Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2007

Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja

tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución

Wilson Guiovani López Fuentes Universidad de La Salle, Bogotá

Wilson Raúl Ballén Chillón Universidad de La Salle, Bogotá

Follow this and additional works at: https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

Citación recomendada Citación recomendada López Fuentes, W. G., & Ballén Chillón, W. R. (2007). Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja tensión por líneas de media tensión en sistemas de distribución. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/101

This Trabajo de grado - Pregrado is brought to you for free and open access by the Facultad de Ingeniería at Ciencia Unisalle. It has been accepted for inclusion in Ingeniería Eléctrica by an authorized administrator of Ciencia Unisalle. For more information, please contact [email protected].

https://ciencia.lasalle.edu.co/

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica

https://ciencia.lasalle.edu.co/fac_ingenieria

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F101&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/101?utm_source=ciencia.lasalle.edu.co%2Fing_electrica%2F101&utm_medium=PDF&utm_campaign=PDFCoverPages

mailto:[email protected]

MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSION EN SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN

WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2007

MODELO TÉCNICO ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN POR LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN EN SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN

WILSON GUIOVANI LÓPEZ FUENTES WILSON RAÚL BALLÉN CHILLÓN

Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista

Director: GERMÁN GUERRERO Ingeniero Electricista


BOGOTÁ D.C. 2007

Nota de aceptación:

Ing. Germán Guerrero DIRECTOR DEL PROYECTO

Ing. Julio Cesar García

JURADO DEL PROYECTO

Ing. José Carlos Romero JURADO DEL PROYECTO

OBSERVACIONES DE LOS JURADOS

A mi madre por que sin su amor, confianza y esfuerzo nada de esto hubiera sido posible A mi tía y mi padre gracias por su apoyo y su fe en mí. A Isabel Claro que esta conmigo en todo momento. A mis familiares y verdaderos amigos por su apoyo y preocupación. A Dios que puso a todas las personas que tienen confianza en mi camino aunque ya no estén conmigo Wilson Guivani López Fuentes

A Dios por darme la fortaleza necesaria para salir adelante. A mis adorados padres por todo su amor y apoyo incondicional a pesar de todos los inconvenientes A mi esposa divina por todo su cariño y toda la fe que deposito en mí aún en los momentos más difíciles A mis hermanos por su grandiosa colaboración y compañía A mi sobrina y cuñada por su amor y sus incansables travesuras Wilson Raúl Ballén Chillón

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan su agradecimiento a: A Germán Guerrero, Ingeniero Electricista Gestor y Director del Proyecto. A Oscar Bulla, Ingeniero Electricista. Colaborador, Profesional de Distribución,

CODENSA S.A. ESP A Gustavo Arciniegas. Colaborador, Coordinador Trabajo de Grado. A La Empresa LIVING S.A. A La Empresa CODENSA S.A. ESP A La Universidad De La Salle A Todas y cada una de las personas que de una u otra forma colaboraron con la

realización de este trabajo

Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador son responsables por las ideas aquí expuestas


Wilson Guiovani López Fuentes 1 Wilson Raúl Ballén Chillón

RESUMEN .............................................................................................................. 8 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 9 1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ....................... 11 COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................... 12

1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN..................................... 13

1.2.1 Pérdidas Técnicas ...................................................................................... 14

1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas.................................................................... 15

1.2.3 Factor de pérdidas...................................................................................... 15

1.2.4 Pérdidas en conductores ............................................................................ 16

1.2.5 Pérdidas en transformadores ..................................................................... 19

1.2.6 Pérdidas No Técnicas................................................................................. 20

2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA

ZONA DE ESTUDIO................................................................................... 22 2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN........................... 22

2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR............ 26

2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ..................................... 29

2.3.1 Datos de levantamiento. ............................................................................. 29

2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito ................................................... 30

2.4 PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL. ......................... 33

2.4.1 Análisis de pérdidas en transformadores.................................................... 33

2.4.2 Análisis de pérdidas en red de BT.............................................................. 37

2.4.3 Resumen general de pérdidas del sistema de distribución actual. ............. 40

3. DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES ACTUALES DEL

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO........................ 42



4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA

DE LA ZONA DE ESTUDIO........................................................................ 54 4.1 GENERALIDADES ..................................................................................... 54

4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO. ..................................................... 55

4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño.......... 57

4.2.2 Características de los conductores............................................................. 59

4.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA PROPUESTO ........................... 60

4.3.1 Análisis de pérdidas en los transformadores. ............................................. 68

4.3.2 Análisis de pérdidas en red BT................................................................... 70

4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto................................ 71

5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO ............... 75 5.1 VALOR PRESENTE NETO......................................................................... 75

5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO................................................................ 76

5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO .............................................. 85

CONCLUSIONES.................................................................................................. 87 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 89 BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... 90



LISTA DE TABLAS

TABLA 1 .VOLTAJES NOMINALES DE DISTRIBUCIÓN. .................................... 13

TABLA 2. RELACIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ............................................... 14

TABLA 3. NÚMERO DE TRANSFORMADORES ................................................. 26

TABLA 4. TRANSFORMADORES Y ANÁLISIS PARA DESVIACIÓN ESTÁNDAR.

........................................................................................................... 27

TABLA 5. TABLA DE RECOLECCIÓN DE DATOS EN TERRENO...................... 29

TABLA 6. DATOS DE LEVANTAMIENTO CENTRO DE DISTRIBUCIÓN 17840 Y

PF 6200921. ....................................................................................... 32

TABLA 7 .CARACTERÍSTICAS DE LOS TRANSFORMADORES........................ 34

TABLA 8. PÉRDIDAS DE LOS TRANSFORMADORES SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN ACTUAL................................................................... 36

TABLA 9. PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN

ACTUAL. ............................................................................................ 39

TABLA 10. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN ACTUAL................................................................... 40

TABLA 11 .CANTIDAD DE POSTES EN EL KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL....... 44

TABLA 12 .DESCRIPCIÓN DE ESTRUCTURAS POR POSTE, COSTO Y MANO

DE OBRA ........................................................................................... 46

TABLA 13. NÚMERO DE USUARIOS CONECTADOS POR ESTRUCTURA O

POSTE. KM TÍPICO ACTUAL ............................................................ 46

TABLA 14. USUARIOS CLASIFICADOS KM TÍPICO POR CONSUMO .............. 48

TABLA 15. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS BT Y ACOMETIDAS KILÓMETRO TÍPICO.

........................................................................................................... 52

TABLA 16. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN EL TRANSFORMADOR KILÓMETRO

TÍPICO................................................................................................ 52



TABLA 17. RESUMEN GENERAL PÉRDIDAS DEL CIRCUITO KILÓMETRO

TÍPICO................................................................................................ 52

TABLA 18. CARGA MÁXIMA DIVERSIFICADA RESIDENCIAL E.E.B................. 56

TABLA 19. CAPACIDAD DE TRANSFORMADORES A INSTALAR..................... 58

TABLA 20. CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES DEL NUEVO

DISEÑO.............................................................................................. 59

TABLA 21. NÚMERO DE USUARIOS CONECTADOS POR ESTRUCTURA O

POSTE KM TÍPICO PROPUESTO..................................................... 63

TABLA 22. INVERSIÓN TOTAL DEL NUEVO DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO

PROPUESTO ..................................................................................... 64

TABLA 23. TRANSFORMADORES A INSTALAR EN EL DISEÑO DE REDES

PROPUESTAS ................................................................................... 66

TABLA 24. PÉRDIDAS EN HIERRO Y COBRE DE TRANSFORMADORES

PROPUESTOS................................................................................... 68

TABLA 25. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES REDES

PROPUESTAS ................................................................................... 69

TABLA 26. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS EN BAJA TENSIÓN PROPUESTAS ........ 71

TABLA 27. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES EN

EL SISTEMA PROPUESTO ............................................................... 72

TABLA 28. RESUMEN GENERAL DE PÉRDIDAS EN REDES DE BT EN EL

SISTEMA PROPUESTO .................................................................... 72



LISTA DE ILUSTRACIONES

ILUSTRACIÓN 1. DIAGRAMA GENERAL DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE

ENERGÍA ------------------------------------------------------------------- 12

ILUSTRACIÓN 2 RÓTULO DE MARCACIÓN DE CENTROS DE DISTRIBUCIÓN

(CD) -------------------------------------------------------------------------- 23

ILUSTRACIÓN 3 PLANO DE LEVANTAMIENTO PREVIO DE LA ZONA ---------- 25

ILUSTRACIÓN 4 PORCENTAJE DE TRANSFORMADORES------------------------- 26

ILUSTRACIÓN 5 PLANO DE LEVANTAMIENTO DE TRANSFORMADOR DE 30

KVA CON CD:17840 Y PF:6200921 ----------------------------------- 31

ILUSTRACIÓN 6 EJEMPLO DEL DIAGRAMA DE ETAP DEL CENTRO DE

DISTRIBUCIÓN CD:30866. ---------------------------------------------- 37

ILUSTRACIÓN 7 EJEMPLO DEL FLUJO DE CARGA DE ETAP DEL CENTRO DE

DISTRIBUCIÓN CD:30866 ----------------------------------------------- 38

ILUSTRACIÓN 8 FIGURA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES

ACTUALES. ------------------------------------------------------------------ 43

ILUSTRACIÓN 9 DISEÑO EN ETAP DEL KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL -------- 50

ILUSTRACIÓN 10 FLUJO DE CARGA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES

ACTUALES ------------------------------------------------------------------- 51

ILUSTRACIÓN 11 REDISEÑO DEL KM TÍPICO ACTUAL PARA NUEVO DISEÑO

DE REDES PROPUESTAS ---------------------------------------------- 62

ILUSTRACIÓN 12 DISEÑO DEL CIRCUITO KILÓMETRO TÍPICO CON REDES

PROPUESTAS--------------------------------------------------------------- 65

ILUSTRACIÓN 13 FIGURA DEL KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES

PROPUESTAS FLUJO DE CARGA------------------------------------ 67

ILUSTRACIÓN 14 ESQUEMA DEL VALOR PRESENTE NETO---------------------- 76



GLOSARIO

CIRCUITO: Trayecto o ruta de una corriente eléctrica formado por conductores,

que transporta energía eléctrica entre fuentes (centrales eléctricas) y cargas

(consumidores). CONDUCTOR: Material que opone mínima resistencia ante una corriente

eléctrica. CORRIENTE: Es el flujo de electrones a través de un conductor. Su intensidad se

mide en Amperes (A). CENTRO DE DISTRIBUCIÓN: el nombre o referencia de donde se encuentran

ubicados los transformadores donde se transforma el voltaje de media tensión a

baja tensión.

OPERADOR DE RED: Operador de red es quien se encarga de la planeación de

la expansión, las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de

un Sistema de Transmisión Regional o Sistema de Distribución Local. Los activos

pueden ser de su propiedad o de terceros. ENERGÍA: Capacidad de un sistema para realizar un trabajo. ENERGÍA ELÉCTRICA: Es la producida por un generador cuando gira en un

campo electromagnético. El generador produce una energía que es igual a la

potencia (W) multiplicada por el tiempo de funcionamiento. La energía eléctrica se

mide en vatios por hora (Wh); 1.000 Wh=1 kWh. (Un kilovatio). kV: Kilovoltio = 1.000 voltios

kVA: Kilo Volt Ampere. Es la potencia aparente.

kW: Kilowatt: unidad equivalente a 1.000 watts.

kWh: Kilowatt-hora. Unidad de energía utilizada para registrar los consumos.



MW: Megawatt o megavatio: unidad de consumo de energía equivalente a un

millón de vatios: 1.000 kW.

NODO: Punto determinado donde convergen líneas de distribución de energía

eléctrica.

PÉRDIDAS NO TÉCNICAS: Es la energía consumida en el sistema, la cual no es

facturada, excluyendo las pérdidas técnicas. Puede ser por fraude, errores o

anomalías de medición, clientes auto conectados o con servicio directo.

PÉRDIDAS TÉCNICAS: Es la energía consumida por los equipos propios de los

sistemas de generación, transmisión y distribución.

POTENCIA: Es la capacidad de producir o demandar energía por unidad de

tiempo. Se mide en vatios (W); 1.000 W = 1 kW.

POTENCIA INSTALADA: Es la capacidad de la instalación eléctrica.

SUBESTACIÓN TRANSFORMADORA: Instalación eléctrica donde se rebaja la

tensión en un nivel inferior al de las estaciones transformadoras. TENSIÓN: Se considera tensión eléctrica a la diferencia de potencial que existe

entre dos puntos de un circuito eléctrico. Simbolizada con V. TRANSFORMADOR: Máquina o equipo electromagnético que permite aumentar o

disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,

manteniendo la frecuencia

TRANSPORTE: Sistema de transmisión.

VATIO: Unidad de potencia watt (W).

VOLT o VOLTIO (V): Unidad que mide la tensión. En la industria eléctrica se usa

también el kilovolt (kV) que equivale a 1.000 V.

WATT (W): es la unidad de potencia del Sistema Internacional de Unidades. Su

símbolo es W. Es el equivalente a 1 julio por segundo (1 J/s)



RESUMEN

El fin de este proyecto de grado es el estudio de la viabilidad de la sustitución de las

redes de distribución aéreas urbanas trifásicas y monofásicas de baja tensión (208 /

120V), reemplazándolas por redes aéreas urbanas trifásicas o monofásicas de

distribución de media tensión.

El sistema actual está constituido por redes eléctricas de media tensión distribuidas

en terreno con sus debidas estructuras y de acuerdo a las necesidades de carga de

los usuarios llevan instalados equipos de transformación (transformadores), en el

caso actual con una capacidad elevada para un gran grupo de usuarios y tiene por

función reducir el nivel de tensión para poder ser distribuidas por redes de baja

tensión y así llegar por medio de acometidas al usuario final.

El sistema propuesto se compone o se constituye por redes eléctricas de media

tensión, más la ampliación de las mismas redes y sus debidas estructuras, para

instalar transformadores de baja capacidad con un grupo menor de usuarios y así

suplir la carga de los usuarios directamente del transformador a instalar y sustituir

las redes de baja tensión

Con este nuevo sistema se comprobó por medio de levantamientos de una zona

específica, que el nivel de pérdidas se disminuye del 10.86 % al 5.61 %, ya que del

trasformador salen directamente las acometidas a los usuarios reduciendo las

pérdidas en las líneas baja tensión.

La empresa le brinda una mayor confiabilidad del servicio de energía, al disminuir el

número de personas afectadas en caso de falla de un trasformador dando

seguridad y confianza, además se bajará la contaminación visual en las vías.



INTRODUCCIÓN Este proyecto de grado tiene como fin el estudio, cálculo y diseño para mirar la

viabilidad de sustituir las redes eléctricas aéreas de baja tensión que se alimentan

de transformadores de diversas capacidades(15, 30, 45, 75, 112.5, 150) kVA, a

nivel residencial y comercial que interconectan el sistema de distribución, como la

posible solución para la reducción de los niveles de pérdidas técnicas o no

técnicas que existe en el sistema de distribución aéreo, buscando la disminución

de pérdidas económicas de una empresa distribuidora de energía, evitando el

crecimiento de pérdidas de energía en todos los aspectos.

La distribución de energía eléctrica es una actividad cuyas metodologías están en

un proceso constante de evolución reflejada en el tipo de equipos y herramientas

utilizadas en los tipos de estructuras, en los materiales con los que se construyen

las redes de distribución y en los métodos de trabajo de las cuadrillas de

construcción y mantenimiento. En la actual situación económica del país, las

empresas distribuidoras de energía deben estar al margen de los procesos

evolutivos de desarrollo para la mejor prestación del servicio de energía, por esto

uno de los factores más importantes en la prestación del servicio es garantizar un

excelente servicio al usuario final.

El capítulo primero presenta los conceptos básicos de redes de distribución,

niveles de pérdidas y demás temas concernientes al futuro manejo del proyecto.

El segundo capítulo refiere a la metodología para hallar la muestra del estudio en

cuestión por medio de un análisis estadístico, utilizando para ello los parámetros

como error, nivel de confianza y la desviación estándar de la población y así se

tomara el kilómetro típico para hacer el estudio.



Se indicará como se realizó el levantamiento del sistema de distribución aéreo de

MT como de BT en la zona estudiada y la tabla de datos que se conformó con la

siguiente información, centro de distribución (CD), punto físico (PF), nodos, cliente

o usuario, tipo de cuenta 3Φ, 2Φ, 1Φ, longitud de acometida, potencia promedio

mensual.

El capítulo tercero y cuarto desarrolla desde el circuito típico propuesto hasta el

estudio del mismo ya que este capítulo muestra la sustitución de redes de baja

tensión presentes en el sistema actual por las redes de media tensión alimentando

la carga de los usuarios con acometidas monofásicas y trifásicas directamente de

los transformadores pasando por una caja de derivación, incluyendo lo referente a

pérdidas de energía en todo el nuevo sistema

En el último capítulo se estudiará la viabilidad del proyecto, mediante un análisis

financiero, tomando las inversiones que conlleva la construcción de la alternativa

tanto del kilómetro típico actual como del kilómetro propuesto a nivel de pérdidas

de cada uno de ellos, esto en inversión de dinero, sacando como conclusión si es

o no es viable la realización de dicho proyecto



1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

GENERALIDADES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN El sistema eléctrico está dividido en tres grandes estructuras: la generación, la

transmisión y la distribución de energía; además de la acción de la

comercialización.

La generación se basa en Colombia en centrales térmicas e hidráulicas. Éstas a

su vez se interconectan entre si por líneas de transmisión nacionales de alta

tensión que tienen la función de llevar la energía de las centrales eléctricas hasta

una subcentral o subestación ubicada estratégicamente en los centros de

consumo de energía.

Estas subcentrales tienen como función transformar alta tensión en media tensión

para así poder ser distribuida en el sector urbano como el rural en niveles de

tensión de 11.4, 13.2 y 34.5 kVA dependiendo de las necesidades de carga de

sector.

El sistema de distribución requiere de un especial cuidado en el planeamiento,

diseño, construcción y operación del mismo. Esto implica que la información con la

que se trabaja es voluminosa. Por lo tanto es viable comentar que por el gran

volumen de componentes como, conductores, equipos, protecciones y

conexiones, es donde se encuentra el mayor porcentaje de pérdidas de energía.

Los operadores de red están en la obligación de atender las demandas de servicio

de energía y deben planear y efectuar sus requerimientos de mayor capacidad

para atender la nueva demanda.


COMPONENTES DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Ilustración 1. Diagrama general de un sistema eléctrico de energía Los sistemas de distribución se encuentran conformados por los varios

componentes, la ilustración 1 enseña la composición general del sistema de

generación, transmisión y distribución y a continuación una descripción breve de

cada componente.

Subestaciones de transformación de alta a media tensión: tienen la función de

recibir las líneas de alta tensión proveniente de las plantas generadoras y

transformar la salida en media tensión para poder ser distribuida. El nivel de

tensión equivale entre 25-132 kV

Circuitos primarios: los que distribuyen la tensión desde la salida de la subestación

hasta los transformadores ubicados en los postes, los niveles de tensión se




encuentran entre 11.4, 13.2 kVA urbanas y rurales, 34.5 kVA rural, generalmente

éste nivel de tensión es para tipo industrial.

Transformadores: equipos que tienen por función aumentar o disminuir el nivel de

tensión dependiendo de las necesidades de carga de los usuarios y de la red.

Circuitos secundarios: están conectados a la salida del transformador e

interconecta a todos los usuarios de cada circuito, cada red secundaria está

conectada a un centro de transformación o transformador, dependiendo de su

capacidad y de la demanda de carga es el número de usuarios que puede tener.

De está red secundaria por medio de acometidas llega el servicio a los usuarios.

En los circuitos de distribución secundarios podemos encontrar los siguientes

voltajes nominales de distribución (Tabla 1), estos son de redes urbanas y rurales

que permiten dar suministro de servicio residencial, comercial

Monofásico trifilar 240/120 Punto central a tierra

Trifásicos tetrafilar 208/120 220/127

Neutro a tierra

Tabla 1. Voltajes nominales de distribución. 1.2 PÉRDIDAS DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Las pérdidas de energía en el sistema eléctrico Colombiano se han venido

incrementando en los últimos años hasta alcanzar niveles del orden de 22% de la

energía total disponible en las plantas generadoras .Estas pérdidas están

caracterizadas en pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas

El comportamiento de pérdidas crecientes en las empresas podría explicarse por diversos factores, entre los que se incluirían:



• Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas.

• Deterioro de la situación económica: incremento de subnormales, robos de energía y zonas de orden público, también la disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas.

• Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas que debe realizar la empresa y diferencias culturales que en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).

1.2.1 Pérdidas Técnicas

Las pérdidas técnicas comprenden: pérdidas de I²R en redes primarias y

secundarias y del hierro del núcleo de los transformadores.

Del total de pérdidas las 2/3 partes corresponden a pérdidas técnicas, de las

cuales una gran parte del orden del 12% de la energía disponible al nivel de

generación, corresponde a pérdidas en las redes de distribución, tales pérdidas se

producen en los conductores de los circuitos primarios, secundarios, en los

devanados y núcleo de los transformadores de distribución. (Tabla 2)

EMPRESA

Cambios en Pérdidas técnicas 2000 a 2005

CODENSA 22.06% a 12.41% EPSA 21% a 12.7% EPM 15.1% a 12.2%

COSTA 32.7% a 26% CARIBE 34.4% a 27.5%

Tabla 2. Relación de pérdidas técnicas1

1 Datos de la CREG periodo comprendido entre 2000 al 2005



1.2.2 Cálculo de pérdidas eléctricas

Las redes de distribución son circuitos eléctricos que tienen características

eléctricas como conexión con líneas eléctricas entre nodos y cargas conectadas a

estos nodos con todo lo que ello implica.

Un circuito de distribución se compone de distintas mallas y redes las cuales

pueden ser trifásicas monofásicas o bifásicas. Existen cargas conectadas a

transformadores por medio de estas mallas. Para hacer un estudio se requiere una

descripción completa del circuito, tipo de malla y carga conectada, un método que

se aplique a sistemas trifásicos servirá para calcular las pérdidas de forma exacta.

Consideremos las redes de distribución como anillos o radios por cada línea que

compone estos anillos en su arranque como en su final podemos encontrar datos

importantes como:

I por fase

V en los barrajes

P y Q de la red

Energía activa y reactiva de la red

1.2.3 Factor de pérdidas

El factor de pérdidas se define como la relación entre el valor medio y el valor

máximo de la potencia disipada en pérdidas en un intervalo de tiempo

considerado.

Fperd = Ppmedio * t / Ppmax * t


Los cálculos del factor de pérdidas se trabajan con ecuaciones ya que estos

cálculos se vuelven dispendiosos. La siguiente es la ecuación para trabajar el

factor de pérdidas en función del factor de carga:

Fperd = k Fc + (1 – K) Fc2 formula de Buller

Donde:

Fc = factor de carga

K = coeficiente variable dependiendo de aproximaciones estadísticas.

La ecuación empleada para el cálculo del factor de pérdida en América es:

Fperd = 0.4 Fc + 0.6 Fc2

1.2.4 Pérdidas en conductores Pérdidas de una línea de distribución La caída de una línea de distribución de longitud (L) está dada por:

∆V = IZL La potencia total empleada por la línea vale:

Sp = ∆VI* = IZLI* = I2ZL Pero I = S/ Ve por lo que

2

2

VeZLSSp =



El porcentaje de pérdidas de potencia activa será:

rLVeSPp 2

2

= En Vatios.

El porcentaje de pérdidas se define como:

θϕVeCosLrSPerdidas **100% = Por fase.

Por líneas trifásicas

3LVeVe=

Al reemplazar tenemos:

θϕCosVerLIraredesperdidaspa

L

*100*33% =Φ

Está ecuación muestra la cantidad de potencia que puede ser transmitida para un

% de pérdidas dado, varia inversamente con la longitud de la línea y directamente

con las pérdidas.

LVeSI*3

=

Donde VeL= Voltaje de línea - línea S= Potencia aparente en kVA.

Reemplazando I en ecuaciones anteriores encontramos el % pérdidas totales en

redes trifásicas en función del momento eléctrico SL.

SLKpérdidas *3% 23φ=Φ

θθφ ϕCosV

rKL

223*100

=



Para líneas monofásicas trifilares Ve = VeL / 2; al reemplazar Ve se obtiene:

θϕCosVerLIpérdidas

L2

*2001% =Φ

Pero I = S / VeL y reemplazando tenemos:

θϕCosVeSLrpérdidas

L2

)(*2001% =Φ

Tenemos entonces que: % pérdidas 1Φ= K21Φ *Sl

θθφ ϕCosV

rKL

221*200

=

K2 es llamada CONSTANTE DE PÉRDIDAS DEL CONDUCTOR.

El cálculo de pérdidas en redes de distribución se ajusta, considerando cargas en

cualquier punto de la red.

∑=

=n

jj RUdInfPérdidas

1

2*

Donde: RU = Resistencia en ohmios /Kilómetro del conductor. d = distancia entre cargas en metros. nf = Número de fases. Ij = Corriente por el tramo j del circuito. h = Número de tramos.




1.2.5 Pérdidas en transformadores

En el diseño de transformadores es posible obtener soluciones técnicas en una

variedad de combinaciones de cantidad de materiales básicos. Lo que significa

diferentes alternativas de pesos y pérdidas, tanto para en el hierro, como en el

cobre.

Los pesos, calibres y demás materiales inciden directamente en el costo de

adquisición, pérdidas y en los gastos operativos del transformador

P0: pérdidas en vació (kW).

Son producidas en el circuito magnético, excitado a su tensión nominal.

No varían con la carga. Se las llama también pérdidas en el hierro.

PC: Pérdidas con Carga (kW).

Son producidas el los arrollamientos, cuando circula la corriente nominal. Varían

en proporción al cuadrado de la corriente de carga, Se las llama también pérdidas

en el Cobre.

Las pérdidas de potencia de un transformador están dadas por:

∆Ptrf = ∆Ph + ∆Pc

Donde: ∆Ptrf perdida de potencia en transformador

∆Ph perdida de potencia en el hierro

∆Pc perdida de potencia en el cobre

∆Ph= ∆Phn* (Vf / Vn)²



Donde: ∆Ph pérdidas en el hierro bajo voltaje nominal

Vf voltaje de operación

Vn voltaje nominal del transformador

∆Pc = ∆Pcn * (S / Sn)² Donde: ∆Pcn pérdidas de potencia en el cobre bajo carga nominal

S potencia aparente del transformador

Sn capacidad nominal del transformador

1.2.6 Pérdidas no Técnicas Las pérdidas no físicas son las que se han denominado pérdidas negras, que

corresponde a energía no facturada por fraude, mala calibración de medidores

eléctricos, errores en los procesos de facturación, etc.

Factor preocupante en Colombia debido a que no se puede tener control absoluto

sobre el consumo de energía de los usuarios. La gran expansión de las ciudades y

el factor social agravan este aspecto de la distribución de energía.

Conexiones directas y contrabando de energía. Las conexiones directas son todas aquellas donde el usuario se conecta a las

líneas de distribución sin tener un medidor de energía conectado.

En algunas ocasiones este servicio es autorizado temporalmente mientras la

empresa prestadora del servicio autoriza la instalación del mismo, en el sector

rural es más típico ver está clase de servicio dada la lejanía de los predios, el poco

acceso de los funcionarios para hacer revisiones.



El contrabando se presenta cuando no se le notifica a la empresa prestadora del

servicio la conexión eléctrica, está hecha de forma irregular sin especificaciones

técnicas presentando problemas de puntos o contactos calientes que generan

pérdidas en la red.

Estas conexiones de contrabando se encuentran en casetas en espacio público,

casas en el sector rural y en zonas de subdesarrollo sin planes de ordenamiento

territorial, tiene alto porcentaje en zonas de desplazamiento por diversos factores

como la violencia entre otras.

Medidores fraudulentos Estos casos aunque han disminuido debido a nuevas normas que indica que la

empresa prestadora del servicio es la única que puede hacer modificaciones en

los medidores como el uso de sellos para la seguridad del mismo, todavía se

presentan debido a que el usuario utiliza algún mecanismo para que la energía

consumida sea menor del consumo real y el medidor indique el consumo menor,

en algunas ocasiones después de verificaciones se encuentran fallas o medidores

mal calibrados.



2 REDES ACTUALES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA ZONA DE ESTUDIO

2.1 LEVANTAMIENTO DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN La base fundamental del proyecto es la zona donde se va a realizar el

levantamiento de las redes eléctricas, básicamente se realiza una búsqueda para

determinar un circuito típico en el área de influencia rural de CODENSA en zona

norte, sur, oriente, occidente, estas zonas están compuestas por municipios como

Ubaté, La Vega y Mesitas del Colegio.

Con base en estos municipios y de acuerdo con una recolección previa de datos la

zona donde se va a realizar el levantamiento es el municipio de Mesitas del

Colegio, esto debido a que municipio se presta para determinar el circuito típico,

ya que las redes encontradas en está zona cumplen con las expectativas de

montaje de redes eléctricas, tanto de media tensión como de baja tensión, número

de equipos o transformadores en la zona, número de clientes, el terreno de fácil

acceso, normatividad de las redes .

En primera medida el levantamiento comienza en la subestación que transforma el

nivel de tensión a media tensión, que se encuentra con una capacidad instalada

de 35 mW. Se comienza con un levantamiento punto a punto o nodo a nodo lo que

indica que por cada transformador encontrado es un circuito.

Estos circuitos se encuentran plenamente identificados gracias a que se encuentra

una placa en cada centro de transformación. (Ver ilustración 2), En terreno las

capacidades existentes de transformadores fueron 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA los

transformadores encontrados todos tenían su placa de verificación o CD (centro

de distribución).


Aparte de la información de la capacidad de los transformadores punto a punto se

verifica distancia entre postes, propiedades del poste o postes, clase de

estructura, calibre de conductores de media tensión, si hay o no hay protecciones

y una breve descripción de materiales que componen la estructura, cabe anotar

que lo anteriormente descrito es solamente para las redes de media tensión,

puesto que en el levantamiento de las redes de baja tensión se observan detalles

como los anteriormente descritos pero se incluyen también las acometidas por

punto o nodo, calibre de la acometida, distancia de las mismas como también su

clasificación trifásicas, bifásicas o monofásicas.

Ilustración 2 Rótulo de marcación de centros de distribución (CD)

Al hacer el levantamiento punto a punto paralelamente se realiza un plano

eléctrico como cartográfico de los componentes que componen cada circuito con

toda la información descrita anteriormente. (Ver ilustración 3)

Cada uno de estos planos o circuitos tendrán una única marcación que consiste

en el número de centro de distribución (CD), que ayudara a organizar toda la




información por circuito. Teniendo en cuenta toda la información recolectada en el

levantamiento se hace un filtro y clasificación de la misma.

Cabe aclarar que la información recolectada es de los equipos (transformadores)

que pertenecen a los activos de la empresa CODENSA, esto refiere a que en

algunos lugares del levantamiento se encontraron equipos que pertenecen de uso

exclusivo al usuario, lo que quiere decir que el usuario tiene circuito exclusivo para

el uso del mismo, lo que indica que estos circuitos no entran en el estudio del

proyecto.



Ilustración 3 Plano de levantamiento previo de la zona


2.2 NÚMERO DE TRANSFORMADORES Y CANTIDAD A ANALIZAR Los transformadores por circuito levantados y clasificados en terreno hacen parte

de los activos de la empresa distribuidora de energía CODENSA y hacen un total

de 51 transformadores de diferentes capacidades 30, 45, 75, 112.5, 150 kVA.

(Ver tabla 3)

CAPACIDAD TOTAL

30 kVA 12

45 kVA 19

75 kVA 13

112.5 kVA 5

150 kVA 2

TOTAL 51

Tabla 3 Número de transformadores

Ilustración 4 Porcentaje de transformadores



De los 51 transformadores encontrados en el levantamiento, se utiliza la mayoría

en redes de distribución, esta es la cantidad que se utiliza para sacar la muestra y

saber la cantidad de transformadores o CD a analizar. Todo lo anterior de acuerdo

con la ecuación (1) del anexo 1.

n = Z² * σ² (1) e²

Donde: n dimensión de la muestra Z nivel de confianza deseado e error muestra permitido σ desviación estándar

El nivel de confianza es de un 90% y de acuerdo con la tabla 1 del anexo 1

encontramos que Z = 1.63, el error equivale al 10% (e = 10%) y la desviación

estándar σ se puede encontrar aplicando el siguiente método y con la formula. (2)

X N X * N X^2*N 30 12 360 10800 45 19 855 38475 75 13 975 73125

112,5 5 562,5 63281,25 150 2 300 45000

TOTAL 51 3052,5 230681,25

Tabla 4 Transformadores y análisis para desviación estándar.

∑∑∑ −= 22

2

)/())(( NXNNXσ (2)2

De la ecuación de la desviación estándar


2 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía



Donde,

N cantidad de transformadores

X datos de muestra (capacidades nominales de los transformadores).

Aplicando la ecuación encontramos que la desviación estándar es:

σ= 30.67

Σ N² = 2601

Σ X*N = 3052.5

(Σ X*N)² = 9317756,25

(Σ X^2*N)*(Σ X) = 11764743,8 ((Σ X^2*N)*(Σ X) - (Σ X*N)²) / (Σ N²) = 940.78

σ= √940.78

σ= 30.67

Aplicando la ecuación (1) tenemos:

n = (1.63)² * (30.67)² = 24.99 10 ²

Se encuentra un valor de ≈ 25 transformadores en total para analizar, para la

selección entre las diferentes capacidades de los transformadores se tiene en

cuenta el porcentaje encontrado. (Ver ilustración 4).

Se selecciona una muestra aleatoria teniendo en cuenta el porcentaje existente de

equipos con respecto a los 51 transformadores en total.



2.3 RECOLECCIÓN Y ANÁLISIS DE INFORMACIÓN 2.3.1 Datos de levantamiento. Al inicio del levantamiento es de vital importancia la clasificación de toda la

información y trazar un plan de trabajo que sirva para no dejar pasar detalle en la

recolección de datos, ya que de estos depende la confiabilidad del proyecto. Los

pasos a seguir para trazar el plan de trabajo son los siguientes:

Recolección de datos: se toman en terreno en el sitio donde se encuentra el

transformador y se procede a llenar una tabla de datos (Ver tabla 5). En está tabla

se toman los datos de transformador como los del circuito de baja tensión.

Secuencia de almacenamiento de datos: se almacenan datos generales, dirección,

punto físico (PF), centro de distribución (CD), nodo de conexión del usuario,

número de usuario, tipo de acometida y el consumo promedio del usuario.

CD (centr. distr.)

PF (punto físico)

Nodo

Cliente

Tipo acom.

Long acom.

Direcc.

Cons.

prome. # de 5 dígitos

# de 7 dígitos

# de x dígitos

# de x dígitos

1, 2, 3

X (mts)

Crr, Av, Cll, Diag, vereda

kW. / mes

Placa

Ubicada

en cada

trafo

# pintados

verticalmente

en cada trafo

# referencia

ubicación

levantamiento

# de

referencia

del

usuario

Mono,

bi o

trifásica

Distancia

entre el

nodo y el

medidor

Dirección

del

predio

Consumo

del

usuario

Tabla 5 Tabla de recolección de datos en terreno. Paralelamente a la toma de datos en las tablas se trabaja en el plano, ubicando el

transformador con su respectivo CD o PF, verificando tipo de estructura,



composición de materiales, calibre de conductores, circuito de baja tensión. (Ver

ilustración 5)

2.3.2 Ejemplo del levantamiento de un circuito A continuación se mostrará un ejemplo de un levantamiento de un circuito para un

transformador de 30 kVA con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921.

Así como se realizó el levantamiento de este circuito para la zona de estudio, se

realiza el mismo procedimiento para cada uno de los circuitos o transformadores

encontrados en el levantamiento, igualmente se estandariza la base de los datos y

demás características antes descritas. Originalmente el plano se traza a mano

(ilustración 4), después al realizar la recopilación de datos, el plano se diseña en

Autocad con los datos encontrados (ilustración 6).

En este plano se encuentra la ubicación del transformador, capacidad, CD, PF,

calibre de las redes de BT, distancia entre nodos o postes, características del

poste donde cada poste tiene una numeración que significa el nodo, lo que sirve

para ubicar el punto de conexión de los usuarios y cuantos de ellos están

conectados a ese punto. Las convenciones utilizadas en la elaboración de estos

planos son las que se encuentran en la normativa de la empresa distribuidora de

energía CODENSA3.

3 Convenciones para planos de levantamiento y diseño de redes de distribución de media y baja tensión. Normas Codensa Tomo 1 LA Convenciones


Ilustración 5 Plano de levantamiento de transformador de 30 kVA con CD:17840 y PF:6200921




Para el circuito con centro de distribución 17840 y punto físico 6200921 los datos

generales del levantamiento se muestran el la TABLA 6.

CD PF NODO TIPO LONG. ACOM.

(m) DIRECCIÓN

CONSUMO PROMEDIO

(kW) 17840 6200921 12 1 12 CR 7 N 6 B-06 152,3 17840 6200921 151 1 8 CR 2 B N 6 B-15 47,1 17840 6200921 151 1 10 CR 2 B N 6 B-31 63,2 17840 6200921 16 1 20 CL 6 B N 2 A-61 116,9 17840 6200921 16 1 8 CL 6 B N 2 A-64 152,3 17840 6200921 18 1 10 CL 6 N 2 A-10 78,2 17840 6200921 234 1 20 CL 5 B N 2 A-34 136,4 17840 6200921 11 1 3 CR 3 5C-77 1,0 17840 6200921 121 1 22 CR 3 6B-01 17.9 17840 6200921 121 1 20 CL 6B N 3-09 12,3 17840 6200921 121 1 20 CR 3 CL 6 85,0 17840 6200921 121 1 16 CR 3 CL 6 30,4 17840 6200921 22 3 15 CR 3 152,3 17840 6200921 241 3 5 CL 5C N 2A-112 205,8 17840 6200921 241 1 15 CL 5 N 2B-00 169,0 17840 6200921 242 1 9 CR 3 5C-8INT 1 246,0 17840 6200921 26 1 23 CL 5C N 2A-63 152,3 17840 6200921 26 1 16 CL 5 N 2A-41 37,2 17840 6200921 26 1 25 CL 5 N 2A-35/37 386,0 17840 6200921 26 1 22 CL 5 N 2A-38 145,9 17840 6200921 27 1 29 CL 5C N 5C-01 152,3 17840 6200921 2 1 18 CL 5C N 2-61 151,1 17840 6200921 208 1 17 CL 5C N 2-53 101,3 17840 6200921 235 1 24 CL 5C N 24-29 130,8 17840 6200921 235 1 29 CL 5C N 2A-07 158,2 17840 6200921 246 3 15 CL 5 CR 3 py 152,3

Tabla 6 Datos de levantamiento Centro de Distribución 17840 y PF: 6200921.



Se observa en los levantamientos de estos circuitos que los transformadores están

ubicados en dos tipos de estructura, en poste y en H, cada una de estas

estructuras dependen de la capacidad y el peso del transformador.

Estos tipos de estructura están clasificados bajo unas normas de construcción de

redes que aplican para cada empresa distribuidora de energía, como se ha

mencionado este Municipio está cobijado por la empresa distribuidora de energía

CODENSA, lo que significa que lo encontrado en el terreno obedece a sus normas

de construcción de redes. Éstas estructuras están definidas por el diseñador de la

red.

Lo anteriormente descrito es para el caso de montajes de transformadores, ya que

dependiendo de la configuración de la red la aplicación de otras estructuras como

retenciones, arranques de circuito, templetes, montaje de protecciones y

seccionadores son las que generan el sistema de distribución global, los

materiales que componen estas estructuras están homologados, clasificados y

codificados para que se apliquen a la normativa de la empresa CODENSA.

2.4 PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL. 2.4.1 Análisis de pérdidas en transformadores.

Para el análisis de pérdidas de los transformadores y para la aplicación de las

ecuaciones del capítulo anterior es necesario conocer las características de los

transformadores. (Ver tabla 7).



POTENCIA (kVA)

Po (W)

PCu (W)

15 110 380

30 180 630

45 245 910

75 350 1330

112.5 490 1900

150 610 2390

Tabla 7 Características de los transformadores4 De manera de ejemplo se aplicara el análisis al transformador de 30 kVA con

centro de distribución 17840 y punto físico 6200921.

Transformador: 30 kVA

Carga demandada: 15 kVA

Pérdidas en el hierro: 180 W

Pérdidas en el cobre: 630 W

∆Ptraf = pérdidas de potencia en el transformador

∆Ptraf = ∆Ph + ∆Pc

Donde:

∆Ph = pérdidas en el hierro

∆Pc = pérdidas en el cobre

∆Ph = Po * (Vf / Vn)² 4 Normas técnicas Colombianas 818



Donde:

Po = pérdidas en el hierro nominales

Vf = Vn se asume como igual debido a que no se realizaron mediciones

∆Ph = Po = 0.18 kW

∆Pc = Pcu * (S/Sn)²

Donde:

Pcu = perdida en el cobre

S = potencia de la carga (kVA)

Sn = potencia nominal del transformador (kVA)

∆Pc = 0.630 * (15 / 30)² = 0.157 kW

∆Ptraf = 0.18 kW + 0.157 kW = 0.337 kW

Se realiza el mismo procedimiento para cada uno de los transformadores. (Ver

tabla 8)



CD PF Transformador (kVA)

Carga (kVA)

dPH (kW)

dPC (kW)

dPtr (kW)

17835 6579854 45 43,6 0,245 0,85 1,10

17836 6579899 30 28,7 0,18 0,58 0,76

17839 6659876 75 70,8 0,35 1,19 1,54

17840 6200921 30 15 0,18 0,16 0,34

17841 6659949 45 39,8 0,245 0,71 0,96

17845 6659984 45 46 0,245 0,95 1,20

17846 6660001 75 48 0,35 0,54 0,89

17848 6660046 45 30,2 0,245 0,41 0,65

17850 6660106 45 33,6 0,245 0,51 0,75

17853 6660154 75 73,3 0,35 1,27 1,62

17855 6660185 112,5 68,91 0,49 0,71 1,20

17873 6060353 75 65,68 0,35 1,02 1,37

17875 6660400 150 82,4 0,61 0,72 1,33

17888 6663667 75 26 0,35 0,16 0,51

17890 6663789 75 46,89 0,35 0,52 0,87

17894 6663883 30 30 0,18 0,63 0,81

17895 6581229 45 20 0,245 0,18 0,42

17897 6665922 45 35,9 0,245 0,58 0,82

17899 6897048 45 44,9 0,245 0,91 1,15

17905 6664017 75 50 0,35 0,59 0,94

17914 6664251 45 44,2 0,245 0,88 1,12

30865 9626461 30 5 0,18 0,02 0,20

30866 6926548 30 15 0,18 0,16 0,34

30867 6926565 30 12 0,18 0,10 0,28

30868 6926608 45 10 0,245 0,04 0,29

Tabla 8 Pérdidas de los transformadores sistema de distribución actual


2.4.2 Análisis de pérdidas en red de BT

Una vez realizado el análisis de las pérdidas de transformadores se procede a

evaluar las pérdidas en baja y media tensión para hacer un resumen general de

los resultados de pérdidas.

A su vez al finalizar el levantamiento de las redes tanto de baja tensión como de

media se procede por medio del programa Etap a realizar el diagrama como la

introducción de datos en el mismo para realizar un flujo de carga en el sistema de

distribución donde se encontraran las pérdidas en el sistema. (Ver ilustración 6).

Ilustración 6 Ejemplo del diagrama de Etap del centro de distribución CD 30866.



Después de haber realizado los diagramas de los 25 transformadores que se van

a analizar se procede a realizar el flujo de cargas para cada circuito. (Ver

ilustración 7)

Ilustración 7 Ejemplo del flujo de carga de Etap del centro de distribución CD30866

El anterior es un breve ejemplo de cómo se realiza el diagrama y el flujo de carga

de un circuito, el anterior procedimiento se realiza para cada uno de los 25

transformadores por analizar, así mismo el programa Etap realiza los cálculos de

pérdidas en la red de baja tensión como en las acometidas de los usuarios.




Con respecto a estos cálculos se realiza el resumen de estas pérdidas por circuito

de red de baja tensión, esto incluye pérdidas en la red de baja tensión como en las

acometidas. (Ver tabla 9).

(Los datos de análisis del CD 30866 se encuentran en el anexo 2 igual que una

breve descripción de los datos suministrados al programa).

CD PF Pr. BT(kW) Pr. Aco. (kW) Per total cto BT(kW)

17835 6579854 1,3 5,70 7,00 17836 6579899 0,7 4,20 4,90 17839 6659876 2,3 10,70 13,00 17840 6926548 0,5 2,00 2,50 17841 6659949 1,2 9,60 10,80 17845 6659984 0,7 5,30 6,00 17846 6660001 0,9 5,60 6,50 17848 6660046 0,4 4,40 4,80 17850 6660106 0,5 4,60 5,10 17853 6660154 5,2 13,50 18,70 17855 6660185 1,2 3,27 4,47 17873 6060353 1,3 3,80 5,10 17875 6660400 2,6 5,20 7,80 17888 6663667 0,43 2,90 3,33 17890 6663789 2,2 3,50 5,70 17894 6663883 0,6 4,70 5,30 17895 6581229 0,4 3,20 3,60 17897 6665922 0,5 4,70 5,20 17899 6897048 1,5 6,60 8,10 17905 6664017 0,59 3,20 3,79 17914 6664251 4,8 11,20 16,00 30865 9626461 0,2 0,50 0,70 30866 6926548 0,3 1,40 1,70 30867 6926565 0,2 0,80 1,00 30868 6926608 0,4 0,90 1,30

Tabla 9 Pérdidas del sistema de distribución de baja tensión actual.



2.4.3 Resumen general de pérdidas del sistema de distribución actual.

De acuerdo con los estudios realizados con anterioridad se encuentra que el factor

de pérdidas5 es 0.3 y el factor de demanda es aproximadamente 0.6.

CD

PF

Trafo (kVA)

Carga (kVA)

Carga (kW)

dPtr. (kW)

Pérdidas en BT(kW)

Pérdidas totales x CTO

17835 6579854 45 43,6 39,24 1,10 7 8,10 17836 6579899 30 28,7 25,83 0,76 4,9 5,66 17839 6659876 75 70,8 63,72 1,54 13 14,54 17840 6926548 30 15 13,5 0,34 2,5 2,84 17841 6659949 45 39,8 35,82 0,96 10,8 11,76 17845 6659984 45 46 41,4 1,20 6 7,20 17846 6660001 75 48 43,2 0,89 6,5 7,39 17848 6660046 45 30,2 27,18 0,65 4,8 5,45 17850 6660106 45 33,6 30,24 0,75 5,1 5,85 17853 6660154 75 73,3 65,97 1,62 18,7 20,32 17855 6660185 112,5 68,91 62,019 1,20 4,47 5,67 17873 6060353 75 65,68 59,112 1,37 5,1 6,47 17875 6660400 150 82,4 74,16 1,33 7,8 9,13 17888 6663667 75 26 23,4 0,51 3,33 3,84 17890 6663789 75 46,89 42,201 0,87 5,7 6,57 17894 6663883 30 30 27 0,81 5,3 6,11 17895 6581229 45 20 18 0,42 3,6 4,02 17897 6665922 45 35,9 32,31 0,82 5,2 6,02 17899 6897048 45 44,9 40,41 1,15 8,1 9,25 17905 6664017 75 50 45 0,94 3,79 4,73 17914 6664251 45 44,2 39,78 1,12 16 17,12 30865 9626461 30 5 4,5 0,20 0,7 0,90 30866 6926548 30 15 13,5 0,34 1,7 2,04 30867 6926565 30 12 10,8 0,28 1 1,28 30868 6926608 45 10 9 0,29 1,3 1,59

∑ Totales 1417,5 985,88 887,292 21,47 152,39 173,86

Tabla 10 Resumen general de pérdidas en el sistema de distribución actual 5 CREG (2002) metodología para definir el índice de pérdidas reconocidas en la actividad de distribución



Con relación al resumen general de pérdidas en el sistema de distribución (ver

tabla 10) se encuentra que:

Potencia activa = 887.29 kW

Pérdidas de potencia = 152.39 kW

Porcentaje de pérdidas ≈ 17%

Energía total = E = P (kW)*fdem*t

= 887.29 * 0.6 * 8760

= 4663.59 mWh-año

∆E = ∆P * f perd * t

∆E = 152.39 * 0.3 * 8760 = 400.48 mWh-año

∆E = 8.58 %

En el caso de los transformadores

Pérdidas de potencia de los transformadores = 21.47 kW

Pérdidas de energía en el hierro = ∆Eh

∆Eh = ∆Ph * t = 7,08 * 8760 = 62.02 mWh-año

Pérdidas de energía en el cobre = ∆Ec

∆Ec = ∆Pc * t = 14,39 * 0.3 * 8760 = 37.81 mWh-año

∆E = 62.02 mWh-año + 37.81 mWh-año = 99.83 mWh-año

∆E = (99.83 mWh-año * 100 / 4663.59 mWh-año)

∆E = 2.14 %

∆E = 8.58% + 2.14% = 10.72 %



3. DISEÑO DE KILÓMETRO TÍPICO DE LAS REDES ACTUALES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO

Para el diseño del kilómetro típico de las redes actuales de distribución se tienen

en cuenta factores estadísticos como la cantidad de usuarios de los circuitos,

distancias promedio entre nodos o postes, aproximación de usuarios por nodo o

poste, calibres de conductores de MT, BT y acometidas. Todos estos factores

resultan del levantamiento previo de las redes y del análisis de los datos por

circuito, de esto la importancia de tener bien definido y concreto los datos que se

van a recopilar en el levantamiento

De igual manera de acuerdo a estos levantamientos también se toman en cuenta

el tipo de estructura de la red para así más adelante poder tener el cálculo de

materiales de las redes actuales y también de las normas técnicas que aplica cada

empresa distribuidora de energía.

Es de vital importancia tener en cuenta que uno de los aspectos más principales

es el número de usuarios por nodo o poste y su carga, debido a que de estos

valores depende directamente la capacidad de los transformadores que se van a

diseñar para el nuevo diseño.

Después de realizar un análisis de las características de los circuitos y verificando

la existencia del número de transformadores, sus capacidades, número de

usuarios en total de los circuitos, calibres de conductores y también el tipo y

número de estructuras del sistema actual se procede a recopilar la información

para así poder tener el diseño de un kilómetro típico de las redes actuales.

(Ver ilustración 8).



Ilustración 8 Figura del kilómetro típico de las redes actuales.



Para el kilómetro típico de las redes actuales, el transformador a instalar es un

transformador de 45 kVA. Este dato se concluye de la toma de datos de las

capacidades de los transformadores encontrados en terreno descritas en la tabla

4. De está tabla se visualiza que el mayor porcentaje (37%) de transformadores

encontrados en terreno corresponden a está capacidad. Por otra parte la carga

aproximada de todos los circuitos es 39.8 kVA y por facilidad de manejo el

trasformador a ubicar por este tipo de carga es uno de 45 kVA.

Para calcular la cantidad de estructuras a utilizar se verifica de acuerdo al

levantamiento previo de las redes y de igual manera que con los transformadores,

se analizan para cada circuito la cantidad de estructuras o postes que lo

componen (tabla 11).

CD Cantidad de postes CD Cantidad de

postes 17835 36 17890 36

17836 26 17894 9

17839 35 17895 6

17840 30 17897 9

17841 15 17899 41

17845 10 17905 38

17846 13 17914 29

17848 16 30865 6

17850 15 30866 7

17853 30 30867 5

17855 22 30868 5

17873 21 promedio 19,64

17875 17 total postes (19.64)+(19.64*0.3)

17888 14 aprox. 26

Tabla 11 Cantidad de postes en el kilómetro típico actual



De acuerdo con lo anterior el kilómetro típico está compuesto de 25.5 postes. Para

valores de aproximación el kilómetro típico será compuesto y analizado para 26

postes, distribuidos en 9 de media tensión compartida con baja tensión y 17

exclusivos de red de baja tensión. El 0.3 que multiplica al promedio de los postes

equivale al crecimiento de la carga, que se asume de una vez para poder trabajar

los dos kilómetros típicos en paralelo con la misma cantidad de postes

Los calibres de conductores como también la distancia entre postes, se relaciona

de igual manera de acuerdo con lo encontrado en el levantamiento. Se realiza un

análisis del estado de cada circuito y sus configuraciones específicas.

Para finales de circuito las distancias promedio se encuentran entre 35 mts y 45

mts. Para estructuras de paso o derivaciones de red las distancias se encuentran

entre 30 mts y 45 mts. Cabe aclarar que estas distancias en la realidad son muy

relativas y todo depende de la posición de la red como también del terreno donde

está instalado el circuito, obligando a construir con distancias mayores o menores.

La descripción de las anteriores distancias cumple con los rangos estipulados por

la empresa encargada de la distribución y suministro de energía en este sector.

Cada poste que se encuentra en el kilómetro típico actual está compuesto por un

diseño de normas de construcción de redes eléctricas de acuerdo a parámetros

establecidos por la empresa distribuidora de energía. La construcción de las

estructuras de cada poste cumple con estas normas que definen la cantidad y el

material utilizado como también las características técnicas.

Las especificaciones de cada poste del kilómetro típico actual en cuanto a

estructura, materiales y mano de obra se visualizan en la tabla 12. Para una

descripción más profunda de la norma aplicada como también de la definición de

los materiales y mano de obra y la razón del número de estructuras a utilizar

remitirse al anexo 3.



DESCRIPCIÓN CANT. COSTO MATERIAL MANO DE OBRA TOTAL LA202 4 447.148 160.223 2.429.484 LA302 9 252.024 192.402 3.999.834 LA304 7 436.966 277.944 5.004.370 LA306 3 488.005 225.681 2.141.058

LA306 + LA302 2 523.105 424.169 1.894.548 CTU 501 + LA 302 1 5.752.274 2.137.525 7.889.799 CONDUCTORES 1 3.250.000 622.500 3.872.500

COSTO PROYECTO 27.231.593

Tabla 12 Descripción de estructuras por poste, costo y mano de obra

POSTE ESTRUCTURA USU TIPO POSTE ESTRUCTURA USU TIPO 1.2 LA202+CTU501 1 1 1.6 LA306 65 1 1.2 LA202+CTU501 2 1 1.6 LA306 66 3 1.2 LA202+CTU501 3 1 1.6 LA306 67 1 1.3 LA202+LA304 8 1 1.7 LA306 27 1 1.3 LA202+LA304 13 1 1.7 LA306 29 1

1.4.1.1 LA202+LA302 10 1 1.7.1 LA304 20 1 1.4.1.1 LA202+LA302 11 1 1.7.1 LA304 21 1 1.4.1.1 LA202+LA302 12 1 1.8 LA306+LA302 31 3 1.4.2.1 LA202+LA306 72 1 1.8 LA306+LA302 37 3 1.4.2.1 LA202+LA306 75 1 1.8.1 LA302 22 1 1.4.2.1 LA202+LA306 76 1 1.8.1 LA302 23 1 1.4.2.1 LA202+LA306 77 1 1.8.1 LA302 24 1 1.4.2.2 LA304 73 1 1.8.2 LA304 35 1 1.4.2.2 LA304 74 1 1.9 LA302 62 1

1.5 LA304 14 1 1.1.0 LA302 0 0 1.5 LA304 15 1 1.1.0.2 LA302 0 0 1.5 LA304 68 1 1.1.1 LA302 49 1 1.5 LA304 69 1 1.1.1 LA302 50 1 1.5 LA304 70 1 1.1.2 LA302 47 1 1.5 LA304 71 3 1.1.3 LA302 0 0 1.6 LA306 16 1 1.1.4 LA304 46 1 1.6 LA306 18 1 1.1.5 LA302 0 0 1.6 LA306 19 1 1.1.6 LA304 54 1

Tabla 13 Número de usuarios conectados por estructura o poste Km típico actual



NODO CLIENTE C_ACT_PROM (kWh-mes) C_ACT_PROM (kWh)

12 1 152,3 5,1 12 2 101,3 3,4 12 3 87,7 2,9 13 8 33,7 1,1

1411 10 223,7 7,5 1411 11 119,7 4,0 1411 12 152,3 5,1 13 13 232,8 7,8 15 14 133,1 4,4 15 15 312,6 10,4 16 16 70,1 2,3 16 18 152,3 5,1 16 19 10,8 0,4

171 20 193,4 6,4 171 21 79,7 2,7 181 22 102,2 3,4 181 23 140,6 4,7 181 24 140,4 4,7 17 27 73,2 2,4 18 31 95,6 3,2

182 35 172,0 5,7 18 37 67,9 2,3

114 38 152,3 5,1 112 47 93,1 3,1 111 49 24,1 0,8 111 50 113,1 3,8 116 54 93,6 3,1 19 62 124,6 4,2 17 29 67,4 2,2 16 65 224,1 7,5 16 66 72,3 2,4 16 67 92,9 3,1 15 68 152,3 5,1



15 69 128,4 4,3 15 70 74,3 2,5 15 71 169,0 5,6

1421 72 152,3 5,1 1422 73 152,3 5,1 1422 74 64,4 2,1 1421 75 21,2 0,7 1421 76 139,1 4,6 1421 77 172,3 5,7

TOT Σ 5.130,9 171 TOT Prom 122,2 4,1

Tabla 14 Usuarios clasificados km típico por consumo

En el estudio de los circuitos encontrados en terreno los usuarios están definidos y

ubicados por su punto de conexión a la red o nodo. El promedio de usuarios por

circuito es de 42 usuarios, la ubicación por nodo de estos usuarios es variable

debido a que los predios en el Municipio no están definidos y ubicados en forma

ordenada, los consumos de los usuarios son tomados de los datos del medidor de

energía instalado en el predio de cada usuario.

En la toma de datos en terreno, uno de los factores que demuestra el

comportamiento y la clasificación de los usuarios es el tipo de acometida que

utilizan, sea monofásica o trifásica, dando como conclusión que la gran mayoría

de los usuarios son de tipo monofásico con un 93%. El nivel de utilización es

básicamente residencial por está razón el tipo trifásico no es muy utilizado

dejándolo básicamente para usos comerciales con un 7%.

Al tener los parámetros principales del kilómetro típico actual ya definidos y

logrando así visualizar una idea general del comportamiento de los circuitos en el

municipio se procede a realizar el montaje de este kilómetro típico en el programa



Etap para así encontrar las características en cuanto a pérdidas en baja tensión y

en los transformadores.

Los datos se le suministran de acuerdo con el análisis del kilómetro típico actual

en cuanto a distancia entre postes, calibre de acometidas y de conductores,

distancia de las acometidas, capacidad del transformador, tipo de cuenta trifásica

o monofásica. (Ver ilustración 9)


Ilustración 9 Diseño en Etap del kilómetro típico actual



Al tener este diseño del sistema actual se procede a correr un flujo de carga para

poder realizar el estudio de pérdidas en este circuito típico. (Ver ilustración 10)

Ilustración 10 Flujo de carga del kilómetro típico de las redes actuales




De acuerdo al diseño previo de las redes del kilómetro típico, las pérdidas en las

redes de BT como en las acometidas se encuentra con el flujo de carga, dando

como resultado un análisis del comportamiento del circuito (Ver tabla 15)

CD PF Perd. BT(kW)

Perd. Acom. (kW)

Per total cto BT(kW)

Km. típico

Km. típico 8.4 11.3 19.7

Tabla 15 Análisis de pérdidas BT y acometidas kilómetro típico.

También se realiza el mismo proceso que se utilizo para hallar las pérdidas en los

transformadores anteriormente descritos. (Ver tabla 16)

CD PF Transformador (kVA)

dPH. (kW)

dPC. (kW)

dPtr. (kW)

Km. típico Km. típico 45 0,23 0,8 1,03

Tabla 16 Análisis de pérdidas en el transformador kilómetro típico.

El resumen general de pérdidas del circuito típico se puede observar en la

siguiente tabla:(Ver tabla17)

CD

PF

Transformador (kVA)

dPtr. (kW)

pérdidas BT (kW)

pérdidas totales (kW)

Km. típico

Km. típico 45 1,03 19.7 20.73

Tabla 17 Resumen general pérdidas del circuito kilómetro típico



La base de datos del flujo de carga del circuito del kilómetro típico de donde se

recopilaron todos los datos pasa así tener el análisis del resumen general se

encuentra en el Anexo 4,

Todo lo anteriormente descrito en este capítulo es la base del futuro diseño del

nuevo sistema de distribución. Ya que lo analizado da unos parámetros de

comparación en cuanto al comportamiento del sistema antiguo contra el diseño del

nuevo sistema.

El nuevo diseño se basa en el kilómetro típico de las redes actuales. En éste

diseño se eliminarán o retirarán todas las redes de BT que desde un principio

estaban conectadas a un único transformador que alimentaba todo el circuito. Se

repotenciarán las redes existentes de MT para cumplir con las nuevas

necesidades del sistema y se instalarán nuevas redes de MT, como también

transformadores de baja capacidad para cumplir la carga demandada por los

usuarios.

El consumo promedio de los usuarios será el mismo y las variaciones de este

nuevo diseño se basaran en calibres de conductores de MT, normalización de

calibres de acometidas, reubicación de cargas y reubicación o retiro de postes

como variación de las distancias de los mismos.

Con base a que no existen redes de BT, la alimentación de los predios de los

usuarios se hará directamente desde cada nuevo transformador y directamente

conectadas a una caja de derivación de acometidas, las estructuras anteriormente

mencionadas serán retiradas y se diseñaran nuevas estructuras para red de MT

de acuerdo con la normativa de la empresa distribuidora de energía.



4. DISEÑO DE REDES DEL NUEVO SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN URBANA DE LA ZONA DE ESTUDIO

4.1 GENERALIDADES Con el transcurso de los años la generación de modernas y mejores tecnologías

en la fabricación de materiales como también en la evolución de los

transformadores mejorando sus características internas a obligado a la constante

modificación de redes obsoletas para que estén en óptimas condiciones eléctricas,

acorde con las normativas de seguridad y con buen rendimiento.

El diseño y construcción de estas redes de distribución nuevas están construidas

de acuerdo con la necesidad de carga de los usuarios residenciales y también

comerciales ya que según los datos del levantamiento no se tiene registro de gran

actividad industrial en la zona, esto favorece el diseño en simplicidad y costos

debido a que los niveles de tensión manejados en gran mayoría son residenciales

monofásicos. Algunos puntos comerciales tienen circuitos trifásicos, por lo que

hay que tener en cuenta en que puntos están ubicados para así poder

suministrarle la carga necesaria, ya que los electrodomésticos tradicionales

funcionan a 120V y también se necesitan 220V para algunos equipos o

electrodomésticos especiales que poseen algunos usuarios.

Con este diseño se determinarán los costos que genera la construcción de un

nuevo sistema de distribución en cuanto a estructuras, equipos o transformadores

(1Φ, 3Φ), materiales y en la reducción de pérdidas de energía y potencia, todo

esto resumido en el análisis financiero del proyecto, ya que para la construcción

de las redes del diseño propuesto se parte de la base donde prácticamente nada

de las redes existentes va a poder ser utilizado en el montaje del nuevo diseño.



Esto debido a que las redes de baja tensión que están actualmente en uso utilizan

postería de 10m y para el montaje de redes de media tensión por normativas,

diseño y seguridad de los usuarios, las empresas distribuidoras utilizan postes de

12m, además de esto en las estructuras de media tensión se tienen que tener muy

en cuenta los vanos, los conductores, como las distancias de seguridad porque el

nivel de tensión manejado es 13.2 kV.

4.2 DISEÑO DEL SISTEMA PROPUESTO.

Para realizar una idea global de cómo diseñar este nuevo sistema, se fue

analizando desde el comienzo de los levantamientos en terreno y cabe anotar que

de este diseño propuesto se aplicara al resto de los circuitos del municipio o zona

de estudio, ya que en está zona todas las redes de distribución se encuentran de

forma aérea, logrando así la unificación de todos los circuitos.

De acuerdo con un kilómetro típico de redes actuales ya analizado, con su debido

análisis de transformador, distancias entre postes y otros puntos de importancia,

se realiza la tarea de ubicar los transformadores a una distancia promedio de 55m

esto debido a configuración de red, cálculos previos de otros estudios con

respecto al esfuerzo de los postes (capacidad máxima de fractura), distancia del

vano eléctrico calibre y peso del conductor a instalar, esto para mantener un buen

nivel de regulación y para poder lograr un buen nivel de iluminación en las vías

públicas.

Por normas de la empresa distribuidora de energía las acometidas de los usuarios

no pueden estar a más de 20m, esto debido a la regulación que tienen que

cumplirse para la carga de los usuarios.

Con la ubicación de todos los transformadores ya definidos y el número de

usuarios que se encuentran ubicados en el nodo más próximo, se procede a



realizar el cálculo de capacidad del transformador para un número de usuarios

(Promedio de usuarios por transformador 5). Como el proyecto está basado en la

zona o sector urbano el cálculo de las capacidades de los transformadores a

instalar en el diseño tienen como base el número de usuarios a los que se les va a

suministrar energía de dicho transformador.

Se multiplica este dato por la carga máxima del sector residencial, este dato de

carga máxima está clasificado por estrato residencial y número de usuarios. (Tabla

18)

ESTRATO

# USUARIOS

1 y 2

3

4

1 1,88 3,16 3,9

2 1,83 2,92 3,54

3 1,78 2,72 3,26

4 1,74 2,56 3,04

5 1,7 2,43 2,86

6 1,66 2,33 2,71

7 1,63 2,23 2,59

8 1,6 2,16 2,49

9 1,57 2,09 2,4

10 1,55 2,03 2,32

15 1,45 1,81 2,04

20 1,38 1,68 1,87

25 1,33 1,59 1,76

30 1,29 1,52 1,68

Tabla 18 Carga máxima diversificada residencial E.E.B6

6 Comité de distribución E.E.B. diseño de redes de distribución



La relación de potencia entre la demandada y la nominal debe estar entre 0.85 y

1.5 para niveles óptimos.

Si se encuentra fuera del rango tiene que ser revisado el número de usuarios, ya

que por fuera de este rango significa que la capacidad de los transformadores no

es la óptima para el suplir el servicio de los usuarios conectados a este CD.

La relación de los todos los transformadores ubicados para cada circuito se

encuentran entre está relación, ya que hay que tener en cuenta la futura demanda

de los posibles usuarios del sector.

A continuación se desarrollara un breve ejemplo de cómo calcular la capacidad de

un transformador en el estrato 2, con 9 usuarios conectados al nodo:

Carga = # usuarios* carga máx diversificada (kVA)

Carga = 9 * 1.57 kVA = 14.1 kVA

Relación de potencia = carga / capacidad

Relación de potencia = 14.1 kVA / 15 kVA = 0.94

La relación de potencia es 0.94 la cual conviene para instalar un transformador de

15 kVA que alimentara a los usuarios que solicitan el servicio de energía.

4.2.1 Características de los transformadores a ser ubicados en el diseño En el diseño propuesto de las redes de distribución se utilizaran transformadores

de las siguientes capacidades: 15 kVA (3Φ), 10 kVA (1Φ), 5 kVA (1Φ). El montaje



de estos transformadores se realiza de forma convencional y de acuerdo con las

normas de la empresa CODENSA.

Las únicas variaciones posibles dependen del mismo diseño es decir, que si la red

de MT se construye en bandera, centro o final de circuito para ambos casos

depende de la ubicación de la misma red, igualmente con el uso de las

protecciones del transformador en el caso de ser 3Φ o 1Φ.

Los niveles de tensión que se manejan en el diseño son:

Transformador 3Φ 15 kVA 13.2 kV - 208/120 V



Estos transformadores estarán ubicados de acuerdo a un análisis de usuarios

conectados por nodo y de acuerdo a la carga máxima diversificada. (Ver tabla 19)

CD Transformador (kVA) Conexión Usuarios Carga

Diversificada Relación

Trafo 1 10 1Φ 5 8,5 0,85 Trafo 2 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 3 15 3Φ 9 14,13 0,94 Trafo 4 15 3Φ 8 12,8 0,85 Trafo 5 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 6 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 7 5 1Φ 4 6,96 1,39 Trafo 8 5 1Φ 4 6,96 1,39

Tabla 19 capacidad de transformadores a instalar



4.2.2 Características de los conductores

Todo el diseño de la red de MT se hará en cable ASCR con calibres 2/0, para el

sistema principal para ramales o finales de circuito. (Tabla 20)

CONDUCTOR CALIBRE R Φ Ω/Km X Φ Ω/Km K

ACSR 4/0 0,354 0,316 1,571^ -6

ACSR 2/0 0,53 0,333 2,142^ -6

Tabla 20 Características de los conductores del nuevo diseño.

Para los conductores de MT se instalarán 3 conductores o líneas para el sistema

trifásico principal con distancia entres postes de 50m, para los ramales que sean

monofásicos se instalarán solo dos conductores cumpliendo así con la necesidad

del transformador a alimentar.

En el caso de la conexión de la red de MT con la conexión de las protecciones del

transformador y así mismo de las protecciones a los bujes de MT del

transformador el conductor a utilizar es cable 4 AWG cu desnudo duro en el caso

de que no exista ninguna posibilidad que este conductor haga contacto con algún

elemento que pueda generar un corto o una falla, si el caso es contrario a este

utilizamos cable 4 AWG cu THW 600V el cual nos proporciona una protección

debido a la chaqueta de aislamiento que tiene este conductor.

De la salida de los bujes del transformador en baja tensión a la caja de derivación

de acometidas se instalará cable 3x2AWG+-1x4AWG Cu antifraude 600V, las

tierras del sistema van en alambre 4 AWG Cu desnudo y la puesta a tierra de la

caja de derivación va independiente de la que se instala en el transformador.



Para las acometidas de los usuarios la distancia máxima entre el punto de

conexión y el predio será de 20 a 30m. Esto por normas de la empresa prestadora

del servicio y por la regulación y buen servicio a los usuarios.

El cable a instalar en el caso 3Φ es cable 3x8AWG+1x10AWG Cu antifraude para

1Φ es cable 2x8AWG+1x10AWG Cu antifraude. Estos dos diseños de cable sirven

para evitar conexiones fraudulentas o modificaciones en las acometidas. En el

caso que sea necesaria la instalación de acometida en red abierta se instalará

cable 8 AWG Cu THW 600V. El número de líneas dependerá de la necesidad de

carga del usuario ya sea 3Φ o 1Φ. Cabe anotar que el calibre utilizado es # 8 el

cual da las prestaciones necesarias para el diseño. En el caso de aumentos de

carga se podrá utilizar calibres superiores ejemplo cables calibre # 6.

4.3 ANÁLISIS DE PÉRDIDAS DEL SISTEMA PROPUESTO

De acuerdo al análisis previo sobre los conductores a utilizar para las redes de

media tensión el procedimiento para elegir el conductor que más conviene para el

montaje de las nuevas redes se describe a continuación:

Transformador Carga (kVA)

Distancia (m)

Total (kVA * m)

Trafo 1 6,9 55 379,5 Trafo 2 4,7 105 493,5 Trafo 3 11,5 160 1840 Trafo 4 13 215 2795 Trafo 5 4,9 270 1323 Trafo 6 5,4 325 1755 Trafo 7 4,5 375 1687,5 Trafo 8 4,7 425 1997,5

Σ total 12271



K * ΣMP = ں regulación = ں K= constante del conductor

MP = momento de potencia

MP = kVA * L kVA = carga en el nodo L = distancia entre alimentación y carga

Vi – Vf * 100% = ں

Vi

% 100 * ((%0.03*11.4)-11.4) – 11.4 = ں

11.4

10² * 2.63 = ں

K = ں / ΣMP = 2.63 * 10²/12271

K= 2.14 *10 6

Verificando en la tabla, el conductor a instalar es 2/0 ACSR. Para un nivel de

tensión de 11.4 kV De acuerdo con el análisis del circuito kilómetro típico actual se

rediseña para así lograr el sistema propuesto. (Ver ilustración 11)


Ilustración 11. Rediseño del kilómetro típico actual para nuevo diseño de redes propuestas




En el rediseño del kilómetro típico actual para el montaje de las nuevas redes se

tiene en cuenta principalmente la ubicación de usuarios que tienen cuentas

trifásicas esto debido a que para estos usuarios se hace necesario el montaje de

un transformador trifásico, las estructuras de las redes cambian puesto que ya no

utilizan las de baja tensión descritas con anterioridad sino que se utilizan

estructuras para media tensión y las de baja tensión utilizadas son actualizadas a

las nuevas normativas de la empresa prestadora del servicio. (Ver tabla 21)

POSTE ESTRUC. USUAR. TIPO POSTE ESTRUC. USUAR. TIPO 1.2 LA202 1 1 1.7 LA202 27 1 1.2 LA202 2 1 1.7 LA202 29 1 1.2 LA202 3 1 1.7.1 LA321 20 1 1.3 LA202 8 1 1.7.1 LA321 21 1 1.3 LA202 13 1 1.8 LA209 31 3

1.4.1.1 LA211 10 1 1.8 LA209 37 3 1.4.1.1 LA211 11 1 1.8.1 LA211 22 1 1.4.1.1 LA211 12 1 1.8.1 LA211 23 1 1.4.2.1 LA209 72 1 1.8.1 LA211 24 1 1.4.2.1 LA209 75 1 1.8.2 LA321 35 1 1.4.2.1 LA209 76 1 1.9 LA202 62 1 1.4.2.1 LA209 77 1 1.1.0 LA320 0 0 1.4.2.2 LA321 73 1 1.1.0.2 LA321 54 1 1.4.2.2 LA321 74 1 1.1.1 LA211 49 1

1.5 LA321 14 1 1.1.1 LA211 50 1 1.5 LA321 15 1 1.1.2 LA206 47 1 1.5 LA321 68 1 1.1.3 LA320 0 0 1.5 LA321 69 1 1.1.4 LA321 46 1 1.5 LA321 70 1 1.1.5 LA320 0 0 1.5 LA321 71 3 1.1.6 LA321 0 0 1.6 LA213 16 1 1.6 LA213 65 1 1.6 LA213 18 1 1.6 LA213 66 3 1.6 LA213 19 1 1.6 LA213 67 1

Tabla 21 No. de usuarios conectados por estructura o poste Km típico propuesto



El costo general de la inversión para está sustitución de redes eléctricas está

basado en el costo de materiales y mano de obra por estructura, los montajes de

transformador están descritos por separado a las estructuras, en los conductores

se describe cuanto material es necesario y la mano de obra de la instalación del

mismo, para cada punto o nodo de conexión de usuarios se instalará una caja de

derivación de acometidas que igualmente está descrita por materiales y mano de

obra de instalación.( Ver tabla 22)

Para consultar más detalladamente los materiales y la mano de obra para estas

estructuras remitirse al anexo 3.

DESCRIPCIÓN CANTIDAD COSTO MATERIALES ($)

COSTO MANO DE OBRA ($) TOTAL($)

LA202 3 447.148 160.223 1.822.113 LA209 2 973.917 243.388 2.434.610 LA211 2 798.980 277.944 2.153.848 LA213 1 890.328 189.236 1.079.564 LA320 2 228.776 152.428 762.408 LA321 4 454.283 152.428 2.426.844

CAJA DERV ACOMET 17 220.500 84.186 5.179.662 TRAFO 3Φ de 15 kVA 2 2.899.296 938487 7.675.566 TRAFO 1Φ de 5 kVA 5 1.635.579 938487 12.870.329 TRAFO 1Φ de 10 kVA 1 1.829.007 938487 2.767.494

CONDUCTORES 3.971.000 993.600 4.964.600 COSTO

TOTAL PROYECTO 44.137.038

Tabla 22 Inversión total del nuevo diseño de kilómetro típico propuesto

De acuerdo con lo anterior y ya definido el nuevo sistema a implementar se

procede a realizar el montaje en Etap con las características definidas con

anterioridad. (Ver ilustración 12)


Ilustración 12 Diseño del circuito kilómetro típico con redes propuestas




Con respecto al nuevo diseño de redes eléctricas, se cambiará el transformador

de 45 kVA del kilómetro típico actual por 8 transformadores de las siguientes

características:

TRAFO CAPA CANT COSTO($) TENSIÓN TOTAL($) 3Φ 15 2 2.899.296 13.2 kV - 208/120 V 5.798.592 1Φ 10 1 1.635.579 13.2 kV - 120/240 V 1.829.007 1Φ 5 5 1.829.007 13.2 kV - 120/240 V 8.177.895

TOTAL COSTO TRANSFORMADORES 15.805.494

Tabla 23 Transformadores a instalar en el diseño de redes propuestas

Aparte de los cambios en transformadores también se reubicarán e instalarán

nuevos postes, ya que por las alturas de lo postes de baja tensión (10m)

existentes deben ser reemplazados por postes de 12m que cumplan con las

normas aplicadas a estructuras de media tensión, además de los postes se

repotenciarán e instalarán líneas de media tensión donde el circuito lo requiera.

Todos estos trabajos en mano de obra operativa y materiales de las nuevas redes

de distribución se tratarán en puntos más adelante.

Al tener claridad con lo anteriormente descrito se procede a realizar el flujo de

carga del nuevo diseño de redes de distribución para así realizar el análisis

respectivo de pérdidas tanto en baja tensión como en los transformadores a

instalar para así tener un análisis general del comportamiento del circuito. (Ver

ilustración 13)


Ilustración 13 Figura del kilómetro típico de las redes propuestas flujo de carga




4.3.1 Análisis de pérdidas en los transformadores. Para el análisis de las pérdidas de los transformadores el procedimiento a seguir

es el mismo utilizado en el punto 2.4.1 la única diferencia es que los parámetros

de pérdidas de transformadores son diferentes para los 3Φ, 1Φ y el único

parámetro 3Φ que se utiliza en el nuevo diseño es el de los transformadores de 15

kVA esto debido a que existen usuarios con el servicio trifásico conectados. El

resto de los usuarios tienen carga monofásica. (Ver tabla 24)

Capacidad transformador

Po (kW)

Pcu (kW)

15 /3Φ 0,11 0,38

10 /1Φ 0,06 0,15

5 /1Φ 0,03 0,09

Tabla 24 Pérdidas en hierro y cobre de transformadores propuestos7

Primero relacionamos la carga a la que está sometido cada transformador, se

encuentran las pérdidas en hierro, cobre y por ende hallamos las pérdidas de cada

transformador (Ver tabla 25).

7 Pérdidas en transformadores monofásicos NTC 818



CD Trafo

(kVA)

Conexión Carga (kVA)

dPH. (kW)

dPC. (kW)

dPtr. (kW)

Trafo 1 10 1Φ 6,9 0,06 0,07 0,13 Trafo 2 5 1Φ 4,7 0,03 0,08 0,11 Trafo 3 15 3Φ 11,5 0,11 0,22 0,33 Trafo 4 15 3Φ 13 0,11 0,29 0,40 Trafo 5 5 1Φ 4,9 0,03 0,09 0,12 Trafo 6 5 1Φ 5,4 0,03 0,10 0,13 Trafo 7 5 1Φ 4,5 0,03 0,18 0,21 Trafo 8 5 1Φ 4,7 0,03 0,08 0,11

Σ pérdidas transformador 0,43 1,003 1,54

Tabla 25 Análisis de pérdidas en transformadores redes propuestas

De manera de ejemplo tomaremos el transformador de 5 kVA/1Φ ubicado en el

CD Trafo 2.

Transformador: 5 kVA

Carga demandada: 4.7 kVA

Pérdidas en el hierro: 30W

Pérdidas en el cobre: 90W

∆Ptraf = pérdidas de potencia en el transformador

∆Ptraf = ∆Ph + ∆Pc

Donde: ∆Ph = pérdidas en el hierro

∆Pc = pérdidas en el cobre

∆Ph = Po * (Vf / Vn)²



Donde: Po = pérdidas en el hierro nominales

Vf = Vn se asume como igual debido a que no se realizaron mediciones

∆Ph = Po = 0.06 kW

∆Pc = Pcu * (S/Sn)²

Donde: Pcu = perdida en el cobre

S = potencia de la carga (kVA)

Sn = potencia nominal del transformador (kVA)

∆Pc = 0.09 * (4.7 / 5)² = 0.079 kW

∆Ptraf = 0.03 kW + 0.079 kW = 0.109 kW

Se procede de igual manera para todos los transformadores del nuevo diseño.

4.3.2 Análisis de pérdidas en red BT. Para el análisis de las pérdidas en baja tensión se realizó una base de datos con

los resultados entregados por el programa de acuerdo con el diseño de las redes y

el cambio del transformador de 45 kVA 3Φ por los múltiples transformadores. (Ver

Tabla 26)

Las pérdidas encontradas en las redes de baja tensión son de las bajantes de los

bujes del transformador a las cajas de derivación de acometidas y en algunos

puntos fue necesaria la conexión de máximo dos vanos de acometida, esto debido

a que por ubicación de los usuarios y su número la instalación de un

transformador para un solo usuario es un costo elevado y generaría un gran

aumento en el costo del proyecto y también sería poco eficiente.



En las acometidas de los usuarios se normalizó a cable calibre # 8 esto debido a

que en terreno se encontraron acometidas con calibres menores o conductores

deficientes.

CD Pérdidas Baja Tensión(kW)

Pérdidas Acometidas (kW)

Pérdidas totales CTO BT(kW)

Trafo 1 0,05 0,5 0.55 Trafo 2 0 0,4 0,4 Trafo 3 0,17 1,1 1,27 Trafo 4 0,15 1,6 1.75 Trafo 5 0,05 1,2 1.25 Trafo 6 0 1,5 1.5 Trafo 7 0,1 1,3 1.4 Trafo 8 0,1 0,2 0,3

Σ Total pérdidas 0.62 7,8 8.4

Tabla 26 Análisis de pérdidas en baja tensión propuestas 4.3.3 Resumen general de pérdidas del sistema propuesto. Al haber realizado el análisis de las pérdidas en los transformadores, igualmente el

de baja tensión procedemos a recopilar estos datos en un resumen general de

pérdidas, donde encontraremos tanto el resumen general de las pérdidas en las

redes propuestas como también un breve comparativo entre los dos sistemas, el

actual y el propuesto para así poder dar una idea global de los resultados en

cuanto al factor de las pérdidas del proyecto y sus beneficios.

Para las pérdidas de transformadores aplicamos básicamente los procedimientos

de puntos anteriores en el manejo del tema (Ver tabla 27), de igual manera el

manejo de las redes de baja tensión es el mismo que el realizado en el análisis del

kilómetro típico actual. (Ver tabla 28)



CALC. CD Trafo (kVA) Conexión

Carga

(kVA)

dPH.

(kW)

dPC.

(kW)

dPtr.

(kW)

Σ global todos trafos

Todos los

Trafos

los ubicados para cada

CD

Varias depende de CTO

55,6

0,46

1,1

1,56

Tabla 27 Resumen general de pérdidas en transformadores en el sistema Propuesto

Pérdidas Acometidas(kW

) cálculo CD Pérdidas

BT(kW) Pérdidas

totales CTO BT(kW.)

Σ Total pérdidas

Tolos los Trafos 0.6 7.8

8.4

Tabla 28 Resumen general de pérdidas en redes de BT en el sistema propuesto

Todos los datos relacionados en estas tablas son recopilados del flujo de carga

realizado para el nuevo diseño, estos datos se encontraran ubicados en el anexo

5.

De acuerdo con la relación de pérdidas en los dos sistemas, el actual y el

propuesto, se logra observar la reducción en las pérdidas de las redes de baja

tensión en un gran porcentaje, esto debido al retiro de las redes de baja tensión y

la optimización de las acometidas de los usuarios.

En el sistema propuesto se observa un nivel de pérdidas en baja tensión

específicamente en las redes, esto debido a que en algunos nodos fue necesaria

la utilización de máximo dos vanos de acometida y también las pérdidas



generadas entre la conexión de los bujes del transformador y las cajas de

derivación de acometidas

También es de notar que las pérdidas en el transformador del sistema propuesto

aumentan, esto es debido a que el resultado mostrado en la tabla es el total de los

10 transformadores ubicados en el nuevo diseño y se tiene una relación de 1 a 10

y si observamos más detenidamente este aspecto, las pérdidas son ínfimas.

Se observa de acuerdo a este análisis que con el nuevo sistema eliminando las

redes de baja tensión e instalando trasformadores de baja capacidad se reducen

un 26 % las pérdidas generales del sistema.

A continuación se relaciona una comparación general de los dos sistemas el

kilómetro típico actual y el kilómetro típico propuesto con todos los datos

encontrados en el análisis del proyecto en cuanto a pérdidas de energía, pérdidas

en BT y pérdidas en transformadores,

INVERSIÓN TOTAL DE LA SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS DE BAJA

TENSIÓN POR MEDIA TENSIÓN

VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO ACTUAL $27.231.593

VALOR INVERSIÓN TOTAL DE MATERIALES Y MANO DE OBRA KM TÍPICO PROPUESTO $44.137.038



ANÁLISIS DE PÉRDIDAS ENTRE LOS DOS SISTEMAS: ACTUAL Y PROPUESTO

PÉRDIDAS EN BT PÉRDIDAS TRAFOS P. MT TOTAL

CD ΣPer BT

(Kw.)

ΣPer Acom (Kw.)

ΣPer total cto

BT(kW)

ΣdPH

(Kw.) Fe

ΣdPC.

(Kw.) Cu

ΣdPtr (Kw.)

ΣPer MT

(Kw.)

ΣPerTot (Kw.)

Km. Típico actual

8.4 11.3 19.7 0,23 0,8 1,03 0.11 20.84

Km. Típico propu

0.6 7.8 8.4 0,46 1,1 1.56 0.2 10.16

PÉRDIDAS DE ENERGÍA Σ Per Totales [kW.]

PÉRDIDAS Energía (kWh-mes)

PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA ACTUAL 20,84 625,2

PÉRDIDAS DE ENERGÍA SISTEMA PROPUESTO 10,16 304,8



5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA VIABILIDAD DEL PROYECTO 5.1 VALOR PRESENTE NETO Este método es muy utilizado para la evaluación de proyectos por dos razones, la

primera porque es de muy fácil aplicación y la segunda porque todos los ingresos

y egresos futuros se transforman a dinero de hoy y así puede visualizar, si los

ingresos son mayores que los egresos.

Entonces, el criterio de decisión es el siguiente:

Si VPN > 0 el proyecto se acepta

Si VPN < 0 el proyecto se rechaza

Cuando el VPN es menor que cero implica que hay una pérdida a una cierta tasa

de interés o por el contrario si el VPN es mayor que cero se presenta una

ganancia. Cuando el VPN es igual a cero se dice que el proyecto es indiferente.

Este método tiene ventajas que son: considera el valor del dinero en el tiempo,

considera todos los flujos de efectivo y considera la contribución esperada en

términos absolutos, las desventajas encontradas son dificultad de cálculo y

requiere de una tasa de interés para realizar el cálculo.

Una condición vital para poder comparar las alternativas es que siempre se tome

igual número de años en la comparación, pero si el tiempo de cada uno es

diferente, se debe tomar como base el mínimo común múltiplo de los años de

cada alternativa

Por lo general el VPN disminuye a medida que aumenta la tasa de interés. (Ver

ilustración 14)


Ilustración 14 Esquema del valor presente neto

Al evaluar proyectos con la metodología del VPN se recomienda que se calcule

con una tasa de interés superior a la Tasa de Interés de Oportunidad, lo anterior

para poder tener un rango de confianza para soportar inconvenientes como

liquidez, efectos inflacionarios o desviaciones que no se tengan previstas.

5.2 RELACIÓN BENEFICIO COSTO La relación Beneficio/costo está representada por la relación

B/C =VPN Ingresos

VPN Egresos

En donde los Ingresos y los Egresos deben ser calculados utilizando el VPN de

acuerdo al flujo de caja; pero, en su defecto, una tasa un poco más baja, que se

denomina tasa social, está tasa es la que utilizan los gobiernos para evaluar

proyectos.




El análisis de la relación B/C, toma valores mayores, menores o iguales a 1, lo que

implica que: B/C > 1 implica que los ingresos son mayores que los egresos,

entonces el proyecto es aconsejable y si B/C = 1 implica que los ingresos son

iguales que los egresos, entonces el proyecto es indiferente.

B/C < 1 implica que los ingresos son menores que los egresos, entonces el

proyecto no es aconsejable.

Al aplicar la relación Beneficio/Costo, es importante determinar las cantidades que

constituyen los ingresos llamados beneficios y qué cantidades constituyen los

egresos llamados Costos.

5.3 RESUMEN FINANCIERO DEL PROYECTO

Para el resumen financiero del proyecto y encontrar si viabilidad, se recopilan los

resultados de los levantamientos en terreno, se tendrán en cuenta las pérdidas de

potencia y energía de los dos kilómetros típicos el actual y el propuesto, además

de esto se tendrán los costos de materiales y mano de obra para el montaje de las

redes de distribución, el valor de potencia ($/kW.-mes) y energía ($/kW.-mes) son

dados por la CREG para el año 2006 y se realiza para un periodo de 10 años.


ANÁLISIS VALOR PRESENTE NETO Y RELACIÓN BENEFICIO COSTO PARA

EL PROYECTO DE SUSTITUCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS

Valor presente neto:

En donde:

VPN Valor presente neto.

Fj Flujo de caja en el período j

n Número de períodos

i Tasa de rentabilidad

En donde el flujo de caja se define como:

Sj Ahorros en el costo de la energía en el año j

Rj Ingresos por venta de excedentes de energía en el año j

Ij Costo de la inversión en el año j

Mj Costos de operación y mantenimiento en el año j

J Año inicial

Relación beneficio costo:



En donde:

VPNB Valor presente neto de los beneficios.

VPNC Valor presente neto de los costos.

El valor presente neto de los beneficios se calcula con la siguiente ecuación:

Donde

VPNB Valor presente neto de los beneficios

El valor presente neto de los costos se evalúa como sigue

En donde:

VPNC Valor presente neto de los costos.

**(Ver anexo 6: tablas de Excel con la situación sin parámetros, la situación con

parámetros y la evaluación del proyecto)




Datos generales:

DESCRIPCIÓN CTD UND

tiempo de evaluación del proyecto 25 años

año de referencia 2007

tasa de descuento8 15 %

crecimiento de la carga 3 %

factor de pérdidas 0,3

costo de operación y mantenimiento en % de la

inversión

5,0 %

precios de energía ($/kWh.) nivel de baja tensión 233.80 ($/kWh.)

PORCENTAJE DE PÉRDIDAS %

SISTEMA ACTUAL 10,86 SISTEMA PROPUESTO 5,61

Precios de energía ($/kWh.) nivel de Baja Tensión 233,80 ($/kWh.)

COSTO UNITARIO DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO - CU- ($/kWh), Resolución CREG - 031 de 1997 Gen

Tran

Per

G+T / (1- Pr) Dist Otros

Costos Com CU Nivel 1 y Nivel 2 aéreo 76,

8 17,3

0,15 110,52 92,

3 4,51 26,50

233,8

8 13 de noviembre de 2003 CREG Resolución 104



RESULTADO ANÁLISIS FINANCIERO El estudio de este proyecto tiene un periodo de 25 años, comprende desde el año

2007 al año 2032 y con crecimiento de carga del 3%.

El VPN promedio para el proyecto es de ≈ $58´368.828

Para el proyecto la muestra en el kilómetro típico actual fue un transformador de

45 kVA donde se evalúa que:

$58´368.828 millones = 1.297.085 $/kVA 45 kVA Lo anterior refiere que por cada kVA instalado el ahorro sería $ 1.297.085 durante

los 25 años del estudio, la relación sería que por un transformador de 75 kVA que

se encuentre instalado y remplazado por el nuevo diseño la empresa prestadora

del servicio de distribución ahorraría:

75 kVA *1.297.085 $/kVA = $ 97.281.830 en el tiempo del estudio (25 años).

En el sistema actual de las redes de distribución las pérdidas de energía son

243.82 kWh año de un total de energía consumida por la muestra 2.244.826 kWh

año, lo que nos genera un nivel de pérdidas del 10.86 %.

Con el nuevo sistema de distribución las pérdidas de energía son 125.87kWh año

De un total de energía consumida por la muestra de 2.244.826 kWh año, lo que

nos genera un nivel de pérdidas de 5.61%.



Con este estudio se tendría una relación de costo beneficio del proyecto propuesto

de 1.1 a 25 años, obteniendo la recuperación de la inversión en 2 años teniendo

en cuenta que en la TIR es del 58.42 % y la TIO es del 15% esto concluye que el

proyecto es rentable después de la generación de impuestos



CONCLUSIONES

A través del estudio del este proyecto se demuestra la viabilidad del mismo, ya

que con la sustitución de redes de baja tensión por redes de media tensión y

con la instalación de trasformadores de bajas capacidades ya sean 1Φ o 3Φ

hay una disminución de 10.56 % al 5.61 % de pérdidas.

El nuevo sistema le da confiabilidad al servicio, ya que al presentarse una falla

o mantenimiento en cualquier punto de la red se puede aislar la zona de

trabajo sin afectar a un gran número de usuarios como se hace actualmente.

La contaminación visual se reduce ya que se eliminan las redes de baja

tensión que producen ese efecto persiana, además de esto da mayor

seguridad a los usuarios ya que no habría posibilidad de contacto de los

usuarios con la red

El nivel de pérdidas negras se reduce un gran porcentaje ya que no habría la

posibilidad de conexiones fraudulentas o contrabandos ya que sería muy difícil

que usuarios no autorizados tengan acceso al servicio.

El diseño fue realizado con 3 líneas de media tensión para sistemas trifásicos

aun en zonas donde los usuarios tienen servicio monofásico, esto para poder

ampliar la red cambiando solo el transformador y las protecciones a futuro

cuando la conexión de los usuarios así lo necesite.

La regulación de los usuarios sería más confiable, ya que en el sistema actual

los usuarios que están al final de los circuitos presentan muchas deficiencias

en el servicio debido a la baja regulación por encontrase en la cola del circuito.



Aunque el costos de inversión es alto para el primer año, la inversión se

recupera en los dos primeros años, esto debido a disminución de pérdidas en

el nuevo sistema.

Un aspecto importante es mantener con buena disposición las cargas

equilibradas del sistema de distribución, ya que de no realizarse correctamente

se presentarían inconvenientes de caídas de tensión, disparo de protecciones

y esto elevaría los costos de operación y mantenimiento de los circuitos.

Todos los diseños se elaboraron con precios de mano de obra y materiales de

acuerdo a la fecha de enero de 2006, esto es importante debido a que los

materiales varían de precios según su disposición en el mercado y su escasez,

la mano de obra tiene un manejo de actividades de costo anual constante.

Los costos de mantenimiento del sistema propuesto son mucho menores que

el actual, ya que el mantenimiento o reemplazo de un transformador de alta

capacidad, puede ser casi el doble que uno de baja capacidad, de igual

manera el sistema de media tensión es mucho más confiable que el sistema de

baja tensión en cuanto a fallas.



RECOMENDACIONES

Debe tenerse muy en cuenta la ubicación de cada transformador, el número de

usuarios, carga y balanceo de cargas, de igual manera en las fases, ya que

pueden presentarse estos problemas en el circuito de media tensión, como

también hay que tenerlo presente en la salida de baja tensión del transformador

específicamente en la caja de derivación de acometidas.

Para la implementación de este nuevo sistema es necesario verificar en terreno y

zonificar a los clientes que tengan servicio trifásico, para un mayor control y para

tener en cuenta la ubicación de estos transformadores en donde sea necesario.

Realizar trabajos de concientización en la población ya que la calidad de servicio

depende exclusivamente del uso que le de cada usuario, ya que si un usuario

consume mas carga de la cual contrata va a generar problemas de suministro a

los demás usuarios.

Dar instrucciones de los peligros a los que están expuestos los usuarios con las

redes de media tensión, en cuanto a construcciones de edificaciones, distancias

mínimas permitidas y toda clase de reglas y normas para garantizar la seguridad

de los usuarios



BIBLIOGRAFÍA

BACA CURREA, Guillermo. Ingeniería Económica. Santafé de Bogota, Colombia:

Editorial educativa, 1994.

ENRÍQUEZ, Gilberto. Líneas de Transmisión y Redes de Distribución de Potencia.

México: Limusa, 1992.

CODENSA S.A. E.P.S. Criterios y Normas para el Diseño de Redes de

Distribución. Santafé de Bogota, Colombia: 2006.

BARENSO, ML. Estadística para Administradores y Economía. México, 1994.

Comisión Reguladora De Energía y Gas - CREG Resolución 112 y 113 de 28 de

noviembre de 1996.

Norma Técnica Colombiana 818, Transformadores monofásicos 1996.

Norma Técnica Colombiana 2135, Transformadores guía para formulas de

evaluación de pérdidas. 1996.



STEVENSON, William. Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia, MC Graw Hill

1965.

Empresa de Energía de Bogota, Normas de construcción de redes monofásicas

1996.

Empresa de energía de Bogota, Normas de construcción de redes aéreas de

distribución 1996.

Instituto Colombiano de Energía Eléctrica. Normas para sistemas de

subtransmisión y distribución, Santafé de Bogota, Colombia: ICEL 1985.

ANEXO 1

TEORIA BASICA DEL MUESTREO

1. Introducción

La teoría del muestreo estudia la relación entre una población y muestras tomadas de ella,

este es uno de los aspectos principales en el análisis estadístico.

Es de gran utilidad en muchos campos. Por ejemplo, para estimar magnitudes

desconocidas de una población, tales como media y varianza, llamadas a menudo

parámetros de la población o simplemente parámetros, a partir del conocimiento de esas

magnitudes sobre muestras, que se llaman estadísticos de la muestra o simplemente

estadísticos.

La teoría del muestreo es también útil para determinar si las diferencias observadas entre

dos muestras son debidas a variaciones fortuitas o si son realmente significativas, todo esto

entrelazado ya que la selección de la muestra, la unificación de datos y el análisis de los

mismos todos tienen ingerencia entre si.

Un ejemplo en particular es que se puede tomar unas cuadras de la ciudad, hacer una lista

de la población en estas cuadras y con esto hacer cálculos sobre el número total de las

personas de una comunidad o ciudad.

1.1. Razón para utilizar la teoría del muestreo

Una muestra debe ser representativa si va a ser usada para estimar las características de la

población.

Los métodos para seleccionar una muestra representativa son numerosos, dependiendo del

tiempo, dinero y habilidad disponibles para tomar una muestra y la naturaleza de los

elementos individuales.

Por lo tanto, para proyectos de gran envergadura se requiere un gran volumen de tiempo

para analizar todos los datos los que no es conveniente porque cuando se tenga toda la

información no tendrá la misma validez, debido a posibles cambios. Lo que ocasionaría

errores que estarían por fuera del estudio a realizar.

Con un muestreo adecuado se puede lograr y dar conclusiones para todo el estudio con

cierto grado de confiabilidad lo que es importante para cualquier proyecto.

1.2. Pasos para realizar un muestreo.

• Lo primero es definir el objeto del estudio, sus causas, especificar los objetos que

hay que excluir y fijar un límite.

• Elegir como va a ser el proceso de la muestra e identificar los elementos de los

cuales se toma la muestra.

• Definir el proceso para recopilar la muestra, lo que el director del proyecto pretende

encontrar.

• Determinar el tamaño del objeto a realizar el estudio para si determinar el tamaño de

la muestra.

• Por ultimo elegir los elementos por estudiar.

2. FORMA DE REALIZAR EL MUESTREO EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Existe una gran variedad de aspectos que ayudan a que se escojan diversas metodologías

para realizar un muestreo.

Estas metodologías se basan en los siguientes puntos:

• Muestreo y sus parámetros.

• El para que y porque del estudio.

• Duración del estudio.

• Tipo de consumidor. (residencial, comercial, industrial).

• Normas de la empresa del sector.

• Tecnología disponible.

• Tamaño del estudio.

• Nivel de confiabilidad.

• Presupuesto necesario.

2.1. Determinación de las variables

Para la determinación de las variables se diseña un procedimiento de muestreo adecuado

con lo requerido y lo que exige el estudio, como también muestras encontradas y

elaboradas en el sector eléctrico.

Todo esto depende del la calidad de información disponible, esto es vital porque de esto

depende el planteamiento, ejecución y análisis del estudio.

2.2. Metodología de determinación de variables

Las cargas de los usuarios que se encuentran conectadas al sistema de distribución son

numerosas y homogéneas. Lo que obliga a descomponer puntualmente el objeto del estudio

en varios grupos y asignar a cada muestra un grupo. (Capacidad de transformador) Estas

variables en el sistema de redes de distribución son las siguientes:

• Consumo mensual

• Potencia instalada

• Capacidad del transformador

• Tipo de acometida

• Distancia de acometida

• Usuarios por circuito

2.3. Dimensión y determinación de la muestra

La dimensión de la muestra es de gran importancia ya que de esta depende el error del

muestreo. Cabe anotar que tampoco es viable aumentar el tamaño de la muestra hasta tal

punto que afecte el rendimiento o el incremento en los tiempos del estudio ya que un

incremento de unidades de muestra no va a significar una considerable disminución del

error de muestreo.

Para determinar una dimensión efectiva u óptima de muestra hay que tener en cuenta

aspectos como:

• Formulas especiales de estadística, determina la dimensión óptima.

• Clase de resultados a través de la muestra

En la dimensión de la muestra encontramos características como la exactitud que refiere al

grado de confianza en el análisis de resultados, costo el cual es o seria proporcional a la

dimensión de la muestra y por último el personal que decida que dimensión va tener la

muestra ya que esto depende de una persona a otra.

Para un proyecto o estudio lo realmente importante es reconocer el método más adecuado

para analizar los datos, además que sea un método probado con anterioridad y que se

aplique lo mas exacto posible. 1Para determinar la dimensión de la muestra se encuentra la siguiente ecuación:

n = Z² * σ² (1)

e²

Donde: n dimensión de la muestra

Z nivel de confianza deseado

e error muestral permitido

σ desviación estándar

1 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía

0.00 0.50000 0.50 0.69146 1.00 0.84134 1.50 0.93319 2.00 0.97725 2.50 0.99379

0.01 0.50399 0.51 0.69497 1.01 0.84375 1.51 0.93448 2.01 0.97778 2.51 0.99396

0.03 0.51197 0.53 0.70194 1.03 0.84849 1.53 0.93699 2.03 0.97882 2.53 0.99430

0.05 0.51994 0.55 0.70884 1.05 0.85314 1.55 0.93943 2.05 0.97982 2.55 0.99461

0.07 0.52790 0.57 0.71566 1.07 0.85769 1.57 0.94179 2.07 0.98077 2.57 0.99492

0.09 0.53586 0.59 0.72240 1.09 0.86214 1.59 0.94408 2.09 0.98169 2.59 0.99520

0.11 0.54380 0.61 0.72907 1.11 0.86650 1.61 0.94630 2.11 0.98257 2.61 0.99547

0.13 0.55172 0.63 0.73565 1.13 0.87076 1.63 0.94845 2.13 0.98341 2.63 0.99573

0.15 0.55962 0.65 0.74215 1.15 0.87493 1.65 0.95053 2.15 0.98422 2.65 0.99598

0.17 0.56749 0.67 0.74857 1.17 0.87900 1.67 0.95254 2.17 0.98500 2.67 0.99621

0.19 0.57535 0.69 0.75490 1.19 0.88298 1.69 0.95449 2.19 0.98574 2.69 0.99643

0.21 0.58317 0.71 0.76115 1.21 0.88686 1.71 0.95637 2.21 0.98645 2.71 0.99664

0.23 0.59095 0.73 0.76730 1.23 0.89065 1.73 0.95818 2.23 0.98713 2.73 0.99683

0.25 0.59871 0.75 0.77337 1.25 0.89435 1.75 0.95994 2.25 0.98778 2.75 0.99702

0.27 0.60642 0.77 0.77935 1.27 0.89796 1.77 0.96164 2.27 0.98840 2.77 0.99720

0.29 0.61409 0.79 0.78524 1.29 0.90147 1.79 0.96327 2.29 0.98899 2.79 0.99736

0.31 0.62172 0.81 0.79103 1.31 0.90490 1.81 0.96485 2.31 0.98956 2.81 0.99752

0.33 0.62930 0.83 0.79673 1.33 0.90824 1.83 0.96638 2.33 0.99010 2.83 0.99767

0.35 0.63683 0.85 0.80234 1.35 0.91149 1.85 0.96784 2.35 0.99061 2.85 0.99781

0.37 0.64431 0.87 0.80785 1.37 0.91466 1.87 0.96926 2.37 0.99111 2.87 0.99795

0.39 0.65173 0.89 0.81327 1.39 0.91774 1.89 0.97062 2.39 0.99158 2.89 0.99807

0.41 0.65910 0.91 0.81859 1.41 0.92073 1.91 0.97193 2.41 0.99202 2.91 0.99819

0.43 0.66640 0.93 0.82381 1.43 0.92364 1.93 0.97320 2.43 0.99245 2.93 0.99831

0.45 0.67364 0.95 0.82894 1.45 0.92647 1.95 0.97441 2.45 0.99286 2.95 0.99841

0.47 0.68082 0.97 0.83398 1.47 0.92922 1.97 0.97558 2.47 0.99324 2.97 0.99851

0.49 0.68793 0.99 0.83891 1.49 0.93189 1.99 0.97670 2.49 0.99361 2.99 0.99861

TABLA 1 distribución normal estandarizada2

2 BERENSO M.L. Estadística para Administradores y economía Mc Graw Hill 1991

ANEXO 2

DATOS DEL ANÁLISIS DEL EJEMPLO DEL FLUJO DE CARGA DE ETAP DEL CENTRO DE

DISTRIBUCIÓN CD30866

SYSTEM ANALYSIS

Project: ====================

Location: PowerStation 4.0.0C

Engineer: Study Case: LF File: 30866

Swing Gen. Load Total

----- ----- ----- -----

Number of Buses: 1 0 6 7

XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total

----- ----- ---------- ----- ------- ----- -----

Number of Branches: 1 0 5 0 0 0 6

Maximum Number of Iterations: 99

Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar

Method of Solution: Newton-Raphson

System Frequency: 60.0 Hz

Unit System: English

Data Filename: 30866

Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\simulaciones ok\30866\Untitled.lfr

BUS INPUT DATA

Project: ====================

Location: PowerStation 4.0.0C Date: 09-01-2006

Engineer: Study Case: LF File: 30866

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Bus Information & Nominal kV Init. Voltage Generation Motor Load Static Load

================================================ ============= ============== ============== ==============

ID Type kV Description % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar .

------------ ---- ------ -------------------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ ------ ------

Bus1 SWNG 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000

NODO 1.2 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.001 0.000

NODO 1.3 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000

NODO 2.1/1.1 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.003 0.000

NODO 2.2 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.004 0.000

NODO 2.3 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.002 0.000

NODO 2.4 Load 0.220 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000

------------------------------------------------- ------ ------ ------ ------ ------

7 Buses Total 0.000 0.000 0.000 0.011 0.000

LINE / CABLE DATA

====================

CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance

============ =================================================================

ID Library Size L (ft) #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y

------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ------- ------

Cable1 0MALN3 2 75. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 1721.20 232.76 0.000

Cable2 0MALN3 2 59. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 1347.02 182.16 0.000

Cable3 0MALN3 4 20. 3 75 0.52644 0.04830 0.0000000 100.0 713.52 65.46 0.000

Cable4 0MALN3 2 102. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 2319.87 313.72 0.000

Cable5 0MALN3 2 98. 3 75 0.33128 0.04480 0.0000000 100.0 2245.04 303.60 0.00

XFMR / REACTOR DATA

====================

CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Impedance (100 MVA Base)

============ ======================================= ============= ================= ========================

ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. % R % X

------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ ------- -------

CD 30866 0.030 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 3262.0 18887

BRANCH CONNECTIONS

CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base)

======================== ========================== ==========================

ID Type From To R X Z

------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- --------

Cable1 Line/Cable NODO 2.1/1.1 NODO 2.2 1721.2 232.8 1736.9

Cable2 Line/Cable NODO 2.2 NODO 2.3 1347.0 182.2 1359.3


Cable4 Line/Cable NODO 2.1/1.1 NODO 1.2 2319.9 313.7 2341.0


CD 30866 2W XFMR Bus1 NODO 2.1/1.1 3262.0 18887.0 19166.7

EQUIPMENT CABLE DATA

====================

ID Bus ID Load ID Load Type Library Size L (ft) #/ø T (°C) R X Y

------------ ------------ ------------ ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -----

Cable7 NODO 1.2 2343861 St Load 0MCUN3 8 56. 1 75 0.81100 0.05770 0.000




Cable6 NODO 2.1/1.1 24381112 St Load 0MCUN3 8 62. 1 75 0.81100 0.05770 0.000

LOAD FLOW SUMMARY

CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage

============ ========================= ================== ================== ================= =============

ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To

CD 30866 0.3 0.0 99.68 99.65

CD 30866 Bus1 NODO 2.1/1.1 0.011 0.000 -0.011 0.000 0.2 0.0 100.00 99.65

Cable4 NODO 1.2 NODO 2.1/1.1 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.0 0.0 99.63 99.65

Cable5 NODO 1.2 NODO 1.3 0.000 0.000 0.000 0.000 0.0 0.0 99.63 99.63

Cable1 NODO 2.1/1.1 NODO 2.2 0.007 0.000 -0.007 0.000 0.1 0.0 99.65 99.54

Cable2 NODO 2.2 NODO 2.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.54 99.51

Cable3 NODO 2.3 NODO 2.4 0.000 0.000 0.000 0.000 0.0 0.0 99.51 99.51

-------- --------

0.6 0.0

LOAD FLOW SUMMARY

Equipment Cable Losses Summary Report

Cable Connection Losses % Voltage Vd

============ ==================================== ================= ============= % drop

ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag

Cable7 NODO 1.2 2343861 St Load 0.0 0.0 99.63 95.66 3.97




Cable6 NODO 2.1/1.1 24381112 St Load 0.5 0.0 99.65 82.97 16.68

ANEXO 3 DESCRIPCION DE MATERIALES Y MANO DE OBRA DEL SISTEMA ACTUAL

Y EL NUEVO DISEÑO

3.1. MATERIALES Y ESTRUCTURAS QUE COMPONEN EL SISTEMA

ACTUAL DE DISTRIBUCION

Las redes eléctricas de distribución ya sea rural o urbana cumplen con unas normas

establecidas por las empresas prestadoras de este servicio.

Estas normas están compuestas por distancias de seguridad, calibres de conductores,

materiales homologados y demás factores que apliquen a la hora de realizar un diseño, todo

esto con el fin de brindarle seguridad a los usuarios como también viabilidad y

confiabilidad al sistema, ya que cualquier error o falla en el montaje como en el diseño de

las estructuras de redes de distribución puede acarrear tanto perdidas económicas como

también la vida de los usuarios a los que se les presta el servicio ya que el nivel de voltaje

que se maneja es muy alto, esto en el caso de las estructuras en las que se maneja media

tensión(13.2 Kv redes de mesitas del colegio), como también en baja tensión(220/110 V).

En el proyecto la zona de estudio es el municipio de mesitas del colegio, en esta zona las

redes de distribución son atendidas por la empresa CODENSA E.S.P quien es la encargada

de hacer el mantenimiento como también realizar la ampliación de las redes para nuevos

usuarios.

Esta empresa como todas las demás encargadas le la prestación de este servicio tienen bajo

su responsabilidad ofrecer un servicio de calidad y de seguridad.

Esta es una de las razones por las cuales hacen estudios previos teniendo en cuenta el lugar

y donde se van a trazar las redes, que dependiendo del terreno, factores climáticos,

accesibilidad y zona rural o urbana, va a estar cobijado este diseño por normas específicas

de construcción de redes eléctricas.

En el levantamiento de circuitos del municipio de mesitas del colegio bajo la normativa de

CODENSA se encuentra que las redes de distribución de baja tensión están normalizadas

igualmente con las de media tensión. Debido a que la gran mayoría de las estructuras en

terreno de montaje de transformador cumplen con la norma LA 501 + LA 302 (ver tabla 2

para materiales) por esta razón es la que se diseña para el kilómetro típico.

Aparte de la estructura antes mencionada que refiere a la estructura donde se encuentra

ubicado el transformador, las redes de distribución de baja tensión encontradas en terreno

están clasificadas, si son estructuras de paso, retención o finales de circuito. (Ver tabla 1)

NORMA COSTO($) DESCRIPCION

LAR 302 252.024 Circuito secundario monofasico trifilar(tabla 3)

LAR 304 436.966 Circuito secundario monofasico trifilar en retención(tabla 4)

LAR 306 488.005 Circuito secundario monofasico trifilar en retención doble (tabla

5)

LAR 306 +LAR 302 523.105 Combinación Circuito secundario monofasico trifilar en

retención doble con arranque de CTO BT (tabla 6)

CTU 501 +LAR 302 Combinación poste de transformador con circuito de paso MT y

arranque de CTO BT (tabla 2) 5.752.273,84

Tabla 1.Estructuras utilizadas y encontradas en terreno para diseño CTO Km típico redes actuales

A continuación una breve descripción de materiales y costos por estructura:

COD MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD TOTAL($)

6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 3 159927

6762326 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-1 C/U 5953 3 17859

6762123 PORTA AISlAD PASANTE CRUCETA MADERA MT C/U 4885 3 14655

6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM C/U 5094 6 30564

6762175 ABRAZADERA U TIPO 3, 210MM LONG 500MM C/U 10744 1 10744

6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" C/U 1554 6 9324

6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247

6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 5 5575

6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE 16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 3 48936

6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONEC CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 3 31080

6762416 CARTUCHO AZUL HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 3 8700

6762115 CORTACIRCUITO MONOPOLAR 15 KV 100A C/U 75654 3 226962

6762298 FUSIBLE DUAL 3.5 A 15 KV C/U 7656 3 22968

6781248 PARARRAYO 12KV 10KA OXIDO METÁLICO C/U 65377 3 196131

6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806

6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" C/U 5282 4 21128

6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA, 3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112

6762576 TRANSFO 3F 45 KVA 13.2 KV - 208/120 V C/U 3296983 1 3296983

6762494 CABLE 4 AWG CU THW 600V M 2731 15 40965

6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO M 2250 12 27000

6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG C/U 421950 1 421950

6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO M 4723 1 4723

6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308

6762120 AISLADOR PORCELANA T- CARRETE ANSI 53-3 C/U 2133 4 8532

6762176 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4"Ø 200MM C/U 7620 2 15240

6762160 PERCHA PORTA AISLADOR DE 4 PUESTOS C/U 14427 1 14427

6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB.DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84

6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE 15KV M 4298 6 25788

6762145 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1 A 2/0-1 AWG C/U 2077 8 16616

TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA $5.752.273,84

Tabla 2.Costo y materiales utilizados en estructura norma CTU 501 + LA 302

CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO($) CTD VALOR

TOTAL($)


6762203 ABRAZADERA SIN SALIDA 1 1/2"X1/4" Ø180MM C/U 3787 2 7574


6762449 POSTE CONCRETO 10M, 510 KG C/U 219414 1 219.414

6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 1 2077

TOTAL VALOR DE ESTRUCTURA 252.024

Tabla 3.Costo y materiales utilizados en estructura norma LA 302


TOTAL($)





6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 1 2077

6762218 AISLADOR PORCELANA TIPO-TENSOR ANSI C/U 4256 1 4256

6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA M 1653 12 19836


6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" C/U 5254 2 10508

6762241 GUARDACABO TIPO 3, PARA CABLE DE 3/8" C/U 403 1 403

6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA C/U 20241 1 20241

6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M C/U 5063 1 5063




TOTAL($)






6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE15KV M 4298 3 12894

6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 3 6231




TOTAL($)






6762496 CABLE 2/0 AWG ACSR SEMIAISLADO XLPE 15KV M 4298 5 21490

6766201 TORNILLO 5/8"X8" C/U 2077 4 8308


Tabla 6.Costo y materiales utilizados en estructura norma LAR 306 +LAR 302

3.2. MATERIALES QUE COMPONEN EL SISTEMA PROPUESTO DE

DISTRIBUCION.

Las estructuras en las que se basa el diseño son las aplicadas al sector urbano, esto refiere a

que se utilizaran estructuras de paso, finales de circuito, retenciones en el caso de media

tensión y para baja tensión se tendrán en cuenta solo dos tipos de estructura la de retención

y suspensión.

Todas las estructuras aplicadas en el diseño van acorde con la normativa según la empresa

prestadora del servicio de distribución de energía. (Ver tabla 7)

ESTRUCTURA MT/BT NORMA

CODENSA

Circuito primario sencillo MT LA 202

Circuito primario sencillo con derivación y retención MT LA 209

Final de circuito primario sencillo MT LA 211

Retensión doble simétrica circuito primario sencillo MT LA 213

Circuito secundario sencillo en suspensión BT LA 320

Final de circuito secundario sencillo en retención BT LA 321

Tabla 7.Estructuras presentes en el nuevo diseño de sistema de redes

En el caso de los transformadores, las estructuras utilizadas en el diseño de las nuevas redes

de distribución cumplen con las normas de la empresa prestadora de energía y también por

diseño solo se aplicaran dos tipos de estructuras, esto debido que los transformadores a

instalar son de baja capacidad por ende son pequeños de dimensión y peso. (Ver tabla 8)

ESTRUCTURA NORMA CODENSA Montaje en poste de transformador con final de

circuito

CTU 500 Montaje en poste de transformador con circuito

de paso

CTU 501

Tabla 8.Estructuras montaje de transformadores nuevo diseño de redes

Para las acometidas de los usuarios la norma aplicada es la AE 219”acometida aérea”

dependiendo de la carga así mismo será el numero de conductores y el calibre. Las demás

especificaciones de las acometidas se encuentran analizadas en el numeral 3.2.2

CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR

TOTAL($)

6762235 ABRAZADERA 1 SALIDA 1 1/2"X1/4" 140MM 7032 1 7.032

6762360 AISLADOR PORCELANA TIPO PIN ANSI 55-5 11085 3 33.255

6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M 53309 1 53.309

6762466 DIAGONAL METÁLICAEN VARILLA5/8" X 770 MM 5094 2 10.188

6762123 PORTA AISLADOR PASANTE CRUCETA MADERA MT 4885 3 14.655

6762212 TORNILLO CARRUAJE 5/8" X 1 1/2", TIPO 2 1115 1 1.115

6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO 1/2" X 6 1/2" 1554 3 4.662

6762451 POSTE CONCRETO 12M, 510 KG 322.932 1 322.932

VALOR TOTAL DE LA ESTRUCTURA 447.148

Tabla 9.Materiales y costo de estructura LA202

DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)

Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de estructura en 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5

kV en alineamiento

23.845

1

23845

Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo

136.378

1

136378

VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 160223

Tabla 10.Mano de obra estructura LA202

Las anteriores tablas 9 y 10 son para la norma LA 202 circuito primario sencillo de paso

.

CODIGO MATERIALES COSTO($) CTD VALOR TOTAL($)

6762327 AISLADOR PORCELANA SUSPENSIÓN ANSI 52-1 14879 6 89.274




6762180 GRAPA TERMINAL METÁLICA RECTA 63-125MM2 17133 3 51.399

6762181 PERNO DE OJO 5/8" X 545 MM TIPO 5 4297 2 8.594

6762467 POSTE CONCRETO 12M, 1050 KG 421950 1 421.950


6762368 CONECTOR CUÑA P=95 D=70MM2 O 4/0-2/0AWG 6189 3 18.567

6762255 ESPÁRRAGO DE 5/8" X 20" 4832 2 9.664

6762252 TORNILLO DE ACERO GALVANIZADO 5/8 X 10" 2339 2 4.678

6762213 TORNILLO DE ACERO GALVANIZADO 5/8 X 5" 1591 8 12.728

6762202 ABRAZADERA EN U TIPO 2, 180MM LONG400MM 9403 1 9.403

6762119 AISLADOR PORCELANA TIPOTENSOR ANSI 54-2 8044 1 8.044

6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA 1653 20 33.060

6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" 5254 2 10.508

6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA 20241 1 20.241

6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M 5063 1 5.063

VALOR TOTAL DE MATERIALES 973.917



Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378

Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de estructura de 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5 kV 34.600 1 34600

Instalación de pases ó puentes. Por fase. Para MT ó BT 6.086 3 18258

Instalación de templete con todos sus accesorios para retenida de poste a varilla de anclaje, 54.152 1 54152



Las dos tablas anteriores la 11 y 12 son para la norma LA209 circuito primario sencillo con

derivación en 90° y retención, las dos siguientes tablas la 13 y 14 son para la norma LA211

Final de circuito primario sencillo.


6762314 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 180MM 8194 1 8.194

6762292 AISLADOR POLIMERI 15KVSUSP HORQUILLA OJO 29871 3 89.613





6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" 5282 1 5.282




6762119 AISLADOR PORCELANA TIPOTENSOR ANSI 54-2 8044 1 8.044

6762124 CABLE 3/8" ACERO EXTRA ALTA RESISTENCIA 1653 20 33.060

6762152 GRAPA PRENSADORA 3 TORN. 1/4" A 3/8" 5254 2 10.508

6762182 VARILLA DE ANCLAJE 3/4"X2M GALVANIZADA 20241 1 20.241

6762461 VIGUETA DE CONCRETO 0.60 X 0.15 X 0.15M 5063 1 5.063



DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR

TOTAL($) Instalación de crucetas, aisladores y herrajes 34.578 2 69156


Instalación de pases ó puentes. Por fase. Para MT ó BT 6.086 3 18258

Instalación de templete con todos sus accesorios para retenida de poste a varilla de anclaje, 54.152 1 54152



Las siguientes tablas 15 y 16 aplican para la norma LA213 Retensión doble simétrica

circuito primario sencillo dando como fin a las estructuras en media tensión aplicadas en

el diseño de las nuevas redes


TOTAL($)

6762314 ABRAZADERA 2 SALIDAS 1 1/2" X 1/4" 180MM 8194 1 8.194

6762292 AISLADOR POLIMERI 15KVSUSP HORQUILLA OJO 29871 6 179.226







6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO 5/8" X 24" 5282 1 5.282


6762209 TUERCA OJO ALARGADO 5/8" 3895 3 11.685






TOTAL($)


Instalación de pases ó puentes. Por fase MT ó BT 6.086 3 18258 Instalación de crucetas, aisladores y herrajes para montaje de

estructura de 11.4 kV, 13.2 kV, ó 34.5 kV en retención horizontal según las Normas

34.600 1 34600

VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA 189.236


Para las redes de baja tensión las tablas que están a continuación, la tabla 17 Circuito

secundario sencillo en suspensión y la tabla 18 Circuito secundario sencillo en retención

son las estructuras que aplican, la mano de obra es la misma en ambas estructuras. (Ver

tabla 19)


6762317 GRAPA DE SUSP AISL. PARA RED TRENZADA BT 6884 1 6.884






6762322 GRAPA RETENCIÓN CABLE AUTOSOPORTADO B.T. 16116 1 16.116


6762170 CINTA AISLANTE PVC PARA BT Y CUBIERTAS 2934 1 2.934

6762142 CINTA AISLANTE CAUCHO <=69KV CON SEPARA 8986 1 8.986




DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO($) CTD VALOR

TOTAL($)

Instalación poste de concreto de 8 a 14 m cualquier tipo de

terreno. Incluye suministro de recebo 136.378 1 136378

Instalación de herrajes y grapas de suspensión o retención

para montaje de red trenzada de BT. 8.025 2 16050


Tabla 19.Mano de obra estructura LA320 Y LA321

Para la instalación de las cajas de acometidas la mano de obra como los materiales

necesarios se encuentra a continuación en las tablas 20 y 21.


TOTAL($)

6762318 CAJA DERIVACIÓN DE ACOMETIDAS 64554 1 64.554

6762499 CABLE 3X2AWG+-1X4AWG CU ANTIFRAUDE 600V 18541 2 37.082

6762321 CONECTOR PERFORACIÓN (4/0-2/0)A 2 AWG 3308 3 9.924

6762365 CONECTOR PERFORACIÓN AISLANTE 1/0, 2 AWG 5585 1 5.585

6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES 41849 0,16 6.696

6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE 332 4 1.328

6762334 ALAMBRE 4 AWG CU DESNUDO 2250 15 33.750

6762144 CONECTOR COMPRESION H 2/0-1/0 A 2-6AWG 2738 1 2.738

6762210 TUBO DE 1/2"X3M GALVANIZADO 4723 3 14.169

6762364 VARILLA DE PUESTA A TIERRA 5/8"X2,44M CU 44674 1 44.674


Tabla 20.Materiales y costo del montaje de caja de derivación de acometidas


Instalación de puesta a tierra en LAMT y LABT, de acuerdo con las Normas. Incluye medición de la puesta a tierra y entrega de

informe. 36.388 1 36388

Instalación de caja de barraje para conexión de acometidas. Incluye conexionado a la red. 22.196 1 22196

Instalación de cable de acometida y puesta a tierra para caja sobrepuesta monofásica bifásica o trifásica. 25.602 1 25602


Tabla 21.Mano de obra del montaje de caja de derivación de acometidas

La mano de obra de la tabla 21 incluye la instalación de la acometida a los usuarios, que es

la que nos llevara la energía al medidor.

La tabla 22 indica el valor de los materiales a utilizar en el montaje del transformador 3Φ,es

de aclarar que se retiran de este listado todo lo que tiene que ver con la estructura como tal

ya que estos transformadores nuevos van a ser instalados en las estructuras antes descritas

en su material y mano de obra, quiere decir que en esta tabla lo único que se describe son

los materiales del montaje del transformador

CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO ($) CTD VALOR

TOTAL($) 6762481 CRUCETAS DE MADERA2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618


6762299 TORNILLO ACERO GALVANIZADO1/2" X 6 1/2" C/U 1554 4 6216

6762237 ABRAZADERA 1 SALIDA1 1/2" X 1/4" 200MM C/U 8247 1 8247

6762212 TORNILLO CARRUAJE5/8" X 1 1/2", TIPO 2 C/U 1115 2 2230

6762151 GRAPA OPERAR CALIENTE16-160 A 16-100MM2 C/U 16312 3 48936

6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTORCUÑA 2/0 AWG C/U 10360 3 31080

6762416 CARTUCHO AZUL PARAHERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 3 8700


6762165 FUSIBLE DUAL 1.3A 15 KV C/U 7656 3 22968

6781248 PARARRAYO 12KV 10KAOXIDO METÁLICO ET500 C/U 65377 3 196131

6762308 ABRAZADERA 2 SALIDAS1 1/2" X 1/4" 250MM C/U 9806 1 9806

6762256 ESPARRAGO ACERO GALVANIZADO5/8" X 24" C/U 5282 4 21128

6764090 ABRAZADERA 1 SALIDA,3" X 1/4" 200MM, P C/U 13556 2 27112

6762571 TRANSFO 3F 15 KVA13.2 KV - 208/120 V C/U 2059767 1 2059767




6762280 VARILLAPUEST TIERRA5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308

6764362 HEBILLA 5/8" DEACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328

6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB.DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84

TOTAL VALOR 2’899.296

Tabla 22.Valor de materiales para el montaje de transformador 3Φ de 15 Kva

En las dos siguientes tablas se encuentra la descripción del valor de materiales del montaje

de un transformador de 1Φ de 1 Kva (tabla 23) y el de un transformador de 1Φ de 10 Kva

(tabla 24), la mano de obra es la misma para el montaje de los tres transformadores (tabla

25).

CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO ($) CTD VALOR

TOTAL($) 6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618






6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTOR CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 2 20720

6762416 CARTUCHO AZUL PARA HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 2 5800


6762165 FUSIBLE DUAL 0,6A 15 KV C/U 7656 2 15312

6781248 PARARRAYO 12KV 10KA C/U 65377 2 130754




6776818 TRANSFO 1F 5KVA 13.2KV/120-240V ACEITE C/U 974308 1 974308




6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M C/U 22308 1 22308

6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328

6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84

TOTAL VALOR 1.635.579

Tabla 23.Valor de materiales para el montaje de transformador 1Φ de 5 Kv

CODIGO MATERIALES UNIDAD COSTO

($) CTD

VALOR

TOTAL($)

6762481 CRUCETAS DE MADERA 2.5X0.1X0.1 M C/U 53309 2 106618






6762413 ESTRIBO 2 AWG CON CONECTOR CUÑA 2/0 AWG C/U 10360 2 20720

6762416 CARTUCHO AZUL PARA HERRAMIENTA DE CUÑA C/U 2900 2 5800


6762165 FUSIBLE DUAL 0,7A 15 KV C/U 7656 2 15312

6781248 PARARRAYO 12KV 10KA OXIDO METÁLICO ET500 C/U 65377 2 130754




6762564 TRANSFO 1F10 KVA 13.2 KV-120/240V ACEITE C/U 1167737 1 1167737




6762280 VARILLAPUEST TIERRA 5/8"X2,44M COBRIZADA C/U 22308 1 22308

6764362 HEBILLA 5/8" DE ACERO INOXIDABLE C/U 332 4 1328

6762433 CINTA EN ACERO INOXIDAB. DE 5/8"X100 PIES M 41849 0,16 6695,84

TOTAL VALOR 1’829.007

Tabla 24.Valor de materiales para el montaje de transformador 1Φ de 10 Kva

DESCRIPCION MANO DE OBRA COSTO ($) CTD VALOR TOTAL ($)

Instalación de crucetas ,aisladores y herrajes 34.578 2 69.156 Montaje de transformador trifásico

en poste hasta 150 kVA 173.221 1 173.221

Cambio o Instalación de grapas de operar en caliente. Por unidad 120.899 3 362.697

Cambio o Instalación de estribo de media tensión. Por unidad. 111.138 3 333.413


Tabla25. Valor de mano de obra del montaje de cada transformador nuevo

El costo de la instalación de los conductores (mano de obra) como el costo de los materiales

se encuentran definidos en las tablas 26 y 27 donde se visualiza la cantidad por metros de

cable o conductor a ser instalados en el nuevo diseño de redes.

CODIGO MATERIALES COSTO ($) CTD VALOR

TOTAL($) 6762192 CABLE 25 MM2 ACSR DESNUDO 1500 700 1050000 6762328 CABLE 3X70 MM2+1X50MM2 AAC XLPE TRENZADO 6801 400 2720400 6762248 CABLE 3X8AWG+1X10AWG CU ANTIFRAUDE 4374 100 437400 6762372 CABLE 2X8+1X10AWG CU ANTIFRAUDE 3454 800 2763200

VALOR TOTAL DE LOS CONDUCTORES 6971000

Tabla 26.Valor de conductor por metro a utilizar en el montaje MT/BT


TOTAL($) Instalación de conductor aéreo trenzado de B.T. cualquier calibre

(3 fases + neutro) por metro lineal de red. 1.237 300 371.100

Instalación de conductor aéreo de Media Tensión monopolar, hasta calibre No. 2/0 AWG. Por fase. 415 1500 622.500


Tabla 27.Valor de instalación del conductor a utilizar en el montaje MT/BT

ANEXO 4

DATOS DE ANÁLISIS FLUJO DE CARGA SISTEMA KILÓMETRO TÍPICO ACTUAL DE

DISTRIBUCIÓN

SYSTEM ANALYSIS Project: Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct

Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------

LOAD FLOW ANALYSIS Normal Loading

Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 22 23 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 1 0 21 0 0 0 22 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KilometroTipicoActual Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KilometroTipicoActual\Untitled.lfr

LINE / CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ID Library Size #/ø T (°C) R X Y % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- ------- ------- Cable2 0MALN3 2/0 3 75 0.05100 0.01241 0.0000 288.02 70.08 0.0000 Cable3 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 377.88 91.94 0.0000 Cable4 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 604.60 147.10 0.0000 Cable5 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 604.60 147.10 0.0000 Cable6 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 453.45 110.33 0.0000 Cable7 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1209.21 294.21 0.0000 Cable8 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1020.27 248.24 0.0000 Cable9 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 491.24 119.52 0.0000 Cable10 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable11 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 831.33 202.27 0.0000 Cable12 1MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1587.09 386.15 0.0000 Cable13 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable14 0MCUN3 2/0 3 75 0.10200 0.04070 0.0000 783.40 312.59 0.0000 Cable15 0MCUN3 2/0 3 75 0.03110 0.01241 0.0000 189.67 75.68 0.0000 Cable16 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 755.76 183.88 0.0000 Cable17 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 680.18 165.49 0.0000 Cable18 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1058.06 257.43 0.0000 Cable20 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1322.57 321.79 0.0000 Cable23 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 264.98 64.47 0.0000 Cable24 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000 Cable25 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000 1511.51 367.76 0.0000

XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Transformer Reactor Impedance (100MVA Base) ============ ======================================= ============= ============================= ID MVA kV kV % Z X/R X (ohm) X/R % Tol. % R % X ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ CTO TIPICO 0.045 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 2174.7 12591.4 CKT / Branch Bus Numbers ("*" LTC side) Transformer Load Tap Changer Setting ======================================================================================================= ID Prim.BusID Sec.BusID % Min Tap % Max Tap % Step Reg. Bus ID %Voltage kV ------------ ------------ --------- --------- --------- -------- ------------ -------- ----- CTO TIPICO *Bus1 nodo1.1/1.2 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1/1.2 100.00 0.220

BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base) ======================== ========================== ========================== ID Type From To R X Z ------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- -------- Cable2 Line/Cable nodo1.1/1.2 nodo1.3 288.0 70.1 296.4 Cable3 Line/Cable nodo1.3 nodoBT1 377.9 91.9 388.9 Cable4 Line/Cable nodoBT1 nodo1.4.1 604.6 147.1 622.2 Cable5 Line/Cable nodo1.4.1 nodo1.4.1.1 604.6 147.1 622.2 Cable6 Line/Cable nodoBT1 nodo1.5 453.5 110.3 466.7 Cable7 Line/Cable nodo1.5 nodo1.6 1209.2 294.2 1244.5 Cable8 Line/Cable nodoBT1 nodoBT2 1020.3 248.2 1050.0 Cable9 Line/Cable nodoBT2 nodo1.4/1.4. 491.2 119.5 505.6 Cable10 Line/Cable nodo1.4/1.4. nodo1.4.2.2 1511.5 367.8 1555.6 Cable11 Line/Cable nodo1.6 nodo1.7 831.3 202.3 855.6 Cable12 Line/Cable nodo1.7 nodo1.7.1 1587.1 386.1 1633.4 Cable13 Line/Cable nodo1.7 nodo1.8 1511.5 367.8 1555.6 Cable14 Line/Cable nodo1.8 nodo1.8.1 783.4 312.6 843.5 Cable15 Line/Cable nodo1.8.1 nodo1.8.2 189.7 75.7 204.2 Cable16 Line/Cable nodo1.8 nodo1.9 755.8 183.9 777.8 Cable17 Line/Cable nodo1.9 nodo1.1.0.2 680.2 165.5 700.0 Cable18 Line/Cable nodo1.8 nodo1.1.1 1058.1 257.4 1088.9 Cable20 Line/Cable nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 1322.6 321.8 1361.2 Cable23 Line/Cable nodo1.1.1 nodo1.1.2 265.0 64.5 272.7 Cable24 Line/Cable nodo1.1.2 nodo1.1.3 1511.5 367.8 1555.6 Cable25 Line/Cable nodo1.1.3 nodo1.1.4 1511.5 367.8 1555.6 CTO TIPICO 2W XFMR Bus1 nodo1.1/1.2 2174.7 12591.4 12777.8

EQUIPMENT CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct Cable Connection Ohms/1000 ft per Conductor ======================================================================================================= ID Bus ID Load ID Load Type Library Size #/ø T (°C) R X Y ------------ ------------ ------------ ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- ---Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 1MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable42 nodo1.4.1.1 USU 10 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.06924 0.00000 Cable43 nodo1.4.1.1 USU 11 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable44 nodo1.4.1.1 USU 12 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0MALN3 8 1 75 1.33004 0.05770 0.00000 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000

Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00000

LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow ======================== =========== ============ ============ ============ =========================== ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar ------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ----- ------- *Bus1 Swng 13.20 100.00 0.0 0.0 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 0.08 0.01 1.1.0.2 Load 0.22 98.14 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.6 0.00 0.00 nodo1.1.1Load 0.22 98.11 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8 -0.01 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.2Load 0.22 98.10 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.3Load 0.22 98.07 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.4 0.00 0.00 nodo1.1.4Load 0.22 98.03 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.6Load 0.22 98.12 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00

nodo1.1/1.2Load 0.22 99.80 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.3 0.07 0.00 Bus1 -0.08 0.00 nodo1.3 Load 0.22 99.59 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 -0.07 0.00 nodoBT1 0.07 0.00 nodo1.4.1Load 0.22 99.30 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoBT1 -0.01 0.00 nodo1.4.1.1 0.01 0.00 nodo1.4.1.1Load 0.22 99.25 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.4.1 -0.01 0.00 nodo1.4.2.2Load 0.22 99.14 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.4/1.4. 0.00 0.00 nodo1.4/1.4.Load0.22 99.18 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoBT2 -0.01 0.00 nodo1.4.2.2 0.00 0.00 nodo1.5 Load 0.22 99.12 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoBT1 -0.05 0.00 nodo1.6 0.04 0.00 nodo1.6 Load 0.22 98.69 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.5 -0.04 0.00 nodo1.7 0.03 0.00 nodo1.7 Load 0.22 98.47 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.6 -0.03 0.00 nodo1.7.1 0.00 0.00 nodo1.8 0.02 0.00 nodo1.7.1Load 0.22 98.40 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 0.00 0.00 nodo1.8 Load 0.22 98.17 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 -0.02 0.00 nodo1.8.1 0.01 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.01 0.00 nodo1.8.1Load 0.22 98.11 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.8 -0.01 0.00 nodo1.8.2 0.00 0.00 nodo1.8.2Load 0.22 98.10 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8.1 0.00 0.00 nodo1.9 Load 0.22 98.15 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodoBT1 Load 0.22 99.34 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.3 -0.07 0.00 nodo1.4.1 0.01 0.00 nodo1.5 0.05 0.00 nodoBT2 0.01 0.00 nodoBT2 Load 0.22 99.24 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoBT1 -0.01 0.00 nodo1.4/1.4. 0.01 0.00

LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct Branch Losses Summary Report ---------------------------- CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage

============ ========================= ================== ================== ================= =============

ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To

------------ ------------ ------------ -------- -------- -------- -------- -------- -------- ------ ------

CTO TIPICO cto mt-------------------- -------- -------- -------- -------- 0.11 --- ------ ---- CTO TIPICO Bus1 nodo1.1/1.2 0.077 0.007 -0.076 0.000 0.9 7.2 100.00 99.80 Cable17 nodo1.1.0.2 nodo1.9 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.2 0.0 98.14 98.15 Cable20 nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 0.001 0.000 -0.001 0.000 0.1 0.0 98.14 98.12 Cable18 nodo1.1.1 nodo1.8 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.3 0.0 98.11 98.17 Cable23 nodo1.1.1 nodo1.1.2 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.3 0.0 98.11 98.10 Cable24 nodo1.1.2 nodo1.1.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.6 0.0 98.10 98.07 Cable25 nodo1.1.3 nodo1.1.4 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.2 0.0 98.07 98.03 Cable2 nodo1.1/1.2 nodo1.3 0.070 0.000 -0.070 0.000 0.6 0.0 99.80 99.59 Cable3 nodo1.3 nodoBT1 0.067 0.000 -0.066 0.000 0.2 0.0 99.59 99.34 Cable4 nodo1.4.1 nodoBT1 -0.007 0.000 0.007 0.000 0.3 0.0 99.30 99.34 Cable5 nodo1.4.1 nodo1.4.1.1 0.007 0.000 -0.007 0.000 0.9 0.0 99.30 99.25 Cable10 nodo1.4.2.2 nodo1.4/1.4. -0.003 0.000 0.003 0.000 0.4 0.0 99.14 99.18 Cable9 nodo1.4/1.4. nodoBT2 -0.010 0.000 0.010 0.000 0.3 0.0 99.18 99.24 Cable6 nodo1.5 nodoBT1 -0.049 0.000 0.049 0.000 0.1 0.0 99.12 99.34 Cable7 nodo1.5 nodo1.6 0.035 0.000 -0.035 0.000 0.2 0.0 99.12 98.69 Cable11 nodo1.6 nodo1.7 0.026 0.000 -0.026 0.000 0.8 0.0 98.69 98.47 Cable12 nodo1.7 nodo1.7.1 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.4 0.0 98.47 98.40 Cable13 nodo1.7 nodo1.8 0.019 0.000 -0.019 0.000 0.3 0.0 98.47 98.17 Cable14 nodo1.8 nodo1.8.1 0.008 0.000 -0.008 0.000 0.2 0.0 98.17 98.11 Cable16 nodo1.8 nodo1.9 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.3 0.0 98.17 98.15 Cable15 nodo1.8.1 nodo1.8.2 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.2 0.0 98.11 98.10 Cable8 nodoBT1 nodoBT2 0.010 0.000 -0.010 0.000 0.2 0.0 99.34 99.24 -------- -------- 8.4 7.4

LOAD FLOW SUMMARY ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KilometroTipicoAct

Equipment Cable Losses Summary Report Cable Connection Losses % Voltage Vd ============ ==================================== ================= ============= % drop ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag ------------ ------------ ------------ ---------- -------- -------- ------ ------ ------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 0.3 0.0 99.80 88.31 11.49 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 0.1 0.0 99.80 91.72 8.08 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 0.1 0.0 99.80 92.74 7.06 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0.6 0.0 99.59 96.77 2.83 Cable42 nodo1.4.1.1 USU 10 St Load 0.5 0.0 99.25 83.10 16.16 Cable43 nodo1.4.1.1 USU 11 St Load 0.2 0.0 99.25 89.81 9.44 Cable44 nodo1.4.1.1 USU 12 St Load 0.3 0.0 99.25 87.72 11.53 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0.5 0.0 99.59 82.40 17.19 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0.2 0.0 99.12 88.84 10.28 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0.9 0.0 99.12 78.19 20.92 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0.1 0.0 98.69 92.99 5.70 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0.3 0.0 98.69 87.15 11.54 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0.4 0.0 98.69 97.78 0.90 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0.4 0.0 98.40 84.04 14.37 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0.1 0.0 98.40 91.96 6.44 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0.1 0.0 98.11 90.08 8.02 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0.2 0.0 98.11 87.42 10.69 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0.2 0.0 98.11 87.28 10.83 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0.1 0.0 98.47 92.55 5.91 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0.2 0.0 98.47 88.09 10.38 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0.1 0.0 98.17 90.63 7.54 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0.3 0.0 98.10 85.31 12.80 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0.1 0.0 98.17 92.71 5.46 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0.3 0.0 98.03 86.37 11.67 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0.1 0.0 98.10 90.81 7.29 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0.7 0.0 98.11 96.07 2.05 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0.1 0.0 98.11 89.30 8.81 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0.1 0.0 98.12 90.71 7.41 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0.2 0.0 98.15 88.47 9.67 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0.5 0.0 98.69 82.60 16.08 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0.1 0.0 98.69 92.76 5.93

Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0.1 0.0 98.69 91.19 7.49 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0.3 0.0 99.12 87.48 11.63 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0.2 0.0 99.12 89.17 9.95 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0.1 0.0 99.12 93.17 5.94 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0.3 0.0 99.12 86.39 12.73 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0.3 0.0 99.18 87.59 11.60 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0.3 0.0 99.14 87.63 11.51 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0.1 0.0 99.14 93.89 5.25 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0.7 0.0 99.18 97.41 1.78 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0.2 0.0 99.18 88.46 10.72 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0.3 0.0 99.18 86.25 12.93

ANEXO 5

DATOS DE ANÁLISIS FLUJO DE CARGA SISTEMA KILÓMETRO TÍPICO PROPUESTO DE DISTRIBUCIÓN

SYSTEM ANALYSIS

Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU

Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------

LOAD FLOW ANALYSIS Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 28 29 XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 8 0 20 0 0 0 28 Maximum Number of Iterations: 99 Precision of the Solution: .00010 MW and Mvar Method of Solution: Newton-Raphson System Frequency: 60.0 Hz Unit System: English Data Filename: KILOMEPROPUGUERRERO Output Filename: D:\ETAP 400\PowerStation\KILOMEPROPUGUERRERO\Untitled.lfr

LINE / CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU CKT / Branch Ohms/1000 ft per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ID Library Size #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ----- Cable2 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.42 0.10 0.00 Cable6 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.31 0.08 0.00 Cable12 1MALN3 2/0 3 75 0.06400 0.01262 0.0000000 100.0 607.21 119.75 0.00 Cable15 0MCUN3 2/0 3 75 0.03110 0.01241 0.0000000 100.0 189.67 75.68 0.00 Cable17 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 680.18 165.49 0.00 Cable20 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1322.57 321.79 0.00 Cable24 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1511.51 367.76 0.00 Cable25 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 1511.51 367.76 0.00 Cable92 1MALN1 2/0 3 75 0.16000 0.05400 0.0000000 100.0 220.39 74.38 0.00 Cable93 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 755.76 183.88 0.00 Cable95 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.21 0.06 0.00 Cable96 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.42 0.12 0.00 Cable97 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable98 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable100 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.32 0.09 0.00 Cable101 15MALS3 2/0 3 75 0.16892 0.04820 0.0000000 100.0 0.26 0.08 0.00 Cable102 0MALN3 2/0 3 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 0.31 0.08 0.00 Cable103 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 5101.35 1241.18 0.00 Cable104 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 4534.53 1103.27 0.00 Cable105 0MALN3 2/0 1 75 0.16728 0.04070 0.0000000 100.0 4534.53 1103.27 0.00

XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Impedance(100MVA Base) ============ ======================================= ======================= =================== ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. % R % X ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ ------ TRAFO 1 0.010 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 9786.0 56661.1 TRAFO 2 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 3 0.015 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 6524.0 37774.1 TRAFO 4 0.015 13.200 0.220 5.500 5.8 0.000 0.000 0.00 6240.4 36131.7 TRAFO 5 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 6 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 7 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 TRAFO 8 0.005 13.200 0.220 5.750 5.8 0.000 0.000 0.00 19572.1 113322.3 CKT / Branch Bus Numbers ("*" LTC side) Transformer Load Tap Changer Setting ============ ========================================================================================= ID Prim. Bus ID Sec. Bus ID % Min Tap % Max Tap % Step Reg. Bus ID %Voltage TRAFO 1 *nodoMT 1 nodo1.1/1.2 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1/1.2 100.00 0.220 TRAFO 2 *nodoMT2 nodo1.4/1.4. -10.00 10.00 0.625 nodo1.4/1.4. 100.00 0.220 TRAFO 3 *nodoMT4 nodo1.4.1/1. -10.00 10.00 0.625 nodo1.4.1/1. 100.00 0.220 TRAFO 4 *nodoMT3 nodo1.6 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1.6 100.00 0.220 TRAFO 5 *nodoMT5 nodo1.7 -10.00 10.00 0.625 nodo1.7 100.00 0.220 TRAFO 6 *nodoMT7 nodo1.8.1 -10.00 10.00 0.625 nodo1.8.1 100.00 0.220 TRAFO 7 *nodoMT6 nodo1.8 -10.00 10.00 0.625 nodo1.8 100.00 0.220 TRAFO 8 *nodoMT8 nodo1.1.1 -10.00 10.00 0.625 nodo1.1.1 100.00 0.220

BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base) ======================== ========================== ========================== ID Type From To R X Z ------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- -------- Cable2 Line/Cable nodoMT 1 nodoMT2 0.4 0.1 0.4 Cable6 Line/Cable nodoMT2 nodoMT3 0.3 0.1 0.3 Cable12 Line/Cable nodo1.7 nodo1.7.1 607.2 119.8 618.9 Cable15 Line/Cable nodo1.8.1 nodo1.8.2 189.7 75.7 204.2 Cable17 Line/Cable nodo1.9 nodo1.1.0.2 680.2 165.5 700.0 Cable20 Line/Cable nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 1322.6 321.8 1361.2 Cable24 Line/Cable nodo1.1.2 nodo1.1.3 1511.5 367.8 1555.6 Cable25 Line/Cable nodo1.1.3 nodo1.1.4 1511.5 367.8 1555.6 Cable92 Line/Cable nodo1.1/1.2 nodo1.3 220.4 74.4 232.6 Cable93 Line/Cable nodo1.4.1/1. nodo1.5 755.8 183.9 777.8 Cable95 Line/Cable nodoMT2 nodoMT4 0.2 0.1 0.2 Cable96 Line/Cable nodoMT3 nodoMT5 0.4 0.1 0.4 Cable97 Line/Cable nodoMT5 nodoMT6 0.3 0.1 0.3 Cable98 Line/Cable nodoMT6 nodoMT7 0.3 0.1 0.3 Cable100 Line/Cable nodoMT6 nodo1.1.5 0.3 0.1 0.3 Cable101 Line/Cable nodo1.1.5 nodo1.1.0 0.3 0.1 0.3 Cable102 Line/Cable nodo1.1.0 nodoMT8 0.3 0.1 0.3 Cable103 Line/Cable nodo1.1.1 nodo1.1.2 5101.3 1241.2 5250.2 Cable104 Line/Cable nodo1.8 nodo1.9 4534.5 1103.3 4666.8 Cable105 Line/Cable nodo1.4.2.2 nodo1.6 4534.5 1103.3 4666.8 TRAFO 1 2W XFMR nodoMT 1 nodo1.1/1.2 9786.0 56661.1 57500.0 TRAFO 2 2W XFMR nodoMT2 nodo1.4/1.4. 19572.1 ******* ******* TRAFO 3 2W XFMR nodoMT4 nodo1.4.1/1. 6524.0 37774.1 38333.3 TRAFO 4 2W XFMR nodoMT3 nodo1.6 6240.4 36131.7 36666.7 TRAFO 5 2W XFMR nodoMT5 nodo1.7 19572.1 ******* ******* TRAFO 6 2W XFMR nodoMT7 nodo1.8.1 19572.1 ******* ******* TRAFO 7 2W XFMR nodoMT6 nodo1.8 19572.1 ******* ******* TRAFO 8 2W XFMR nodoMT8 nodo1.1.1 19572.1 ******* *******

EQUIPMENT CABLE DATA Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPUGUERRER Cable Connection Ohms/1000 ft per Conductor ============ ========================================================================================= ID Bus ID Load ID Load Type Library Size #/ø T (°C) R X Y --------- ------------ --------- ---------- -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 1MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 1MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable42 nodo1.4.1/1. USU 10 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.06924 0.00 Cable43 nodo1.4.1/1. USU 11 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable44 nodo1.4.1/1. USU 12 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0MCUN3 8 3 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00

Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0MALN3 8 1 75 1.33004 0.05770 0.00 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load OMCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0MCUN3 8 1 75 0.81100 0.05770 0.00 LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow ======================== =========== ============ ============ ============ ===================== ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar ------------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ------- nodo1.1.0Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.5 -0.01 0.00 nodoMT8 0.01 0.00 nodo1.1.0.2Load 0.22 99.66 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodo1.1.6 0.00 0.00 nodo1.1.1Load 0.22 99.84 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodoMT8 -0.01 0.00 nodo1.1.2Load 0.22 99.64 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.1 0.00 0.00

nodo1.1.3Load 0.22 99.60 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.2 0.00 0.00 nodo1.1.4 0.00 0.00 nodo1.1.4Load 0.22 99.57 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.3 0.00 0.00 nodo1.1.5Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.1.0 0.01 0.00 nodo1.1.6Load 0.22 99.64 -4.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodo1.1/1.2Load 0.22 100.18 -3.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.3 0.00 0.00 nodoMT 1 -0.01 0.00 nodo1.3 Load 0.22 100.17 -3.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1/1.2 0.00 0.00 nodo1.4.1/1Load 0.22 100.05 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.5 0.02 0.00 nodoMT4 -0.02 0.00 nodo1.4.2.2Load 0.22 89.92 -2.7 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.6 0.00 0.00 nodo1.4/1.4Load 0.22 100.04 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodoMT2 -0.01 0.00 nodo1.5 Load 0.22 99.94 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 nodo1.4.1/1. -0.02 0.00 nodo1.6 Load 0.22 90.06 -2.7 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.4.2.2 0.00 0.00 nodoMT3 -0.01 0.00 nodo1.7 Load 0.22 99.71 -4.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7.1 0.00 0.00 nodoMT5 -0.01 0.00 nodo1.7.1Load 0.22 99.68 -4.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.7 0.00 0.00 nodo1.8 Load 0.22 99.83 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.9 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.8.1Load 0.22 99.71 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 nodo1.8.2 0.00 0.00 nodoMT7 -0.01 0.00 nodo1.8.2Load 0.22 99.70 -5.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.8.1 0.00 0.00 nodo1.9 Load 0.22 99.67 -3.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0.2 0.00 0.00 nodo1.8 0.00 0.00 nodoMT 1 Swng 13.20 100.00 0.0 0.08 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 0.07 0.01 nodo1.1/1.2 0.01 0.00 nodoMT2 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT 1 -0.07 -0.01 nodoMT3 0.04 0.00 nodoMT4 0.02 0.00 nodo1.4/1.4. 0.01 0.00 nodoMT3 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 -0.04 0.00 nodoMT5 0.03 0.00 nodo1.6 0.01 0.00 nodoMT4 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT2 -0.02 0.00 nodo1.4.1/1. 0.02 0.00 nodoMT5 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT3 -0.03 0.00 nodoMT6 0.02 0.00 nodo1.7 0.01 0.00

nodoMT6 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT5 -0.02 0.00 nodoMT7 0.01 0.00 nodo1.1.5 0.01 0.00 nodo1.8 0.01 0.00 nodoMT7 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodoMT6 -0.01 0.00 nodo1.8.1 0.01 0.00 nodoMT8 Load 13.20 100.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 nodo1.1.0 -0.01 0.00 nodo1.1.1 0.01 0.00 LOAD FLOW SUMMARY Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Branch Losses Summary Report ---------------------------- CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage ============ ========================= ================== ================== ================= ============= ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To ----- ------------ ------------ -------- -------- -------- -------- -------- -------- ------ ------ ----- CTO TIPICO cto mt-------------------- -------- -------- -------- -------- 0.2 --- ------ ---- Cable101 nodo1.1.0 nodo1.1.5 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable102 nodo1.1.0 nodoMT8 0.006 0.000 -0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable17 nodo1.1.0.2 nodo1.9 -0.001 0.000 0.001 0.000 0.0 0.0 99.66 99.67 Cable20 nodo1.1.0.2 nodo1.1.6 0.001 0.000 -0.001 0.000 0.0 0.0 99.66 99.64 Cable103 nodo1.1.1 nodo1.1.2 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 99.84 99.64 TRAFO 8 nodo1.1.1 nodoMT8 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.4 99.84 100.00 Cable24 nodo1.1.2 nodo1.1.3 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.64 99.60 Cable25 nodo1.1.3 nodo1.1.4 0.002 0.000 -0.002 0.000 0.0 0.0 99.60 99.57 Cable100 nodo1.1.5 nodoMT6 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable92 nodo1.1/1.2 nodo1.3 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 100.18 100.17 TRAFO 1 nodo1.1/1.2 nodoMT 1 -0.010 0.000 0.010 0.001 0.0 0.5 100.18 100.00 Cable93 nodo1.4.1/1. nodo1.5 0.015 0.000 -0.015 0.000 0.0 0.0 100.05 99.94 TRAFO 3 nodo1.4.1/1. nodoMT4 -0.023 0.000 0.023 0.002 0.0 2.0 100.05 100.00 Cable105 nodo1.4.2.2 nodo1.6 -0.003 0.000 0.003 0.000 0.3 0.0 89.92 90.06 TRAFO 2 nodo1.4/1.4. nodoMT2 -0.008 0.000 0.008 0.001 0.0 0.7 100.04 100.00 TRAFO 4 nodo1.6 nodoMT3 -0.011 0.000 0.011 0.001 0.3 0.5 90.06 100.00 Cable12 nodo1.7 nodo1.7.1 0.004 0.000 -0.004 0.000 0.0 0.0 99.71 99.68 TRAFO 5 nodo1.7 nodoMT5 -0.007 0.000 0.007 0.000 0.0 0.5 99.71 100.00

Cable104 nodo1.8 nodo1.9 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 99.83 99.67 TRAFO 7 nodo1.8 nodoMT6 -0.006 0.000 0.006 0.000 0.0 0.4 99.83 100.00 Cable15 nodo1.8.1 nodo1.8.2 0.003 0.000 -0.003 0.000 0.0 0.0 99.71 99.70 TRAFO 6 nodo1.8.1 nodoMT7 -0.009 0.000 0.009 0.001 0.0 0.9 99.71 100.00 Cable2 nodoMT 1 nodoMT2 0.070 0.005 -0.070 -0.005 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable6 nodoMT2 nodoMT3 0.039 0.003 -0.039 -0.003 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable95 nodoMT2 nodoMT4 0.023 0.002 -0.023 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable96 nodoMT3 nodoMT5 0.028 0.002 -0.028 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable97 nodoMT5 nodoMT6 0.021 0.002 -0.021 -0.002 0.0 0.0 100.00 100.00 Cable98 nodoMT6 nodoMT7 0.009 0.001 -0.009 -0.001 0.0 0.0 100.00 100.00 -------- -------- 0.6 5.9 LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Location: PowerStation 4.0.0C Date: 11-01-2006 Contract: SN: KLGCONSULT Engineer: Study Case: LF File: KILOMEPROPU Equipment Cable Losses Summary Report ------------------------------------- Cable Connection Losses % Voltage Vd ============ ==================================== ================= ============= % drop ID Bus ID Load ID Load Type kW kvar Bus Load in Vmag ------------ ------------ ------------ ---------- -------- -------- ------ ------ ------- Cable32 nodo1.1/1.2 USU 1 St Load 0.1 0.0 100.18 95.05 5.13 Cable33 nodo1.1/1.2 USU 2 St Load 0.1 0.0 100.18 96.56 3.62 Cable34 nodo1.1/1.2 USU 3 St Load 0.3 0.0 100.18 97.04 3.14 Cable39 nodo1.3 USU 8 St Load 0.2 0.0 100.17 98.94 1.23 Cable42 nodo1.4.1/1. USU 10 St Load 0.2 0.0 100.05 92.41 7.64 Cable43 nodo1.4.1/1. USU 11 St Load 0.1 0.0 100.05 95.71 4.34 Cable44 nodo1.4.1/1. USU 12 St Load 0.1 0.0 100.05 94.80 5.25 Cable41 nodo1.3 USU 13 St Load 0.3 0.0 100.17 91.70 8.48 Cable51 nodo1.5 USU 14 St Load 0.1 0.0 99.94 95.25 4.69 Cable52 nodo1.5 USU 15 St Load 0.4 0.0 99.94 89.91 10.03 Cable57 nodo1.6 USU 16 St Load 0.5 0.0 90.06 87.76 2.30 Cable58 nodo1.6 USU 18 St Load 0.1 0.0 90.06 85.26 4.80

Cable59 nodo1.6 USU 19 St Load 0.3 0.0 90.06 89.72 0.34 Cable70 nodo1.7.1 USU 20 St Load 0.2 0.0 99.68 92.78 6.90 Cable71 nodo1.7.1 USU 21 St Load 0.1 0.0 99.68 96.76 2.92 Cable83 nodo1.8.1 USU 22 St Load 0.1 0.0 99.71 96.06 3.65 Cable84 nodo1.8.1 USU 23 St Load 0.1 0.0 99.71 94.78 4.93 Cable85 nodo1.8.1 USU 24 St Load 0.1 0.0 99.71 94.61 5.10 Cable65 nodo1.7 USU 27 St Load 0.2 0.0 99.71 97.06 2.65 Cable67 nodo1.7 USU 29 St Load 0.4 0.0 99.71 97.26 2.45 Cable72 nodo1.8 USU 31 St Load 0.1 0.0 99.83 96.42 3.41 Cable90 nodo1.8.2 USU 35 St Load 0.2 0.0 99.70 93.69 6.01 Cable73 nodo1.8 USU 37 St Load 0.2 0.0 99.83 97.39 2.44 Cable78 nodo1.1.4 USU 46 St Load 0.1 0.0 99.57 94.02 5.55 Cable79 nodo1.1.2 USU 47 St Load 0.3 0.0 99.64 96.37 3.26 Cable81 nodo1.1.1 USU 49 St Load 0.2 0.0 99.84 98.92 0.92 Cable82 nodo1.1.1 USU 50 St Load 0.1 0.0 99.84 95.79 4.04 Cable77 nodo1.1.6 USU 54 St Load 0.1 0.0 99.64 96.28 3.36 Cable76 nodo1.9 USU 62 St Load 0.1 0.0 99.67 95.18 4.49 Cable60 nodo1.6 USU 65 St Load 0.2 0.0 90.06 83.17 6.89 Cable61 nodo1.6 USU 66 St Load 0.1 0.0 90.06 87.62 2.43 Cable62 nodo1.6 USU 67 St Load 0.5 0.0 90.06 86.95 3.11 Cable53 nodo1.5 USU 68 St Load 0.1 0.0 99.94 94.56 5.38 Cable54 nodo1.5 USU 69 St Load 0.1 0.0 99.94 95.41 4.53 Cable55 nodo1.5 USU 70 St Load 0.3 0.0 99.94 97.34 2.59 Cable56 nodo1.5 USU 71 St Load 0.2 0.0 99.94 94.01 5.93 Cable45 nodo1.4/1.4. USU 72 St Load 0.1 0.0 100.04 94.70 5.33 Cable49 nodo1.4.2.2 USU 73 St Load 0.1 0.0 89.92 85.21 4.70 Cable50 nodo1.4.2.2 USU 74 St Load 0.3 0.0 89.92 87.83 2.08 Cable47 nodo1.4/1.4. USU 75 St Load 0.2 0.0 100.04 99.28 0.75 Cable46 nodo1.4/1.4. USU 76 St Load 0.1 0.0 100.04 95.12 4.92 Cable48 nodo1.4/1.4. USU 77 St Load 0.2 0.0 100.04 94.03 6.01

ANEXO 6

DATOS GENERALES DE ANALISIS ECONOMICO

FLUJO DE LA SITUACION ACTUAL

AÑO E CONSUM Kwh-año

E PERD Kwh-año

$ E CONS $/Kwh-año

$ E PERD $/Kwh-año

1 61.571 6.688 14.395.370 1.563.556 2 63.418 6.888 14.827.231 1.610.463 3 65.320 7.095 15.272.048 1.658.777 4 67.280 7.308 15.730.210 1.708.540 5 69.298 7.527 16.202.116 1.759.796 6 71.377 7.753 16.688.179 1.812.590 7 73.519 7.985 17.188.825 1.866.968 8 75.724 8.225 17.704.489 1.922.977 9 77.996 8.472 18.235.624 1.980.666 10 80.336 8.726 18.782.693 2.040.086 11 82.746 8.987 19.346.174 2.101.289 12 85.228 9.257 19.926.559 2.164.327 13 87.785 9.535 20.524.356 2.229.257 14 90.419 9.821 21.140.086 2.296.135 15 93.131 10.115 21.774.289 2.365.019 16 95.925 10.419 22.427.517 2.435.969 17 98.803 10.732 23.100.343 2.509.049 18 101.767 11.053 23.793.353 2.584.320 19 104.820 11.385 24.507.154 2.661.850 20 107.965 11.727 25.242.368 2.741.705 21 111.204 12.078 25.999.640 2.823.956 22 114.540 12.441 26.779.629 2.908.675 23 117.976 12.814 27.583.018 2.995.935 24 121.515 13.198 28.410.508 3.085.813 25 125.161 13.594 29.262.823 3.178.388

TOTAL 2.244.826 243.822 524.844.601 57.006.106 Inversión Circuito 27.231.593

FLUJO DE LA SITUACION PROPUESTA

AÑO E CONSUM Kwh-año

E PERD Kwh-año

$ E CONS $/Kwh-año

$ E PERD $/Kwh-año

1 61.571 3.453 14.395.370 807.202 2 63.418 3.556 14.827.231 831.418 3 65.320 3.663 15.272.048 856.361 4 67.280 3.773 15.730.210 882.052 5 69.298 3.886 16.202.116 908.513 6 71.377 4.002 16.688.179 935.769 7 73.519 4.122 17.188.825 963.842 8 75.724 4.246 17.704.489 992.757 9 77.996 4.374 18.235.624 1.022.540 10 80.336 4.505 18.782.693 1.053.216 11 82.746 4.640 19.346.174 1.084.812 12 85.228 4.779 19.926.559 1.117.357 13 87.785 4.922 20.524.356 1.150.877 14 90.419 5.070 21.140.086 1.185.404 15 93.131 5.222 21.774.289 1.220.966 16 95.925 5.379 22.427.517 1.257.595 17 98.803 5.540 23.100.343 1.295.323 18 101.767 5.706 23.793.353 1.334.182 19 104.820 5.878 24.507.154 1.374.208 20 107.965 6.054 25.242.368 1.415.434 21 111.204 6.236 25.999.640 1.457.897 22 114.540 6.423 26.779.629 1.501.634 23 117.976 6.615 27.583.018 1.546.683 24 121.515 6.814 28.410.508 1.593.083 25 125.161 7.018 29.262.823 1.640.876

TOTAL 2.244.826 125.876 524.844.601 29.429.997 Inversión Circuito 44.137.038

FLUJO DIFERENCIAL

Inversión 27.231.593 44.137.038

AÑO $ E CONS $/Kwh-año

$ E PERD $/Kwh-año

$ E CONS $/Kwh-año

$ E PERD $/Kwh-año

1 14.395.370 1.563.556 14.395.370 807.202 2 14.827.231 1.610.463 14.827.231 831.418 3 15.272.048 1.658.777 15.272.048 856.361 4 15.730.210 1.708.540 15.730.210 882.052 5 16.202.116 1.759.796 16.202.116 908.513 6 16.688.179 1.812.590 16.688.179 935.769 7 17.188.825 1.866.968 17.188.825 963.842 8 17.704.489 1.922.977 17.704.489 992.757 9 18.235.624 1.980.666 18.235.624 1.022.540 10 18.782.693 2.040.086 18.782.693 1.053.216 11 19.346.174 2.101.289 19.346.174 1.084.812 12 19.926.559 2.164.327 19.926.559 1.117.357 13 20.524.356 2.229.257 20.524.356 1.150.877 14 21.140.086 2.296.135 21.140.086 1.185.404 15 21.774.289 2.365.019 21.774.289 1.220.966 16 22.427.517 2.435.969 22.427.517 1.257.595 17 23.100.343 2.509.049 23.100.343 1.295.323 18 23.793.353 2.584.320 23.793.353 1.334.182 19 24.507.154 2.661.850 24.507.154 1.374.208 20 25.242.368 2.741.705 25.242.368 1.415.434 21 25.999.640 2.823.956 25.999.640 1.457.897 22 26.779.629 2.908.675 26.779.629 1.501.634 23 27.583.018 2.995.935 27.583.018 1.546.683 24 28.410.508 3.085.813 28.410.508 1.593.083 25 29.262.823 3.178.388 29.262.823 1.640.876

TOTAL 524.844.601 57.006.106 524.844.601 29.429.997

Situación Sin Parámetro

TABLA DE EXCEL 2

TABLA DE EXCEL 3

Situación Con Parámetro

TABLA DE EXCEL 4

EVALUACION

Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja ...

Documents

Transcript of Modelo técnico económico de sustitución de líneas de baja ...