamiento en Santa Rosa de Transelectric, así como, reforzar el enlace de la
L/T 138 kV, 1C, a doble circuito, de la S/E Santa Rosa a S/E Vicentina, para lo cual el
circuito a 138 kV que viene de Mulaló a la S/E Vicentina, debe ingresar y salir de la
barra a 138 kV de la S/E Santa Rosa. Además, una vez que se ponga en operación la
L/T 230 kV, 2C, S/E Pomasqui a S/E Inga a S/E Santa Rosa, Transelectric ya no
tendrá necesidad de seguir operando la L/T 138 KV, S/E Santa Rosa a S/E Vicentina
a S/E Pomasqui, puesto que esta línea estaría operativamente casi en el 100% al
servicio del sistema eléctrico de la EEQ, por lo que, y en vista de las necesidades
urgentes de nuevas derivaciones a subestaciones de distribución 138/23 kV,
principalmente en el norte de Quito y en el Valle de Cumbayá, se impone la
necesidad de que la L/T 138 kV indicada pase su activo a propiedad de la EEQ, para
su uso y desarrollo eficiente.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC.
Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones
están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en
energía.
El transformador T2 de la S/E 57 Pomasqui y de la S/E 15 El Bosque, tienen una
cargabilidad del 93.5% y 93.3% respectivamente, por esto, para el año 2015 se ha
planificado el segundo transformador en la S/E 15 y la transferencia de carga de la
S/E 57 a la S/E 22 San Antonio, para evitar el riesgo de que queden fuera de servicio
por falla debido a la sobrecarga.
2015:
Como en años anteriores nuevas subestaciones (anexo 1) y líneas integran la
configuración a simular en este año, pero destaca la entrada en servicio de los
proyectos hidroeléctricos Quijos y Baeza, de 50 MW cada una, la entrada en servicio
de la L/T 138 kV, doble circuito, C.H. Quijos – El Tablón y un circuito L/T 138 kV, C.H.
Baeza – C.H. Quijos.
Además se considera en la simulación del sistema eléctrico que la carga de la
Fábrica Adelca (138/23 kV) y de la S/E Machachi 138/23 kV, operen alimentadas
desde el patio de 138 kV de la S/E Sta. Rosa de TRANSELECTRIC, con el fin de
descargar la L/T 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSLECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
44
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en la barra de 138 kV de la S/E Sta. Rosa que se tiene un valor de 0.95. Las
pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en
condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Sin
embargo se mantiene la fragilidad de confiabilidad y seguridad del servicio en
ciertas subestaciones de distribución por continuar alimentadas en forma radial,
ante contingencia de falla grave de su línea de alimentación.
Con respecto a la cargabilidad en líneas y subestaciones, no existe ninguna línea
que sobrepase el 60% y de subestaciones ninguna sobrepasa el 90 %.
2016:
Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, pero si se simula el
aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1); es importante
mencionar el cambio del transformador en la S/E Vicentina TRANSELECTRIC de
48/48/16 MVA por otro de 60/80/100 MVA, bajo la consideración de que estás
instalaciones pasan a ser parte de la EEQ, este cambio es necesario debido a que
aumenta la confiabilidad del sistema frente a contingencias de doble falla de la L/T
138 kV, S/E Sta. Rosa TRANSLECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barras de 138 kV de la S/E 14 Zambiza y S/E Santa Rosa con 0.95.
Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones
están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en
energía.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 67 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que
sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 04 Chimbacalle, S/E 01 Olímpico, S/E
19 Cotocollao 138/23 kV y S/E 05 Chilibulo, para las cuales se prevee aumentar su
capacidad instalada hasta el año 2018 para evitar el colapso por sobrecarga de las
mismas.
2017:
Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, sin embargo si se
considera el aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1).
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barras de 138 kV de la S/E Sta. Rosa y S/E 14 Zambiza que se tienen
valores de 0.94. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y
45
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor
del 1.5% en energía.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 69.5 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que
sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 04 Chimbacalle, S/E 01 Olímpico, S/E
18 Cristianía (T2), S/E 19 Cotocollao 138/23 kV, S/E 57 Pomasqui (T2), S/E 26
Alangasí, y S/E 05 Chilibulo, para las cuales se prevé aumentar su capacidad
instalada hasta el próximo año 2018 para evitar el colapso por sobrecarga de las
mismas.
2018:
Para este año se ha considerado el ingreso de nuevas subestaciones y líneas, y el
incremento de capacidad instalada de subestaciones de tal forma de mejorar la
operación del sistema (anexo 1).
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barras de 138 kV de la S/E Sta. Rosa y S/E Vicentina que se tienen
valores de 0.94 y 0.95 respectivamente. Las pérdidas técnicas del sistema de
potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es
decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 75.6 % y representa la línea mas cargada. No existen
subestaciones que sobrepasen el 90 % de cargabilidad.
2019:
Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año no se considera
ningún cambio en la configuración del SEQ.
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barras de 138 kV de la S/E Sta. Rosa y S/E Vicentina que se tienen
valores de 0.94 y 0.95 respectivamente. Las pérdidas técnicas del sistema de
potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es
decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 77.7 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que
46
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 57 Pomasqui (T2) y S/E 59 Eugenio
(T1), para las cuales se prevé aumentar su capacidad instalada o transferir carga a
subestaciones vecinas hasta el año 2021 para evitar el colapso por sobrecarga de
las mismas.
De acuerdo a los resultados de los flujos a este año debe realizarse el cambio de
tipo y calibre de conductor a 750 MCM ACAR (193 MVA de capacidad nominal) de la
L/T 138 kV, S/E Santa Rosa – S/E 59 E. Espejo, con lo cual su cargabilidad bajaría al
65 %, aumentando su reserva para evitar en ciertas contingencias el riesgo de
colapso de nuestro sistema eléctrico.
2020:
Para este año se ha considerado el ingreso de nuevas subestaciones y líneas, y el
incremento de capacidad instalada de subestaciones de tal forma de mejorar la
operación del sistema (anexo 1).
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barra de 138 kV de la S/E Sta. Rosa con un valor de 0.95. Las
pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en
condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Las
pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en
condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 67% y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que
sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 21 Epiclachima, S/E 55 Sangolqui y
S/E 59 Eugenio (T1), para las cuales se prevé aumentar su capacidad instalada o
transferir carga a subestaciones vecinas para evitar el colapso por sobrecarga de
las mismas.
2021:
Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, pero si se simula el
aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1).
Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una
situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en
relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en
todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC,
excepto en las barra de 138 kV de la S/E Sta. Rosa con un valor de 0.95. Las
pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en
condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Las
pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en
condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía.
47
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 Eugenio Espejo tiene una
cargabilidad del 68% y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que
sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 21 Epiclachima y S/E 31 Tababela.
En base a los resultados de los flujos de potencia anuales y del pronóstico de la
demanda de subestaciones de distribución indicados se definió las obras que se
indican a continuación.
4.
DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DE LAS OBRAS 2011-2021.
4.1
OBRAS
FINANCIADAS
POR
TRANSELECTRIC
PARA
AUMENTAR
LA
TRANSFERENCIA DE ENERGIA Y POTENCIA DEL SNT AL SEQ.
4.1.1 L/T
230 kV, 2 circuitos, S/E Pomasqui – S/E Inga - S/E Santa
Rosa, construcción de la L/T, 2 circuitos, en torres metálicas, 55 Km.
Además, instalación en la S/E Santa Rosa y en la S/E Pomasqui de 2
disyuntores de 230 kV, completos con TC, tableros de protección y control,
seccionadores, pararrayos, etc., para ampliar la capacidad de importación
o exportación del o hacia el sistema eléctrico de Colombia a 400 MW e
implementar un tercer punto de entrega del SNT al sistema eléctrico de la
EEQ en el Inga y a futuro para evacuar hacia el SNT de 230 kV la
generación de la futura Central Hidráulica Coca Codo Sincleir. Plazo octubre
2012.
4.1.2 S/E Pomasqui – Transelectric 230/138 kV, Segundo transformador
230/138 kV, 180/240/300 MVA, en la S/E Pomasqui, 1 posición con
disyuntor en 230 kV y 1 en 138 kV, completas. Ampliar la capacidad de
transferencia de la S/E para mejorar su confiabilidad en caso de
contingencia de falla del transformador existente o de una falla de las
líneas a 138 kV que salen de la S/E Santa Rosa – Transelectric. Plazo
marzo 2013.
4.1.3 S/E Inga 230/138kV, adquisición e instalación de un transformador
trifásico de 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con 5 posiciones con disyuntor
a 230 kV y 6 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas; seccionadores,
pararrayos, tableros de control y protección, demás equipos y materiales
asociados, para implementar un tercer punto de transferencia desde 230
kV a 138 kV al sistema eléctrico de la EEQ (SEQ). Plazo octubre 2012.
4.1.4 L/T 138 kV, 1 circuito, S/E El Inga – S/E Alangasí - S/E Santa
Rosa, construcción de la L/T, 138 kV, 2C, 750 MCM ACAR, en torres
metálicas, 24 Km, para ampliar la capacidad de transferencia desde la S/E
El Inga y alimentar a la S/E 26 Alangasi, 138/23 kV y futura S/E 55
Sangolquí 138/23 kV. Plazo 2014.
4.1.5 Traspaso del activo físico S/E Vicentina 138/46 kV, incluido
equipos, materiales, terrenos, inmuebles, posiciones con disyuntor 138
kV, transformador 138/46 kV, casa de control, etc., existentes; para
ampliar la capacidad de transferencia con un segundo trafo de 60/80/100
MVA, 138/46 kV; la conexión a una nueva S/E 138/23 kV, 20/27/33 MVA y
4 posiciones con disyuntor 138 kV, completas, para protección de la L/T
48
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
138 kV, 2C, que vendrá desde la S/E El Inga, las protecciones del trafo de
100 MVA, 138/46 kV, y del trafo de 138/23 kV, 33 MVA. Plazo 2013.
4.1.6 Traspaso del activo físico L/T 138 kV, 2C, S/E Santa Rosa – S/E
Vicentina – S/E Pomasqui, incluido la franja de servicio, para operar,
mantener y expandir la L/T indicada, de acuerdo a requerimientos
operativos y de la expansión del sistema eléctrico de la EEQ. Plazo 2013.
4.1.7 S/E Seccionamiento 138 kV Santa Rosa, 4 posiciones con
disyuntor 138 kV, completas, para protección de la entrada y salida de la
L/T 138 kV que viene de Mulaló, y los 2 circuitos a 138 kV que van a la S/E
Fábrica Adelca y S/E Machachi. Plazo 2014.
4.1.8 L/T 138 kV, 2C, S/E Inga – S/E Vicentina, contrucción de la L/T
indicada en torres metálicas, doble circuito, conductor 750 MCM, ACAR,
longitud 23.4 km. Plazo 2016.
4.1.9
Requerimientos de puntos de conexión al sistema de transmisión
de TRANSELECTRIC.






A partir del 2013, cuatro puntos de conexión en el patio de 138 kV de la S/E
El Inga de Transelectric, para conectar: la entrada y salida de la L/T 138 kV,
de la EMAAPQ, Central Papallacta a S/E Santa Rosa y L/T 138 kV, 2
circuitos, S/E El Inga – Derivación El Tablón - S/E 31 Tababela; luego desde
la derivación de El Tablón, para conectar la L/T 138 kV, doble circuito, El
tablón- C.H. Quijos y C.H. Baeza a S/E El Inga, para suministrar la
generación de la C. H. Quijos 50 MW y C.H. Baeza 50 MW al SNT.
A partir del 2013, un punto de conexión, a la altura de una de las
estructuras del barrio Gualó de Zámbiza, de la L/T 138 kV, S/E Vicentina a
S/E Pomasqui de Transelectric, para conectar la L/T 138 kV, doble circuito,
derivación a la S/E 14 Zámbiza, 138/23 kV, 33 MVA inicialmente, luego 66
MVA.
A partir del 2014, dos puntos adicionales de conexión en el patio de 138 kV
de la S/E Santa Rosa de Transelectric para conectar el un circuito de
alimentación a la Fábrica ADELCA y el circuito, de la S/E Santa Rosa a S/E
Machachi, para alimentar la S/E Machachi 138/23 kV, 33 MVA inicialmente,
luego 66 MVA.
A partir del 2014, un punto de conexión, a la altura de 9.5 Km de la L/T 138
kV, S/E Vicentina – S/E Pomasqui de Transelectric, para conectar la L/T 138
kV, doble circuito, derivación a la S/E 18 Cristianía, 66 MVA, 138/23 kV
existente.
A partir del 2014, un punto de entrega a 138 kV desde una subestación de
Transelectric ó la derivación de uno de los 2 circuitos a 138 kV de la L/T
que va de la S/E Pomasqui a Ibarra, en una de las estructuras cercana al
terreno de la S/E 22 San Antonio de 138/23 kV, 20/27/33 MVA inicialmente,
para conectar su alimentación a 138 kV.
A partir del 2015, un punto de conexión en una de las estructuras de la L/T
138 kV, S/E Vicentina a S/E Pomasqui de Transelectric, a la altura del cruce
con la L/T 46 kV de EEQ S/E C.H. Cumbayá a S/E Norte, para conectar la L/T
138 kV, doble circuito, Derivación a la S/E 35 Cumbayá, 138/23 kV, 33 MVA
inicialmente, luego 66 MVA.
49
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.

4.2
A partir del 2016, un punto adicional de conexión en el patio de 138 kV de
las S/E El Inga y otro en la S/E Vicentina de Transelectric, para conectar la
L/T 138 kV, 1 circuito, S/E El Inga a S/E Vicentina, para optimizar el flujo de
potencia del sistema eléctrico de la EEQ y mantener la continuidad del
servicio en contingencias de fallas de los enlaces a 138 kV, S/E Santa Rosa
a S/E Vicentina y/o S/E Pomasqui a S/E Vicentina.
OBRAS FINANCIADAS POR EEQ EN SU SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
Y S/E DISTRIBUCIÓN:
Del análisis de la situación existente, futura y de requerimientos de las
subestaciones, complementados con los estudios técnicos pertinentes, se
determinó la necesidad de sanear y rehabilitar algunas subestaciones y en otras,
ampliar y construir nuevas subestaciones y líneas de subtransmisión a fin de cubrir
la demanda de energía y continuar garantizando el servicio en las mejores
condiciones técnico-económicas, lo que evidentemente implica una serie de obras
tanto en subestaciones, líneas y redes, que incluyen: movimientos de
transformadores entre subestaciones, remodelación, ampliación y construcción de
nuevas subestaciones, así como de líneas de subtransmisión asociadas, obras que
deben ser financiadas por EEQ.
4.2.1 Obras a ser financiadas por EEQ en subestaciones, 2011 - 2021:
Subestación 31 Tababela.- Construcción de la nueva S/E
mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV,
3 posiciones en 138 kV, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC,
para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV; tableros de protección, control y
medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para
puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a
los trafos de las S/E Quinche y S/E Tumbaco, descargar el sistema de
alimentación en 46 kV a las subestaciones El Quinche y Tumbaco, y
atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo
2011.
4.2.1.2
Subestación 33 Nuevo Aeropuerto.- Construcción de la
nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 15/20 MVA,
46/23 kV, 1 posición en 46 kV, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC,
para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV; tableros de protección, control y
medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para
puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc; inicialmente para
descargar los trafos de la S/E Quinche, S/E Tumbaco y la carga del nuevo
aeropuerto, luego desde el 2014 atenderá básicamente la carga del
nuevo Aeropuerto. Plazo 2011.
4.2.1.3
Subestación 29 Cumbayá 46.- Instalación de un
transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, 1 posición en 46 kV, con
disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV,
4.2.1.1
50
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC, para 4 salidas primarias, 1
para alimentación de barra, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8
kV; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras,
aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza,
cables de control, etc. Para transferir carga de la S/E 36 Tumbaco, con el
fin de descargar su alimentación a 46 kV que está sobrecargada, ampliar
la cobertura del servicio y atender cargas grandes solicitadas. Plazo 2011.
4.2.1.4
Subestación 37 Santa Rosa.- Ampliación de la S/E mediante
la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, por
adquirirse. Con el fin de descargar al trafo existente, aumentar su
capacidad instalada, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área
de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de
carga de las subestaciones vecinas. Plazo 2011.
4.2.1.5
Subestación 12 La Floresta.- Ampliación de la S/E mediante
la adquisición e instalación de un transformador nuevo de 15/20MVA,
46/6.3kV, en sustitución del transformador existente de 8/10 MVA,
46/6.3kV, 1 posición en 46 kV, con disyuntor; con la finalidad de ampliar
su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo
existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y poder recibir
carga de primarios vecinos de otras subestaciones por transferencias y
para la protección de la línea de alimentación. Plazo 2011.
4.2.1.6
Subestación 55 Sangolquí.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV;
para descargar al trafo existente, aumentar su capacidad instalada,
seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su zona de influencia y
poder recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo
2011.
4.2.1.7
Subestación 7 San Roque.- Adquisición e instalación de un
transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, para sustituir trafo existente de
15/20 MVA por daño del cambiador de taps; con el fin de seguir
garantizando la calidad del servicio en el área de cobertura de la
subestación, al disponer de regulación automática del voltaje. Plazo 2011.
4.2.1.8
Subestación 2 Luluncoto.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV,
en sustitución de los 2 transformadores de 6.25 MVA, 46/6.3 kV, 1 juego
de cabinas tipo metal-clad con disyuntor a 6.3 kV, para 5 salidas
primarias y una para alimentación, banco de capacitares de 3.0 MVAR.
Con el fin de aumentar la capacidad instalada, mejorar la confiabilidad y
calidad del servicio de su zona de influencia. Plazo 2012
4.2.1.9
Subestación 11 B. Quevedo.- Ampliación de la S/E mediante
la adquisición e instalación de un transformador nuevo de 15/20MVA,
46/6.3kV, en sustitución del transformador existente de 8/10 MVA,
46/6.3kV, 1 posición en 46 kV, con disyuntor; con la finalidad de ampliar
su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo
existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y poder recibir
carga de primarios vecinos de otras subestaciones por transferencias y
para la protección de la línea de alimentación. Plazo 2012.
4.2.1.10
Subestación 28 Iñaquito.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,
51
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
46/6.3 kV, una posición con disyuntor a 46kV, completa, 1 juego de
cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de
protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios,
un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo; con el fin de
descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de
su área de influencia, tener una reserva adecuada para recibir
transferencias de carga de subestaciones vecinas y para habilitar doble
alimentación en 46 kV. Plazo 2012.
4.2.1.11
Subestación 57 Pomasqui – EEQ.- Adquisición e instalación
de tres posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con
transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de
control, protección y demás equipos y materiales asociados, para
independizar la protección de los trafos de la subestación y hacer
mantenimientos sin suspender el servicio eléctrico en su área de
cobertura. Plazo 2012.
4.2.1.12
Subestación 26 Alangasí.- Construcción de la nueva S/E
mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV,
3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC;
1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de protección,
control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales
para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para
descargar a los trafos de las S/E San Rafael y S/E Sangolquí, descargar el
sistema de alimentación en 46 kV a las subestaciones S. Rafael y
Sangolquí y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de
influencia. Plazo 2012.
4.2.1.13
Subestación 19 Cotocollao 138/23 kV. Adquisición de un 1
juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores
1200 A, 25 kA, TC. Plazo 2012.
4.2.1.14
Subestación 42 Móvil 138/23 kV.- Adquisición de una S/E
compacta con un transformador de 20/25 MVA, 138/23 kV, 1 posición con
disyuntor a 138 kV, completas completa, con seccionadores, pararrayos,
tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados,
cables de fuerza en 23 kV, para reserva en caso de daño grave de uno de
los trafos de 138/23 kV o para atender nuevas cargas grandes. Plazo
2012.
4.2.1.15
Subestación 50 Los Bancos 69/23/13.8 KV.- Instalación de
un transformador de 12/16 MVA, 69/23/13.8 kV, 2 posiciones con
disyuntor a 69 kV, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa,
con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de
salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV,
completo, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras,
aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza,
cables de control, etc; para protección de la línea, equipamiento para
transferir el sistema de alimentación actual de 46 kV a 69 kV, en las
salidas de la L/T 46 KV S/E Cotocollao – S/E Los Bancos por derrumbes
frecuentes de sus estructuras y para atender el futuro crecimiento de las
cargas de su área de influencia. Plazo 2012.
52
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Subestación 59 E. Espejo.- Adquisición e instalación de dos
posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con transformadores de
corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y
demás equipos y materiales asociados, para independizar la protección
de los trafos de la subestación y hacer mantenimientos sin suspender el
servicio eléctrico en su área de influencia. Además 2 salidas primarias a
23 kV, completas con disyuntor, para ampliar la cobertura del servicio,
recibir transferencias de la S/E 37 Santa Rosa y atender cargas especiales
grandes solicitadas. Plazo 2013.
4.2.1.17
Subestación 32 Diez Nueva.- Adquisición e instalación de un
nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, en sustitución del trafo
existente de 15/20 MVA, por daño del cambiador de taps, para seguir
garantizando la calidad del servicio en su zona de influencia. Plazo 2013.
4.2.1.18
Subestación 21 Epiclachima.- 2 posiciones 23 KV, Instalación
de dos posiciones a 23 KV, con disyuntor a 23 KV, completas, con TC,
tablero de protección y control, estructuras de soporte, seccionadores,
pararrayos. Plazo 2013.
4.2.1.19
Subestación 5 Chilibulo.-Construcción de la nueva S/E
mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV,
3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC;
1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección, control y
medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para
puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar el
sistema de alimentación a 46 kV que alimenta a las S/E No. 3 y S/E No. 7,
por riesgo de colapso en contingencia, mediante la transferencia de carga
de estas subestaciones a la nueva subestación, y atender el crecimiento
de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo 2013.
4.2.1.20
Subestación 19 Cotocollao 138/46kV. 1 posición con
disyuntor a 138 kV, completas. Plazo 2013.
4.2.1.21
Subestación 14 Zámbiza (Gualo).- Construcción de la nueva
S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23
kV, 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC;
1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección, control y
medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para
puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a
los trafos de las S/E No. 18 Cristianía y S/E No. 16 Río Coca, por riesgos de
sobrecarga, y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de
influencia. Plazo 2013.
4.2.1.22
Subestación 18 Cristianía - 138kV.- Adquisición e instalación
de cuatro posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con
transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de
control, protección y demás equipos y materiales asociados, de los
cuales, dos son para protección de los transformadores a 138/23 kV, uno
para la protección de la alimentación desde la S/E Pomasqui – T y la otra
para la protección de la alimentación desde la S/E Vicentina - T, con el fin
4.2.1.16
53
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
de evitar salga de servicio toda la subestación y las líneas asociadas, ante
falla de uno de los transformadores y se tenga flexibilidad para la
operación y mantenimiento de los disyuntores, sin tener que dejar fuera
de servicio toda la subestación. Plazo 2013.
4.2.1.23
Subestación 22 San Antonio.- Ubicada en la parroquia San
Antonio de Pichincha. Construcción de la nueva S/E mediante la
adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23
kV, 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, para construir el
seccionamiento de la derivación 2 circuitos de la L/T 138 kV S/E Pomasqui
– T a Ibarra; 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con
disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de
salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo;
tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores,
accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control,
etc.; con el fin de descargar a las subestaciones Pomasqui y No. 19.
Plazo 2014.
4.2.1.24
Subestación 58 El Quinche 138/23 kV.- Ubicada en la
parroquia de Ascázubi. Construcción de la nueva S/E mediante la
adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23
kV, 1 posición con disyuntor a 138 kV, completa, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC;
1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control y
medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para
puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el fin de reubicar
la S/E 58 El Quinche de 46/23 kV y pasar toda su carga a 138/23 kV, para
descargar el sistema de 46 kV. Plazo 2014.
4.2.1.25
Subestación 34 Machachi.- Adquisición e instalación de un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección,
control y medición, 3 posiciones con disyuntor 138 kV, completa, 1 juego
de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A,
25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un
banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección,
control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales
para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para seguir
atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer
de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de
primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2014.
4.2.1.26
Subestación 25 Vicentina 138/23 kV.- Ubicación de la nueva
subestación en el terreno junto a la S/E de Seccionamiento Vicentina de
Transelectric lado norte, mediante la adquisición e instalación de una
posición con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de
corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y
demás equipos y materiales asociados para la protección del trafo;
adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de
celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25
kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco
de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,
54
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,
cables de fuerza, cables de control; la puesta en servicio de esta
subestación servirá para atender la carga del metro de Quito y para
descargar a la S/E 35 Cumbayá, seguir atendiendo el crecimiento de la
carga de su área de influencia, disponer de una reserva adecuada para
recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras
subestaciones e independizar las protección del trafo. Plazo 2014.
4.2.1.27
Subestación 55 Sangolquí – Seccionamiento 46 kV.Adquisición e instalación de 2 posición con disyuntor a 46 kV, completas,
una para protección de la L/T S/E Santa Rosa a S/E 55 Sangolquí y la otra
para protección del transformador de la subestación. Plazo 2014.
4.2.1.28
Subestación 35 Cumbayá 138/23 kV.- construcción de la
nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones
con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de
celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25
kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,
pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,
cables de fuerza, cables de control, con el fin de descargar al sistema de
46 kV que alimenta a la S/E 35 Cumbayá 46/23 kV y a la S/E No. 36
Tumbaco, 46/23kV, mediante la transferencia del 100 % de la carga de la
S/E Cumbayá 46/23 kV, disponer de reserva adecuada para seguir
atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de
subestaciones vecinas. Plazo 2015.
4.2.1.29
Subestación 23 Conocoto.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA,
138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 posición con
disyuntor 138 kV, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV,
completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de
barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8
kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores,
accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de
control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el
crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una
reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios
vecinos de otras subestaciones. Plazo 2015.
4.2.1.30
Subestación 42 Baeza.- adquisición e instalación de un
transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/22.8kV, con LTC en 23 kV, 3
posiciones con disyuntor a 138 kV, completa, 1 juego de celdas
modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC;
1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, 1 de banco de
capacitores, tableros de control, protección y medición, material de
puesta a tierra, cables de fuerza y control, aisladores, barras, accesorios y
materiales complementarios, para tomar todas las cargas grandes de su
área de influencia (20MVA) y principalmente la carga del circuito primario
C.H. Ecoluz (HCJB) a Quijos-Baeza por limitaciones de capacidad de
suministro de la C.H. Ecoluz, prescindir en condiciones normales del
suministro de la C.H. Ecoluz (HCJB) a dicho circuito y resolver sus
55
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
problemas de bajos voltajes, al dividir en dos circuitos troncales primarios
aproximadamente a la mitad de su longitud (> 50,0 Km). Plazo 2015.
4.2.1.31
Subestación 3 La Magdalena.- Reubicación de la S/E 3
Barrionuevo, 46/6.3 kV, a su centro de carga, Av. T.H.Ortiz e Iturralde,
para lo cual se requiere la adquisición e instalación de un transformador
de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 2 posiciones a 46 kV con disyuntor, completa, 1
juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV, 2500A de
alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias,
completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de
capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales
complementarios, para mejorar la calidad del servicio técnico y reducir las
pérdidas técnicas de algunos de sus primarios. Plazo 2015.
4.2.1.32
Subestación 44 Selva Alegre.- construcción de la nueva
subestación mediante la adquisición e instalación de 1 posición con
disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de
celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25
kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,
pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,
cables de fuerza, cables de control. Con el fin de alimentar parte de la
carga del proyecto Metro de Quito, mediante transferencias de carga a la
nueva subestación y también disponer de reserva adecuada para seguir
atendiendo el crecimiento de carga de sus área de influencia y recibir
transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2015
4.2.1.33
Subestación 15 El Bosque.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,
46/6.3 kV, 1 posición a 46 kV con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas
tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV, 2500A de alimentación de barra
y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de
protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR,
completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de
descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de
su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir
transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2015.
4.2.1.34
Subestación 14 Zámbiza.- Adquisición e instalación de una
posición con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de
corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y
demás equipos y materiales asociados, para la protección de la L/T 138
kV a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E Tababela
- S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2016.
4.2.1.35
Subestación 58 El Quinche.- Adquisición e instalación de dos
posiciones con disyuntor a 138kV, completa, para la protección de la L/T
138 kV a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E
Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2016.
4.2.1.36
Subestación 08 La Marín.- Ampliación de la S/E mediante la
sustitución del transformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, por uno
de 15/20MVA, 46/6.3kV, 1 juego cabinas metal-clad, con disyuntores 6.3
kV, para alimentación de barra, 5 salidas primarias y 1 protección de BC y
56
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
un banco de capacitares de 3.0 MVAR, para ampliar su capacidad
instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta
de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga
de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2016.
4.2.1.37
Subestación 24 Carolina.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,
46/6.3 kV, 2 interruptores tripolares 46 kV, 1 juego de cabinas metal clad
a 6.3 kV, y 4 salidas primarias, con tablero de protección, control y
medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y
materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente y
seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia. Plazo
2016.
4.2.1.38
Subestación Vicentina -T.- Adquisición e instalación de un
segundo transformador de 60/80/100 MVA, 138/46 kV, en reemplazo del
trafo existente de 48 MVA, y que sirva de respaldo frente a fallas
simultáneas en las líneas de transmisión de 138 kV Sta. Rosa - Eugenio
Espejo y Sta. Rosa – S. Alegre, adicionalmente para seguir atendiendo el
crecimiento de la carga de su área de influencia. Plazo 2016.
4.2.1.39
Subestación 35 Cumbayá 138/23 kV.- Ampliación de la S/E
mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de
20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición condisyuntor 138 kV, completa, con
tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares
aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la
alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de
4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras,
aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza,
cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de
carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kV, seguir atendiendo el crecimiento
de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada
para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras
subestaciones. Plazo 2017.
4.2.1.40
Subestación 06 Escuela Sucre.- Ampliación de la S/E
mediante la sustitución del transformador existente de 6.25 MVA,
46/6.3kV, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3kV, para ampliar su capacidad
instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta
de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga
de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2017.
4.2.1.41
Subestación 05 Chilibulo 138/23 kV.- Ampliación de la S/E
mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de
20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, completa, con
tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares
aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la
alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de
4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras,
aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza,
cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de
carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kV, seguir atendiendo el crecimiento
de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada
57
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras
subestaciones. Plazo 2018.
4.2.1.42
Subestación 53 Pérez Guerrero.- Ampliación de la S/E
mediante la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,
46/6.3 kV, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de
cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de
protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios,
un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Con el fin de
descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de
su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir
transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2018.
4.2.1.43
Subestación 01 Olímpico.- Ampliación de la S/E mediante la
instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, y por
adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad
con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y
medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de
capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Con el fin de descargar a
trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de
influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de
carga de subestaciones vecinas Plazo 2018.
4.2.1.44
Subestación 04 Chimbacalle.- Ampliación de la S/E mediante
la adquisición e instalación de un segundo transformador de 12/16/20
MVA, 46/6.3 kV, 1 juego de cabinas metal clad, con disyuntor a 6.3 kV,
2500 A, para la alimentación de barra, disyuntores 1200 A, para salidas
primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un
banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales
complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir
atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una
reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones
vecinas. Plazo 2018.
4.2.1.45
Subestación 14 Zámbiza.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, 1 juego de celdas modulares
aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la
alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de
4.5 MVAR, 22.8 kV, completo. Con el fin de descargar a trafo existente,
seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener
una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de
subestaciones vecinas Plazo 2018.
4.2.1.46
Subestación 26 Alangasí.- Adquisición e instalación de un
segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con
disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego
de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A,
25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un
banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de
control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta
a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo
existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de
58
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias
de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2018.
4.2.1.47
Subestación 19 Cotocollao Nueva.- Ampliación de la S/E de
distribución mediante la adquisición e instalación de un segundo
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 1 posición con disyuntor 138
kV, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con
disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de
salidas primarias; un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo;
tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores,
accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control,
etc., con el fin de descargar al trafo existente, disponer de reserva en
MVA para recibir carga por transferencias de subestaciones vecinas y
seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia.
Plazo 2018.
4.2.1.48
Subestación 36 Nueva Tumbaco 138/23 kV, construcción de
la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3
posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1
juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores
1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias,
un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de
control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta
a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar
completamente al T1 de la S/E No. 36 Tumbaco, 46/23kV y el sistema de
46 kV que lo alimenta, mediante transferencias de carga a la nueva
subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el
crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de
subestaciones vecinas. Plazo 2018.
4.2.1.49
Subestación 51 Aeropuerto Viejo.- construcción de la nueva
subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con
disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de
celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25
kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,
pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,
cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 18
Cristianía 138/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva
subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el
crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de
subestaciones vecinas. Plazo 2018.
4.2.1.50
Subestación 37 Sta. Rosa.- Ampliación de la S/E mediante la
adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA,
46/23 kV, 1 posición a 46 kV con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas
tipo metal clad, con 1 disyuntor a 23 kV, 2500A de alimentación de barra
y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de
protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR,
completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de
descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de
59
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir
transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2018
4.2.1.51
Subestación 55 Nueva Sangolquí.- construcción de la nueva
subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con
disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de
celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25
kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de
capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,
pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,
cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 55
Sangolqui 46/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva
subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el
crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de
subestaciones vecinas. Plazo 2020.
4.2.1.52
Subestación 57 Pomasqui.- Adquisición e instalación de un
tercer transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con
disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego
de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A,
25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un
banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de
control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta
a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo
existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de
influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias
de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2020.
4.2.1.53
Subestación 55 Nueva Sangolquí.- Adquisición e instalación
de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con
disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego
de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A,
25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un
banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de
control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta
a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo
existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de
influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias
de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2021.
4.2.1.54
Subestación 22 San Antonio.- Adquisición e instalación de un
segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con
disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego
de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A,
25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un
banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de
control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta
a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo
existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de
influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias
de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2021.
60
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Varias Subestaciones.- adquisición e instalación de relés,
bancos de baterías, cargadores de baterías, bancos de capacitores,
conductores, equipos de calidad de energía, adquisición e instalación de
equipos de comunicación y fibra óptica, obras civiles, disyuntores,
seccionadores, etc., para mejorar la operación, control, protección y
medición de las subestaciones, etc. Plazo anual en el periodo 2011 –
2021.
4.2.1.55
4.2.2 Obras a ser financiadas por EEQ en líneas 2011 - 2021:
Varias Líneas de Subtransmisión (S/T) a 46kV, Cambios de
conductor, obras civiles para mejorar la seguridad de las estructuras,
cambios de ruta de ciertos tramos de líneas, para evitar afectación a
terceros, mejorar su seguridad ó ampliar su capacidad, reubicación de
torres, etc., presupuestadas anualmente por el Dpto. de Mantenimiento
L/T y S/E y por el Dpto. de Ingeniería Civil. Plazo anual en el periodo 20112021.
4.2.2.2
Soterramiento líneas de alto voltaje (S/T) a 46kV, Cambio
de la red aérea de 46 kV por red subterránea en las zonas definidas en el
Proyecto Soterramiento de redes Zona “A”. Plazo anual en el periodo
2011-2015.
4.2.2.3
L/T 138 kV, S/E El Tablón EPMAPS -Q a S/E 31 Tababela,
Construcción de la L/T a 138 kV en una longitud aproximada de 14.0 Km,
simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas,
para alimentar a la nueva subestación No. 31 Tababela. Plazo 2011.
4.2.2.4
L/T 46 kV Deriv. a S/E 33 Nuevo Aeropuerto, construcción
de la derivación a 46 kV, simple circuito, con conductor 500 MCM ACAR,
en una longitud aproximada de 1 Km., en estructuras metálicas y postes
de hormigón, con el fin de alimentar a la S/E Nuevo Aeropuerto. Plazo
2011.
4.2.2.5
LT 46 kV, C.H Papallacta – Pifo, Compra de la línea de 46 kV,
1C, de propiedad de la HCJB, en una longitud aproximada de 23 Km. Plazo
2012.
4.2.2.6
LT 138 kV, S/E S. Rosa - S/E El Inga-T, Compra de la línea
de 138 kV, 1C, de propiedad de la Empresa Pública Metropolitana de
Agua Potable y Saneamiento de Quito EPMAPS
en una longitud
aproximada de 24 Km. Plazo 2012.
4.2.2.7
L/T 138 kV, S/E Inga-Transel a S/E El Tablón-EPMASQ
(Tablón), Construcción de la L/T a 138 kV, doble circuito, en una longitud
aproximada de 8.0 Km., con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras
metálicas, para independizar la alimentación a la nueva S/E 31 Tababela
de la L/T 138 kV, de EPMAAS-Q, Papallacta a la S/E Inga_T. Plazo 2012.
4.2.2.8
L/T 138 kV, Derivación a S/E 26 Alangasí, Construcción de
la derivación a 138 kV, desde la L/T 138 kV Papallacta a S/E S. Rosa de la
EPMASQ, en una longitud aproximada de 0.1 Km, doble circuito, con
conductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la
nueva subestación Alangasí. Plazo 2012.
4.2.2.9
L/T 69 kV, S/E Sto. Domingo - S/E 49 Los Bancos,
Construcción de una línea a 69 kV, simple circuito, con conductor 500
MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 50 km, en estructuras
4.2.2.1
61
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
metálicas, para alimentar a la S/E 49 Los Bancos y mejorar la
confiabilidad de su alimentación, debido a fallas graves de la línea radial a
46 kV S/E Cotocollao – S/E Los Bancos por los derrumbes frecuentes de
sus estructuras y para conectar a futuro una nueva central hidráulica.
Plazo 2012.
4.2.2.10
LT 138 kV, S/E S. Rosa - S/E Vicentina – S/E Pomasqui,
Compra de la línea de 138 kV, 2C, de propiedad de Transelectric, en una
longitud aproximada de 39 Km. Plazo 2013.
4.2.2.11
L/T 138 kV, Derivación a S/E 5 Chilibulo, Construcción de la
derivación a 138 kV, doble circuito, con conductor 636 MCM ACSR, en una
longitud aproximada de 0.5 Km.,
en estructuras metálicas, para
alimentar a la nueva subestación Chilibulo. Plazo 2013.
4.2.2.12
L/T 138 kV, Derivación a S/E 14 Zámbiza, Construcción de
la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de la L/T 138 kV S/E
Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, a la altura del barrio Gualó de Zámbiza, en
una longitud aproximada de 0.3 Km, doble circuito, con conductor 750
MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 14
Zámbiza. Plazo 2013.
4.2.2.13
L/T 138 kV, S/E C.H. Quijos - S/E El Inga (Tablón),
Construcción de la línea a 138 KV, en una longitud de 42 Km. doble
circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas. Plazo
2013.
4.2.2.14
L/T 138 kV, S/E 31 Tababela - S/E Quinche, Construcción de
la línea a 138 kV para unir las subestaciones indicadas, simple circuito,
con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 17.0 Km.,
en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a
la nueva S/E Quinche reubicada. Plazo 2013.
4.2.2.15
L/T 46 kV, S/E 37 S. Rosa - S/E 55 Sangolquí, Construcción
de un tramo de línea para unir las subestaciones indicadas, simple
circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de
3,5 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de
implementar una segunda alimentación a la S/E Sangolquí para mejorar
su confiabilidad. Plazo 2014.
4.2.2.16
L/T 138 kV, Derivación a S/E 22 S. Antonio EEQ, Como
primera alternativa se considera la construcción de la derivación a 138
kV, desde una de las torres de la L/T 138 kV S/E Pomasqui – T a Ibarra, en
una longitud aproximada de 2.0 Km, doble circuito, con conductor 477
MCM-ASCR, S/E San Antonio. Plazo 2014.
4.2.2.17
L/T 138 kV, Derivación a S/E 18 Cristianía, Construcción de
la derivación a 138 kV, a una distancia aproximada de 9.5 Km de la línea
L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, en una longitud aproximada
de 5.6 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras
metálicas y postes de hormigón, para implementar una segunda
alimentación a la S/E No. 18, con el fin de mejorar su confiabilidad. Plazo
2014.
4.2.2.18
L/T 138 kV, Derivación a S/E 35 Cumbayá, Construcción de
la derivación a 138 kV, desde el cruce de la L/T 138 kV S/E Vicentina-T a
S/E Pomasqui-T con la L/T 46 kV S/E Cumbayá a S/E Norte, en una
longitud aproximada de 5.0 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-
62
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, utilizando la franja
de servicio de una de las líneas 46 kV, 2C, S/E Cumbayá a S/E Norte, para
alimentar a la nueva S/E Cumbayá y sea parte de un anillo en 138 kV.
Plazo 2015.
4.2.2.19
L/T 138 kV, 2 circuito, S/E El Inga T- S/E Santa Rosa,
construcción de la L/T, 138 kV, 2C, 750 MCM ACAR, en torres metálicas, 24
Km, para ampliar la capacidad de transferencia desde la S/E El Inga y
alimentar a la S/E 26 Alangasi, 138/23 kV y futura S/E 55 Sangolquí 138/23
kV. Plazo 2015.
4.2.2.20
L/T 46 kV Deriv. a S/E 03 Magdalena, construcción de la
derivación a 46 kV, doble circuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una
longitud aproximada de 0.6 Km., en estructuras metálicas y postes de
hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E 3 Magdalena, por
reubicación. Plazo 2016.
4.2.2.21
LL/T 138 kV, S/E Inga-T a S/E Vicentina-T, Construcción de
la línea a 138 kV en una longitud aproximada de 23.4 Km., doble circuito,
con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para descargar a
las subestaciones Santa Rosa, Pomasqui, Vicentina y Selva Alegre y
aumentar la transferencia desde la S/E Inga _T 230/138 kV. Plazo 2016.
4.2.2.22
L/T 138 kV, S/E 14 Zámbiza - S/E Quinche, Construcción de
la línea a 138 kV para unir las subestaciones indicadas, simple circuito,
con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 18.0 Km.,
en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de
proporcionarle una doble alimentación a la S/E Quinche reubicada y cerrar
el anillo S/E 14 Zámbiza – S/E Quinche – S/E 31 Tababela – S/E Inga _T.
Plazo 2016.
4.2.2.23
L/T 138 kV, Derivación a S/E 51 Mariscal Sucre,
Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de
la L/T 138 kV S/E Vicentina-Ibarra T a S/E 18 Cristianía, en una longitud
aproximada de 2.2 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en
estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 51. Plazo 2018.
4.2.2.24
L/T 138 kV, Derivación a S/E 36 Tumbaco Nueva,
Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de
la L/T Inga – Vicentina, en una longitud aproximada de 2.6 Km, doble
circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para
alimentar a la nueva S/E 36. Plazo 2018.
4.2.2.25
L/T 138 kV, Derivación a S/E 55 Nueva Sangolquí,
Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de
la L/T Sta. Rosa-T a S/E 26 Alangasí en una longitud aproximada de 1.0
Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras
metálicas, para alimentar a la nueva S/E 55. Plazo 2020.
El programa de inversiones de las obras de L/T y S/E se adjuntan como
anexo 3
4.3
Inversiones a ser financiadas por EEQ en redes de media y baja
tensión 2011-2021:
63
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
En Distribución, se requiere continuar con la remodelación y cambio de tensión de
redes urbanas y rurales de 6.3 y 13.2 KV a 23 KV, construcción de primarios
urbanos y rurales, extensiones y/o remodelaciones de red, mejoramiento del factor
de uso de transformadores, franja de servicio, cambio del tipo de iluminación vial y
construcción de nuevas redes de distribución, obras e inversiones que permitirán
incorporar anualmente un promedio de 66 mil nuevos consumidores, durante los
próximos 10 años, y ampliar el grado de electrificación de nuestra área de servicio
a una población superior al millón quinientos mil habitantes. Además se
incrementarán nuevas terminales remotas en primarios de distribución para la
automatización de la supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) de sus
circuitos primarios y subestaciones, se continuará con el Programa de Control y
Reducción de Pérdidas y se realizarán los estudios para el mejoramiento de la
calidad del servicio y las obras correspondientes.
Para atender el incremento de consumidores indicado se requiere anualmente,
ampliar y/o construir la infraestructura eléctrica que se indica en la tabla a
continuación.
64
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
CAPÍTULO
Puntos de Recepción
Puntos de Entrega a E/D
Puntos de Entrega a GC
Grandes Consumidores
Subestaciones de Distribución
Subestaciones de Distribución
Líneas de subtransmisión
Líneas de subtransmisión
Circuitos Primarios o Primarios
Circuitos Primarios o Primarios
Transformadores de distribución
Transformadores de distribución
Redes Secundarias
Luminarias
Luminarias
Acometidas
Equipos de Medición para clientes
Unida
d
#
#
#
#
#
MVA
#
km
#
km
#
MVA
km
#
kW
#
#
Real
Dic-10
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
9
10
12
13
15
16
16
16
17
17
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
8
8
9
9
9
9
10
10
10
32
36
37
39
41
41
41
41
41
41
887.8 1072.25 1101.25 1167.25 1193.25 1259.25 1256.25 1293.00 1485.00 1452.00
68
70
73
78
81
82
85
85
85
86
293.7
306.28
365.58
467.18
486.68
491.68
531.28
531.28
531.28
532.28
171
177
180
186
191
197
199
199
203
203
7,113.3 7,427.7 7,748.6 8,075.6 8,408.4 8,746.4 9,089.3 9,436.5 9,787.5 10,141.9
32,323 34,126.9 35,997.4 37,934.3 39,937.6 42,006.7 44,141.0 46,339.6 48,601.4 50,925.0
2,041.4 2,120.8 2,201.1 2,282.2 2,364.1 2,446.5 2,529.4 2,612.5 2,695.8 2,779.0
6,429.4 6,673.7 6,920.6 7,169.7 7,420.7 7,673.0 7,926.2 8,179.8 8,433.4 8,686.4
198,911 209,652 220,764 232,243 244,088 256,292 268,851 281,755 294,998 308,568
29,374.5 30,666.9 31,985.6 33,329.0 34,695.5 36,083.3 37,490.6 38,915.2 40,355.1 41,807.9
418,078 466,655 494,689 524,335 555,682 588,828 623,876 660,932 700,112 741,535
849,325 903,103 954,771 1,009,395 1,067,144 1,128,197 1,192,743 1,260,982 1,333,125 1,409,395
2020
2021
19
1
0
10
42
1584.00
88
553.28
210
10,498.9
53,308.7
2,862.0
8,938.3
322,453
43,271.1
785,331
1,490,029
19
1
0
11
42
1584.00
88
553.28
212
10,857.9
55,750.7
2,944.7
9,188.6
336,641
44,742.3
812,913
1,575,276
El programa de inversiones anuales requeridas para el periodo 2011-2021, en redes de distribución, iluminación, FERUM,
acometidas y medidores, soterramiento de redes, proyectos de eficiencia energética, en la reducción de pérdidas eléctrica y
en inversiones generales (Equipos y Diversas), se indican a continuación tabla 4.3.1.
65
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
Tabla 4.3.1 Programa de inversiones en redes, acometidas, medidores e inversiones generales.
66
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
4.4
Inversiones en Generación
Para el periodo 2011-2021, la EEQ tiene previsto la ejecución de la central
hidroeléctrica Victoria de 10 MW, con una inversión aproximada de $19.9 millones
de dólares, mediante un préstamo del financiamiento del BEDE para su
construcción. Además tiene previsto una inversión anual en mantenimientos
mayores y en la modernización de su control de operación aproximadamente de
2,0 millones de dólares en las unidades de generación de las centrales hidráulicas
y de 3,0 millones de dólares en las unidades de generación de la central térmica
Gualberto Hernández.
5.
INFORME DE LA PLANIFICACIÓN FINANCIERA DEL PLAN DE EXPANSIÓN
2011-2021
El presente estudio tiene como objetivo dar una visión general de la situación
financiera de la Empresa en el período 2011-2021, realizando un estimación del
Estado de Resultados de Operación de la Empresa y los requerimientos tarifarios
que permitan cubrir sus costos de operación y la depreciación de sus activos, así
como también proyectar el flujo de fondos que servirá de soporte al Plan de
Expansión del Sistema Eléctrico 2011-2021 y la ejecución de su obras.
5.1
CONSIDERACIONES GENERALES:
- El programa de Inversiones durante los 10 años contemplados en el Plan de
Expansión, están valorados a precios del año 2011 sin considerar el índice
inflacionario en todo el período, de acuerdo a instrucciones dadas por el
CONELEC en el instructivo respectivo.
-
Las Fuentes de Financiamiento consideradas son: Aportes del Presupuesto
General del Estado, FERUM, recursos propios provenientes de utilidades netas
del ejercicio anterior, depreciaciones.
- Proyección del Valor Agregado de Distribución VAD, que permita cubrir la
totalidad de los gastos de operación y mantenimiento y el fondo de reposición
de los activos que se estima entrarán en operación durante el período de
análisis.
- Cumplimiento del valor anual en concepto de pagos por contratos de
deuda adquiridos.
5.2
ESTADO DE RESULTADOS 2011-2021
INGRESOS DE OPERACION
INGRESOS OPERACIONALES POR VENTA DE ENERGÍA
En el cálculo de los ingresos por venta de energía para el período de análisis, se
toma en cuenta lo siguiente:
67
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
- Los Mwh facturados a clientes regulados para el año 2011 son los previstos en el
Presupuesto de Operación de este año; para el período 2012-2021 la facturación
tiene como sustento el Pronóstico de la Demanda en su escenario de
crecimiento medio.
- Para el cálculo de los ingresos se asume una tarifa constante en todos los años
para cada uno de los sectores de consumo, según el siguiente detalle:
SECTORES DE CONSUMO
Residencial
Comercial
Industrial
Entidades Oficiales
Asist. Social y Beneficio
Público
Suministros especiales
Bombeo de agua
Alum público
Precio Medio Total
Precio
Medio
USD/Kwh
0,0895
0,0765
0,0658
0,0702
0,0607
0,0853
0,0757
0,0953
0.0791
Cabe señalar que el precio medio del Kwh del Sector Residencial en el año 2011
es de 0.084 USD/Kwh, el mismo que se incrementa a 0.00895 por los nuevos
cargos tarifarios para consumos mayores a 500Kwh de acuerdo con el Esquema
Tarifario con señales de eficiencia para el Sector Residencial.
INGRESO POR PEAJES
En la proyección de ingresos por peajes, se considera la energía de grandes
consumidores y un precio medio constante durante todo el período de 0.00767
USD/Kwh , que es el precio medio promedio del año 2010.
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Mwh
133.283
137.948
142.776
147.773
152.946
158.300
163.839
169.573
175.509
181.651
188.009
GASTOS DE OPERACION
68
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
COMPRA DE ENERGÍA:
En el cálculo del valor de la compra de energía, se toma en cuenta la energía
requerida detallada a continuación y un precio medio estimado para todo el
período de 0.05356 USD/Kwh, que es el costo promedio del primer semestre del
2011, el mismo que se lo considera constante durante todo el período de
análisis.
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Mwh
3.690.99
5
3.864.50
4
4.046.17
0
4.236.37
6
4.435.52
3
4.644.03
2
4.862.34
3
5.090.91
6
5.330.23
4
5.580.80
3
5.843.15
0
GASTOS: MANO DE OBRA, MATERIALES Y OTROS
Todos estos gastos operacionales toman como base el costo operacional
presupuestado del año 2011; a partir del 2012, estos valores se ven afectados
únicamente por la inflación, aplicando una tasa de escalamiento del 5.72% que
es la variación esperada del índice General Nacional de Precios
SEGUROS
La estimación de los Seguros, toma como referencia la relación del valor del
seguro frente al valor de los activos, índice que para el año 2010 está alrededor
69
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
de 0.704%, el mismo que se aplica en cada uno de los años al valor total del
activo proyectado para cada uno de los años del período analizado.
DEPRECIACION DE BIENES E INSTALACIONES
El cálculo de la Depreciación se realiza sobre el valor activo proyectado año a
año en cada una de las etapas funcionales, considerando su valor histórico,
nuevos ingresos de acuerdo a los plazos de de ejecución de obras detalladas en el
Plan de Expansión y retiros estimados de cada año; aplicando una vida útil en
cada una de las etapas funcionales acorde con lo aprobado por el CONELEC,
mediante Resolución No. 229/03.
INGRESOS AJENOS A LA OPERACIÓN
Los ingresos ajenos a la operación a más de arriendo de propiedades, intereses y
dividendos, entre otros conceptos, incluye un rubro muy importante como es la
recuperación del Déficit Tarifario, en cumplimiento a lo establecido en el Mandato
No.15 del 23 de Julio de 2008, Artículo 2 que establece que el Estado cubrirá las
diferencias entre los costos de generación, transmisión, distribución y la tarifa
única al consumidor final fijada por el CONELEC.
Este déficit se proyecta bajo los siguientes supuestos:
-
Un precio medio de venta de 0.0781 USD/Kwh en el 2011 y de 0.0791
USD/Kwh constante durante todo el período 2012-2021, por lo ya expuesto
anteriormente respecto de un incremento en la tarifa residencial por la
aplicación de un de un esquema tarifario con señales de eficiencia.
-
Un mismo costo de Generación y Transmisión de 0.0536 USD/Kwh,
-
Una proyección del VAD tomando en consideración lo dispuesto en la
Regulación No. 006/08 que toma en cuenta los gastos de operación y
mantenimiento y el valor de reposición de los activos en servicio calculado en
base de la vida útil de los activos aprobada por el CONELEC.
Considerando los costos de Generación y la proyección de los costos de
Distribución (VAD), se estima que el déficit tarifario que alcanzaría los
siguientes valores:
-
AÑ
O
201
1
201
2
201
Precio
Generaci
ón y
Transmis
.
0,0525
0,0536
0,0536
VAD
0,03
21
0,03
39
0,03
Preci
o
Total
0,08
46
0,08
74
0,08
DÉFICIT
TARIFARIO
Precio
Real
USD/Kw
h
USD/k
wh
0,0781
0,0065
0,0791
0,0791
0,0083
0,0092
USD x
1000
22.02
8
29.40
7
34.14
70
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
0,0536
0,0536
0,0536
0,0536
0,0536
0,0536
0,0536
0,0536
47
0,03
53
0,03
57
0,03
60
0,03
62
0,03
64
0,03
66
0,03
68
0,03
70
83
0,08
89
0,08
93
0,08
96
0,08
98
0,09
00
0,09
02
0,09
04
0,09
05
0,0791
0,0098
0,0791
0,0102
0,0791
0,0105
0,0791
0,0107
0,0791
0,0109
0,0791
0,0111
0,0791
0,0113
0,0791
0,0115
0
38.27
8
41.64
1
44.99
9
48.29
0
51.46
2
55.09
9
58.74
5
62.46
5
EGRESOS AJENOS A LA OPERACIÓN:
Incluye los gastos financieros de los créditos: Hawker Siddeley Power, Credit
Comercial de Francia (Bono Global 2012 y 2030), Toyo Menka Kaisha, que
representa en promedio el 30.6% del total de estos gastos.
RESULTADOS
La proyección de Ingresos y Gastos presenta resultados: negativo en el año 2011
y una mínima utilidad a partir del año 2012 procedente del beneficio ajeno a la
operación.
5.3
FLUJO DE FONDOS
USOS
El programa de inversiones para distribución, incluye las obras actualmente
programadas en el Presupuesto del 2011 y a las establecidas en el Plan de
Expansión hasta el año 2021 a precios de este año.
Pago de la deuda de acuerdo a las tablas de amortización de Banca Privada
Internacional, Bonos
Global 2012 ,2030 Credit Comercial de Francia, Hawker
Siddeley Power,
El Impuesto a la Renta proyectado en base a las utilidades obtenidas.
FUENTES:
RESULTADO OPERATIVO NETO:
71
Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.
La fuente de ingresos producto del Resultado Operativo Neto, genera recursos a
partir del año 2012, producto de las utilidades que no son de operación. Cabe
enfatizar en el hecho de que estos resultados asumen una aplicación estricta del
Mandato 15 y por ende una recuperación total del déficit tarifario.
DEPRECIACIONES Y AMORTIZACIONES: Valor que incluye el Fondo de Reposición
calculado sobre la totalidad de los activos, concepto analizado anteriormente.
APORTES FERUM y PGE:
Los aportes del FERUM corresponde al valor total de las obras que se estima se
realizaran con estos fondos y el PGE es el valor restante que necesitaría la
Empresa para dar cumplimiento del con Plan de Expansión.
Por lo mencionado en los numerales anteriores, para el período 2011-2021 se
necesitaría un aporte del Gobierno de 44,13 millones de dólares con cargo al
FERUM y 692,69 millones de dólares con cargo al PGE.
6.
ANEXOS
6.1 ANEXO 1: PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN SUBESTACIONES DE
DISTRIBUCIÓN. PERIODO 2011-2021
6.2 ANEXO 2: RESUMEN FLUJOS DE CARGA DEL SEQ. PERIODO 2011-2021
6.3 ANEXO 3: CRONOGRAMA DE INVERSIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN Y
SUBESTACIONES. PERIODO 2011-2021
6.4 ANEXO 4: RESULTADOS DE FLUJOS DE CARGA EN CONDICIÓN DE
DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO EEQ. PERIODO 2011-2021
(PDF)
6.5 ANEXO 5: DIAGRAMAS UNIFILARES. AÑOS 2011-2015-2021 (AUTOCAD)
6.6 ANEXO 6: MAPA GEOGRÁFICO DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS. AÑO 2021
(AUTOCAD)
72