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5/13/2018 Planificacion-EEQ-2010 - slidepdf.com

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EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

PLAN DE EXPANSIÓN 2010 – 2020 DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA E.E.Q.S.A

DIVISIÓN DE PLANIFICACIÓN

Junio/2010



PLAN DE EXPANSIÓN 2010 – 2020 DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ.SA.

OBJETIVOS.

ALCANCE.

1. Descripción del Sistema Eléctrico (SEQ).

1.1 Área de concesión.1.2 Puntos de conexión con el SNT.1.3 Conexión con centrales propias.1.4 Conexión con Autogeneradores.1.5 Conexión con autoproductores y sus consumidores.1.6 Sistema eléctrico aislado.

1.7 Instalaciones eléctricas de distribución.1.8 Sistema de subtransmisión.1.9 Accionistas.

2. Análisis del sistema eléctrico actual (2009).

2.1 Balance de energía y potencia.2.2 Condiciones de operación del sistema eléctrico.2.3 Mercado eléctrico.2.4 Cargas de primarios y subestaciones.

3. Pronóstico de la demanda eléctrica.

MetodologíaPolítica3.1 Pronóstico de la potencia y energía del sistema de potencia.3.2 Pronóstico de la demanda de subestaciones.3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cada

subestación3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones3.2.3 Resultados anuales de los flujos de carga

4. Definición y justificación de las obras 2010- 2020.

4.1 Obras financiadas por Transelectric para transferir la potencia del SNT al SEQ.4.2 Obras financiadas por EEQ.4.2.1 Obras en subestaciones.4.2.2 Obras en líneas de subtransmisión.4.3 Inversiones en redes de media y baja tensión, acometidas y medidores.4.4 Inversiones en Generación

5. Anexos



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PLAN DE EXPANSIÓN 2010-2020 DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ

OBJETIVOS:

Los objetivos de la planificación del sistema eléctrico de la EEQ (SEQ) son:

a) Resolver en el inmediato plazo las restricciones o deficiencias operativas del sistema existente, silas hubiera.

b) Atender sin restricciones, las necesidades de carga eléctrica de nuestros clientes y delcrecimiento del mercado, en los próximos 10 años.

c) Que el plan de expansión propuesto garantice la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico, encondiciones normales y contingencia simple, como: salida de una línea de subtransmisión, salidade un transformador de 138/46 kV y/o de una unidad de la central hidráulica Nayón.

d) Desarrollar un sistema eléctrico que sea eficiente y cumpla con las regulaciones de calidad delservicio del CONELEC.e) Que el Plan de Obras definido sea auto sustentable y con el menor impacto ambiental.

ALCANCE.

La planificación de la expansión del sistema eléctrico busca alcanzar los objetivos impuestos mediante:

• La sistematización y validación de las lecturas de carga anuales de primarios y subestaciones.• El estudio eléctrico del sistema existente, su evaluación y diagnóstico, si hay restricciones o

deficiencias, definir sus soluciones inmediatas o emergentes.• El análisis de los datos estadísticos de energía y potencia generada, facturada y demandada del

sistema de potencia, así como, de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipode abonado, con el fin de determinar las tasas de crecimiento correspondientes.

• El análisis de los datos estadísticos de las cargas por subestaciones de distribución ydeterminación de sus tasas de crecimiento individuales y por grupos característicos.

• El pronóstico de cargas y definición de nuevos equipamientos a nivel del sistema y por subestaciones de distribución, para demanda máxima, media y mínima del sistema, de lospróximos 10 años.

• La determinación de los parámetros eléctricos para los estudios de flujos de carga del sistema, de

las líneas y transformadores de subestaciones de los próximos 10 años.• El análisis eléctrico de las alternativas de evolución anual del sistema de subtransmisión ysubestaciones, en condiciones normales y contingencias.

• Revisión y actualización de los costos unitarios de equipos y obras de L/T y S/Es y análisiseconómico de las alternativas de evolución del sistema eléctrico de potencia.

• Definición del presupuesto, programa de inversiones y cronograma de las obras requeridas por elsistema de los próximos 10 años.

• La determinación de índices de calidad, seguridad y confiabilidad del servicio, como: voltajes,pérdidas eléctricas, cargabilidad de los equipos e instalaciones, factores de potencia, etc.,relativos al sistema eléctrico y sus instalaciones por subsistema.



2

1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ (SEQ) EXISTENTE.

1.1 AREA DE CONCESIÓN.

El área de concesión otorgada por el CONELEC a la EEQ es de 14 971 km2, que corresponde a loscantones de: Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, San Miguel de los Bancos, parte de:Puerto Quito y Cayambe en la Provincia del Pichincha, Quijos y el Chaco en la Provincia del Napo. Con lasDistribuidoras EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en negociación que modificaría el áreade concesión indicada.

1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL SNT.

Para atender el crecimiento intensivo del consumo de energía y potencia de sus clientes, la Empresasolicitó a Transelectric la ampliación de los puntos de transferencia del SNT al SEQ, por lo que, ha venido

sistemáticamente ampliando sus instalaciones eléctricas a 230 kV, 138 kV y 46 kV, disponiendo en laactualidad de 9 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en Santa Rosa: 3 a 138 KV y unaen 46 KV; 2 en Vicentina: uno a 138 KV y uno a 46 KV; en Pomasqui existen 2 puntos en 138 KV y enGuangopolo disponemos de uno adicional a 138/13.2 kV.

Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 KV S/E S. Rosa – S/E E. Espejo –S/E S. Alegre de EEQ, una es en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de EEQy la entrega en 46 KV es en el lado secundario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA deTranselectric. En Vicentina la entrega es una en el lado primario del transformador de 138/46 KV,60/80/100 MVA de EEQ y una en el lado de 46 kV del trafo de 138/46 kV, 12/37/48 MVA. En la S/EPomasqui de TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a 138 KV S/E Pomasqui_T – S/E

Pomasqui_EEQ.

Además de los puntos indicados, la EEQ para distribuir la energía del SNT en su sistema de 46 KVdispone de la subestación Selva Alegre 138/46 KV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46KV, 60/80/100 MVA, así como, de 4 subestaciones a 138/23 KV: S/E 59 E. Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E18 Cristianía y S/E 23 Conocoto.

1.3 CONEXIÓN CON CENTRALES PROPIAS.

Además de los puntos de conexión con el SNT, el SEQ tiene 5 puntos de enlace con sus centraleseléctricas hidráulicas propias, como: Cumbayá de 40 MW, Nayón de 30 MW, Guangopolo de 20 MW,

Pasochoa de 4.5 MW y Chillos de 1.8 MW y 2 puntos de enlace con sus centrales térmicas: GualbertoHernández de 34.2 MW y Luluncoto de 9.0 MW de capacidad instalada. La conexión de la centralhidráulica Chillos es a 22.8 KV y de la central térmica Gualberto Hernández es a 13.2 KV, las demáscentrales están conectadas a 46 KV.

1.4 CONEXIÓN CON AUTOGENERADORES.

También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos como: La Calera, de 2.0 MW de capacidadinstalada, que se conecta a 22.8 KV en la subestación Machachi; la Sillunchi de 0.4 MW se conecta alcircuito primario B-Machachi; la HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de capacidad instalada que se conecta a22.8 KV con el circuito primario C-Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario: Papallacta-Baeza-Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E Equinoccial 13.8/22.8 KV, alcircuito primario D-Pomasqui; la Perlabí de 2.7 MW se conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central



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EMAAPQ-Noroccidente de 0.250 MW, se conecta en 6.3 KV al circuito primario A-15, Uravía de 0.95 MWse conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche.

1.5 CONEXIÓN CON AUTOPRODUCTORES Y SUS CONSUMIDORES.

CLIENTE: CONEXIÓN Observación

1ADELCA_46kV Lado primario del trafo 46/6.3 kV de la S/E

FCA. ADELCADesde julio 2007 cliente regular de la EEQ

2ADELCA_138kV Lado primario del trafo 138/23 kV de la S/E

FCA. ADELCADesde agosto 2008 cliente regular de la EEQ

3

ENKADOR Lado secundario del trafo 23/13.2 kV,primario C-24 S.RAFAEL (desde ago.09está alimentado a 23 kV de la S/ESangolqui.)

Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ

4

BOOP Primario 22.8 kV, B-57 Pomasqui Desde jul io 2007 cliente regular de la EEQ

5DELTEX Varios primarios (16-A, 27-A, 36-F) Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ

6DANEC Primario 22.8 kV, A-55 Sangolquí Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ

7 PLASTICSACKS Primario 22.8 kV, A-57 Pomasqui Autoproductor de HidroAbanico

8 PINTEX Primario 6.3 kV, C-17 Andalucía Autoproductor de HidroAbanico

9 NOVOPAN Primario 22.8 kV, C-36 Tumbaco Autoproductor de HidroAbanico

10 INTERFIBRA Primario 22.8 kV, F-18 Cristianía Autoproductor de HidroAbanico

11 SINTOFIL Primario 22.8 kV, E-36 Tumbaco Autoproductor de HidroAbanico

12 GUS Varios primarios Autoproductor de HidroAbanico

13 KFC Varios primarios Autoproductor de HidroAbanico

14 EBC Primario 6.3 kV, B-16 Río Coca Autoproductor de HidroAbanico

15INCASA

Varios primarios (18-E, 21-E)Desde julio 2009 cliente regular de la EEQ

16TESALIA

Primario 22.8 kV, A-34 MachachiDesde julio 2008 cliente regular de la EEQ

17LANAFIT

Primario 6.3 kV, G-16 y C-16 Río CocaDesde julio 2008 cliente regular de la EEQ

18ENERMAX(SUPERMAXIS)

Varios primarios Autoproductor de HidroSibimbe

19 HCJB Varios primarios Autoproductor Ecoluz.

20 Ideal Alambrec, Varios primarios Autoproductor Perlabi.

21URAVÍA Primario 22.8 kV, A-Quinche.

Autoproductor Hcda. San Elías, Plus Hotel,Hcda. La Clemencia.

Adicionalmente se tiene a 138 KV en la S/E Santa Rosa de TRANSELECTRIC un punto de conexión conel sistema eléctrico “proyecto Papallacta” para el bombeo de agua del proyecto del mismo nombre y elsuministro de energía de sus centrales hidráulicas El Cármen y Recuperadora de la Empresa Municipal deAgua Potable del Municipio del D.M.Quito, que por sus características cuando es carga también deberíaser considerado como un gran consumidor.

1.6 SISTEMA ELÉCTRICO AISLADO Y CONEXIÓN A OTRAS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.

A partir del contrato de concesión con el CONELEC se entregó a la EEQ el sistema eléctrico Oyacachi,

sistema eléctrico aislado perteneciente al Cantón El Chaco en la Provincia del Napo, que dispone de unamicro central hidráulica de 50 KW para el suministro de energía a los consumidores de Oyacachi,



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mediante un banco de 3 transformadores monofásicos de 25 KVA cada uno, 121/210 voltios, energía quees distribuida a los consumidores del pueblo mediante 1 transformador trifásico de 30 KVA, 2 monofásicosde 15 KVA y 1 monofásico de 25 KVA.

En lo que tiene que ver con la entrega de energía a otros sistemas de distribución a la fecha se tiene unsolo punto de conexión con el sistema de EMELNORTE.

1.7 INSTALACIONES ELECTRICAS DE DISTRIBUCIÓN.

La Empresa para garantizar el servicio eléctrico y el crecimiento de la demanda eléctrica a sus clientes, adiciembre 2009 dispone de 31 subestaciones de distribución, en las cuales: 7 transformadores son de138/22.8 KV, 10 transformadores de 46/22.8 KV, 1 transformador de 46/22/13.2 KV, 3 transformadores de46/22/6.3 KV, 1 de 46/13.2 KV y 21 transformadores de 46/6.3 KV, con una capacidad instalada total de:591.25 MVA en “OA”, 776.75 MVA en “FA” y 843.75 MVA en “FOA”. Estas subestaciones estánalimentadas por un sistema de líneas de subtransmisión de 216.5 Km a 46 KV y 54.2 Km a 138 KV, y para

distribuir la energía en las diferentes zonas de servicio, dispone de 158 circuitos de distribución primaria a22.8 KV, 6.3 KV y 13.2 KV, de 6767.0 kilómetros; así como, 1 979 MVA instalados en 31 317transformadores de red; más de 6 300 kilómetros de redes secundarias, así como, 410 591 acometidas y795 650 medidores, entre monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4 386 están instalados enmedia tensión y 13 en alta tensión; todo orientado a disponer de un sistema eléctrico de alta confiabilidad,seguridad y eficiencia, que garantice calidad del servicio a sus clientes, sin restricciones.

1.8 SISTEMA DE SUBTRANSMISION.

Los puntos de conexión con el SNT se unen con las subestaciones de distribución mediante un sistema desubestaciones de reducción de 138/46 KV, de líneas de subtransmisión a 138 KV y 46 KV y varias

subestaciones de seccionamiento a 138 KV y 46 KV, que permiten disponer de varios anillos dealimentación a las subestaciones de distribución, tanto desde los puntos de enlace con el SNT a 138 kV y46 kV como con los de enlace a las centrales eléctricas propias a 46 kV y la central Chillos 23 kV, lo que leha permitido disponer de un sistema de subtransmisión confiable y seguro.

1.9 ACCIONISTAS.

El crecimiento intensivo de la demanda eléctrica y de los clientes ha incidido para que la composiciónaccionaria de la Empresa se modifique en el transcurso del tiempo, llegando el Estado a participar en sucomposición, por la falta de recursos económicos de los accionistas existentes para financiar la expansiónde las instalaciones eléctricas, participación que en principio fue mediante el INECEL y actualmente es por

medio del Fondo de Solidaridad, así como también, tiene participación el Municipio del DistritoMetropolitano de Quito, con los aportes de las instalaciones nuevas de urbanizaciones y aportes propios,también, el Consejo Provincial de Pichincha en base a ley del FER y luego del FERUM, fondo que desdela expedición de la nueva ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996, volvió a pertenecer al Estadomanejado por el Fondo de Solidaridad (FS), hasta el 4 de diciembre del 2009, en que el Ministerio deElectricidad y Energía Renovable (MEER) asumió el accionariado del FS, por lo que, a continuación seindica la composición y accionistas de la EEQ:



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COMPOSICIÓN ACCIONARIAdesde el 4 dic.2009

Capital Actual Accionesordinarias

Accionespreferidas

(%)

Ministerio de Electricidad y Energía

Renovable.

84.188.897,0 84.188.897,0 - 56,98

Ilustre Municipio del DistritoMetropolitano de Quito.

47.100.047,0 45.372.137,0 1.727.910,0 31,88

Consejo Provincial de Pichincha. 14.165.179,0 14.165.179,0 - 9,59Industriales y Comerciantes. 2.099.618,0 2.099.618,0 - 1,42Consejo Provincial del Napo. 192.047,0 192.047,0 - 0,13Cámara de Industriales de Pichincha. 396,0 396,0 - 0,00027Comité de Empresa de la EEQ. 314,0 314,0 - 0,00021Ec. Ramiro Gómez 45,0 45,0 - 0,00003TOTAL: 147.746.543,0 146.018.633,0 1.727.910,0 100,0

2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO ACTUAL (2009)

2.1 Balance de energía y potencia.

La energía y potencia requerida por nuestro sistema eléctrico se incrementó al 2009, ya que la demandallegó a los 624.54 MW, como se desprende de los registros de las entregas de potencia y energía en lospuntos de conexión con el SNT más la generación propia y autogeneradores, y de los estudios eléctricosdel sistema de potencia y de circuitos primarios, se determinó las pérdidas eléctricas por subsistema, quese indican en el formulario J. Proyección anual de energía facturada y usuarios del grupo de datosProyección de Demanda.

En lo que se refiere a la pérdidas eléctricas al 2009 se obtuvo un índice del 8.52% en energía, siendo el6.31% por técnicas y el 2.21% por no técnicas, lo que resultó en una disminución gradual respecto al valor del 2001, que fue del 16.12%. Si bien las pérdidas técnicas están en un valor aceptable, se tiene previstoalgunas acciones en los próximos años para disminuirlas; así como también, en lo que se refiere a lareducción de pérdidas no técnicas, se tiene un plan para reducir su nivel en los próximos años, con lo cual,aspiramos mejorar aún más los índices establecidos por el CONELEC.

En lo que se relaciona a la energía requerida, toda ella se está comprando en el Mercado EléctricoMayorista (MEM), incluso lo de las centrales eléctricas propias, sin embargo, hay que resaltar que, al 2009 el aporte de la generación propia fue del 16.8 % en energía y 14.2% en potencia y de los Autogeneradores

el 1.7 % en energía y 1.1% en potencia.2.2 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO.

La magnitud de potencia y energía requerida por nuestro sistema eléctrico impuso que desde el 2001 seincremente la capacidad de transferencia del SNT al SEQ en 138 KV y 46 KV, es por eso que, al 2001 seaumentó la capacidad en la S/E Santa Rosa, mediante un segundo transformador trifásico de 45/60/75MVA, 138/46 KV, en el 2002 en la S/E Vicentina, mediante un transformador trifásico de 60/80/100 MVA,138/46 KV, si bien, este último fue para sustituir a un transformador dañado de Transelectric, en el 2003 seincrementó la capacidad de transferencia de 230 KV a 138 KV, mediante el ingreso de la S/E Pomasquide 300 MVA, de Transelectric, en el 2006 en la S/E Santa Rosa se energizaron adicionalmente 3

autotransformadores de 225/300/375 MVA, 230/138 kV; y a noviembre del 2007 en los puntos de



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transferencia de la EEQ se incrementó en la S/E Selva Alegre de 138/46 kV, un segundo trafo de60/80/100 MVA.

En condiciones normales de operación el SEQ, los puntos de conexión con el SNT no han tenido

limitaciones de confiabilidad, seguridad y calidad del servicio, puesto que, la carga de los transformadores,los voltajes de barras, el factor de potencia, las cargas de líneas y las pérdidas eléctricas técnicas, estánen valores aceptables, como se puede ver en el formulario e - demandas de energía y potencia máximaen barras de entrega de los datos Proyección de Demanda.

El cambio de la regulación sobre el cumplimiento del factor de potencia (FP) en los puntos de conexióncon el SNT del CONELEC, que según la última regulación disminuyó de 0.98 a 0.96, en demanda máximay media, y menor a 0.99 en mínima, ha incidido positivamente en nuestro sistema para no tener limitaciones eléctricas importantes ni de voltajes, ni de FP, ni de sobrecargas de líneas, aunque a nivel desubestaciones de distribución tenemos algunos problemas de sobrecarga por el atraso en los nuevosequipamientos, lo que aspiramos corregir en los próximos años.

Sin embargo, los apagones dispuestos por el CENACE y el Ministerio de Electricidad a partir del viernes30 de octubre de 2009 del 5%, 10% y 15% a las Empresa Eléctricas Distribuidoras han dejado enevidencia una vez más el déficit de generación eléctrica con el que cuenta el país.

2.3 MERCADO ELÉCTRICO.

El mercado eléctrico de abonados y los consumos de energía facturados creció en el 2009, confirmándoseuna vez más su crecimiento intensivo, con tasas promedio anual del 4.96% para los abonados y el 5.26%para el consumo facturado, como se indican en la tabla 2.3.1 a continuación.

De la composición del mercado eléctrico por abonados se desprende que, los residenciales siguenteniendo la mayor participación con un 84.8% del total, luego le siguen los comerciales con el 12.4%, losindustriales con el 1.6%, el sector otros con el 1.1% y los no regulados con el 0.00%, sin embargo, losabonados residenciales han disminuido su participación con respecto al 2001, debido al mayor crecimientode los otros tipos de abonados.

En cambio, en lo que se relaciona al mercado eléctrico por consumos facturados se tiene que, el sector residencial tuvo también la mayor participación con el 39.9%, luego le sigue el comercial con el 21.6%, acontinuación está el sector industrial con el 27.4%, luego están la iluminación pública con el 5.7%, elsector otros con el 5.7% y los no regulados con el 0.0%, pero el consumo facturado del residencial bajo enel 2009 esto debido al racionamiento eléctrico pese a su ligero crecimiento en abonados, en el sector

industrial la cantidad de abonados disminuyó ligeramente, siendo que su consumo creció, el comercialbajo también en consumos, lo mismo que el sector otros.



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ABONADOS:Año Residencial Comercial Industrial Regulados Otros Total

# % # % # % # % # % #2001 463,611 86.1 60,806 11.3 9,049 1.7 4,687 0.9 538,1532002 479,310 85.7 64,523 11.5 10,030 1.8 5,543 1.0 559,4062003 496,706 85.4 68,181 11.7 10,567 1.8 5,940 1.0 581,394

2004 519,046 85.3 72,364 11.9 10,996 1.8 7 0.001 6,354 1.0 608,7602005 545,569 85.1 77,229 12.0 11,498 1.8 14 0.002 6,854 1.1 641,1502006 575,286 85.0 82,194 12.1 12,015 1.8 13 0.002 7,261 1.1 676,7692007 602,708 85.0 86,619 12.2 12,406 1.7 0 0.000 7,717 1.1 709,4512008 636,000 84.7 93,488 12.5 12,713 1.7 0 0.000 8,372 1.1 750,5742009 672,123 84.8 98,604 12.4 13,009 1.6 0 0.000 8,908 1.1 792,643

tasa(%) 4.96Composición de abonados y consumos facturados.

FACTURACION:Año Residencial Comercial Industrial AP Regulados Otros Total

MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh2001 780,084 37.8 374,880 18.2 619,424 30.0 161,185 7.8 129,782 6.3 2,065,3552002 830,180 38.3 408,044 18.8 633,830 29.3 170,139 7.9 124,490 5.7 2,166,683

2003 886,862 39.4 453,224 20.2 612,355 27.2 162,467 7.2 133,656 5.9 2,248,5642004 950,518 40.7 492,957 21.1 588,026 25.2 154,000 6.6 28,496 1.2 148,525 6.4 2,334,0262005 1,031,804 42.7 539,984 22.3 540,764 22.4 154,000 6.4 123,273 5.1 151,306 6.3 2,417,8582006 1,092,608 40.4 581,620 21.5 552,993 20.5 160,160 5.9 163,617 6.1 151,550 5.6 2,702,5482007 1,146,439 41.1 610,145 21.9 633,870 22.7 160,028 5.7 85,538 3.1 156,080 5.6 2,792,0982008 1,186,909 40.3 644,803 21.9 775,322 26.4 167,987 5.7 - 0.0 166,688 5.7 2,941,7092009 1,241,193 39.9 672,042 21.6 853,276 27.4 - 0.0 171,389 5.5 174,952 5.6 3,112,852

tasa(%) 5.26

En el caso del alumbrado público, a partir del 2002 hasta el 2005 se produce una disminución de suconsumo, por los ajustes introducidos al cambio de tipo de iluminación hechas desde 1995, al habersereemplazado las luminarias de mercurio de 125 W y 175 W por sodio de 70W y 100W, las de 250 W deHg por 150W de Na y las de 400 W de mercurio por sodio de 250 W. Adicionalmente a partir del 2007empiezan a instalarse las luminarias de sodio de doble potencia, que permite ahorrar energía luego de lasprimeras 4 horas de su funcionamiento diario.

2.4 CARGAS DE PRIMARIOS Y SUBESTACIONES.

Las cargas de los circuitos primarios y subestaciones de distribución, que se indican a continuación, en latabla 2.4.1a, se obtuvieron de la base de datos de la Unidad de Pérdidas Técnicas donde se guardan losregistros horarios de los medidores electrónicos instalados en las subestaciones, para el día del pico 2009del SEQ (22 oct.2009, 19:15). También se disponen de factores de potencia reales de las cargas de cadaprimario y subestación de distribución, lo cual permite una mayor exactitud en los estudios eléctricos del

sistema.



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AUTOG VOLTAJE TOTAL Pot. coin.

SUBESTACIONES A B C D E F G H TERCE AEREO TROLE (MVA) KV (A) (MVA)

1 - Olimpico 177.6 241.0 265.9 259.2 284.2 6.21 1,227.8 13.262 - Luluncoto 23 153.1 21.38 153.1 5.692 - Luluncoto 6.3 102.4 6.34 102.4 1.13

2 - Luluncoto 6.3 202.9 233.0 6.42 435.8 4.873 - Barrio Nuevo 6.3 333.1 236.2 256.8 310.1 278.0 6.32 1,414.2 15.543 - Barrio Nuevo 23 188.3 2.2 21.87 190.6 7.254 - Chimbacalle 223.7 251.5 270.7 333.1 245.8 2.7 6.20 1,327.5 14.316 - Escuela Sucre 95.0 39.4 115.2 85.0 33.6 6.12 368.2 3.927 - San Roque 223.7 195.8 316.8 117.1 182.4 6.37 1,035.8 11.488 - La Marin 59.5 91.7 59.5 129.6 258.2 19.9 6.29 618.4 6.779 - Miraflores 27.2 177.9 64.0 174.7 6.37 443.8 4.9210-Diez Vieja 60.0 128.6 185.3 80.2 6.30 454.1 4.9811 - Belisario Quevedo 137.3 268.8 217.0 176.6 6.40 799.7 8.9012 - La Floresta 311.0 368.0 48.0 6.29 727.0 7.9513 - Granda Centeno 310.1 212.2 270.7 74.9 180.5 29.5 6.29 1,077.8 11.7915 - El Bosque 361.9 192.0 407.0 278.4 203.5 0.0 6.13 1,442.9 15.3816 - Rio Coca 205.4 462.7 326.4 309.1 302.4 362.9 221.8 352.3 10.8 6.33 2,553.8 28.1217 - Andalucia 241.0 184.3 298.6 162.2 317.8 171.8 6.20 1,375.7 14.8318 - Cristiania 136.8 234.7 76.3 253.4 22.60 701.3 27.57

18 - Cristiania 224.2 183.8 164.2 22.40 572.2 22.2919 - Cotocollao 33 162.2 145.9 62.4 157.0 186.7 22.48 714.2 27.9319 - Cotocollao 20 130.1 176.6 23.01 306.7 12.2821 - Epiclachima 245.8 147.8 6.7 22.83 400.3 15.8921 - Epiclachima 207.8 191.0 158.9 23.06 557.8 22.3724 - Carolina 208.3 340.8 114.2 277.4 244.8 193.0 26.6 6.42 1,405.2 15.6927 - San Rafael 183.4 185.3 212.6 265.0 22.10 846.2 32.5327 - San Rafael 30.2 1.8 22.98 30.2 1.2128 - Iñaquito 314.9 231.4 367.7 335.0 6.25 1,249.0 13.5832 - Diez Nueva 276.5 258.2 299.5 272.6 6.30 1,106.9 12.1334 - Machachi 161.8 143.7 128.8 37.8 0.7 22.00 472.0 18.0636 - Tumbaco 244.3 87.8 185.8 4.7 22.40 517.9 24.9036 - Tumbaco 86.9 152.6 222.2 22.90 461.8 18.3937 - Santa Rosa 183.8 90.7 24.0 130.1 22.70 428.6 16.9249 - Los Bancos 54.4 26.6 95.4 26.9 13.95 203.2 4.9353 - Perez Guerrero 228.5 254.4 255.4 198.7 241.0 19.7 6.30 1,197.6 13.1254 - HCJB (Baeza - Quijos) 96.2 22.80 96.2 3.8255 - Sangolqui 106.1 63.8 60.5 140.6 61.9 22.61 433.0 17.0357 - Pomasqui 263.5 241.4 55.7 70.0 4.3 22.00 630.6 28.4557 - Pomasqui 209.8 192.0 58.6 22.00 460.3 17.6158 - El Quinche 120.0 49.0 71.0 179.8 23.00 419.9 16.8059 - Eugenio Espejo 182.9 184.8 23.30 367.7 14.9059 - Eugenio Espejo 226.6 222.2 23.30 448.8 18.19

LECTURAS COINCIDENTES DE PRIMARIOS EN [A] - 22/OCT/2009 - 19H15

Tabla 2.4.1.a Cargas de primarios y subestaciones al pico del SEQ 2009.

Además, de la misma tabla se desprende, que hay primarios y subestaciones que están en su límite decarga y otros que están descargados, valores que sirven de base para hacer el diagnóstico por subestación de distribución y que también han servido de base para realizar el pronóstico anual de lademanda correspondiente, cuyos resultados se indican a continuación:

3. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DEL SISTEMA

METODOLOGÍA

El método utilizado para definir la expansión del sistema de potencia, consiste en resolver y diseñar losrequerimientos del sistema eléctrico al año horizonte (último año transcurrido más 10 años), en función deestudios eléctricos del sistema en condiciones normales y contingencias, para lo cual se realiza elpronóstico anual de la demanda por subestaciones de distribución, puntos de entrega del SNT y del

sistema de potencia, se determinan los parámetros eléctricos de las nuevas líneas y transformadores



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requeridos, en base a un prediseño de los mismos y se ingresan los datos a la base de datos del softwarede estudios eléctricos.

A partir del escenario de 10 años, se analiza y propone la expansión anual del sistema, para el corto (2

años), mediano (5 años) y largo plazos (10 años), complementado con el análisis económico dealternativas y financiero de la alternativa seleccionada, que sea válido, no solo en el corto plazo, sino en elmediano y largo plazos, represente la solución más económica para la Empresa y financieramente seaejecutable.

En tal sentido, para definir la expansión anual del sistema eléctrico, se considera:

• Que cumpla con los objetivos impuestos.• Que sea la solución más económica y encuadrada dentro de la configuración del sistema al año

horizonte.• Que garantice en cada año de evolución del sistema a 10 años, una reserva mínima adecuada de

la capacidad de las instalaciones de líneas y transformadores de subestaciones sin perjudicar lacalidad del servicio y que permita mantener el servicio bajo condiciones de contingencias simplesde falla de una línea o de un trafo de 138/46 KV.

• Que permita, dadas las condiciones financieras de la EEQ, el máximo diferimiento posible de lasobras, siempre que no comprometan las condiciones de seguridad y confiabilidad del servicioeléctrico.

• Que se adapte en mejor forma al sistema existente y que para su evolución no se requierancambios sustanciales.

• Que el plan tienda a minimizar las pérdidas técnicas y que entren en operación en el momentooportuno, evitando sobre dimensionamientos, que no originen réditos a corto plazo, etc.

Que las subestaciones de distribución con dos trafos de 15/20 MVA o 20/27/33 MVA, en 46/6.3 KV, 46/23KV o 138/23 KV, respectivamente, dispongan al menos de doble alimentación, para asegurar laconfiabilidad de su servicio, ante falla simple de una de ellas.

POLÍTICA

Desarrollar el sistema de subtransmisión a 138kV eliminando sistemáticamente el nivel de 46KV existentefuera del área urbana del Cantón Quito y las redes de distribución de media tensión desarrollarlas a22,86kV en las áreas periféricas y rurales del Cantón Quito por su gran extensión geográfica y su potencialcrecimiento demográfico, como es el caso de los valles de Los Chillos y Tumbaco, así como de lasparroquias: El Quinche, Guayllabamba, Pomasqui, San Antonio, Calderón; y de los Cantones de laProvincia de Pichincha: Mejía, San Miguel de Los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, Puerto Quito; ElChaco y Quijos en la Provincia del Napo.

3.1 PRONÓSTICO DE LA POTENCIA Y ENERGÍA DEL SISTEMA DE POTENCIA.

Del análisis estadístico a las series históricas de la energía suministrada y potencia demandadacorrespondientes se determinó que al 2020, la variación de la proyección pesimista es menor a la optimistaen el 7.83% para la energía y el 7.33% para la potencia en MW, diferencias consideradas razonables al finaldel periodo del pronóstico de la energía y la demanda de nuestro sistema en condiciones normales de

suministro de energía, valores que han servido de base para el pronóstico de la demanda eléctrica por subestaciones.



Plan de Expansión 2010-2020 del Sistema Eléctrico de la EEQ.

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3.2 PRONOSTICO DE LA DEMANDA DE SUBESTACIONES.

Se basa en el análisis estadístico de los datos históricos disponibles del período 1983-2009, deenergía y potencia suministrada a nuestro sistema eléctrico, así como de la facturada a nuestrosclientes, de las pérdidas y de los datos de carga de nuestros primarios, subestaciones y líneas de

subtransmisión, el análisis de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo deabonado, datos con los cuales se realizan los pronósticos de carga correspondientes para el corto,mediano y largo plazos, utilizando las opciones de análisis estadístico y de pronóstico disponible enel Excel, lo que nos permite determinar la evolución histórica de la demanda y establecer suproyección, tanto por subestación, como por grupos de subestaciones que caracterizan un sector geográfico de servicio. Las cargas por primario y subestaciones del 2009 utilizadas de base para lospronósticos indicados se indican en la tabla 2.4.1.a.

El pronóstico de cargas de las subestaciones de distribución en cualquier condición de carga delsistema de potencia, se determina tomando como base las cargas coincidentes de lassubestaciones con la condición analizada del sistema de potencia, gracias a la disponibilidad actual

de registros electrónicos horarios, de los medidores digitales ubicados en las subestaciones, sinembargo, se ha estandarizado 3 condiciones típicas a estudiarse como son: para la demanda picodel sistema, para la demanda pico industrial o media del sistema y para la mínima del sistema,resultados que son obtenidos de la base de datos de Despacho de Potencia del último añotranscurrido. Sin embargo, por la diferencia entre la suma total de las cargas de las subestaciones,incluido autogeneradores y las pérdidas de L/T y S/Es con la demanda del sistema, para el añobase, es necesario ajustar dichos valores con un factor de relación entre la suma total de las cargasde las subestaciones y la demanda pico, media o mínima del sistema analizada, respectivamente,factores que se aplican en proporción a las cargas de las subestaciones que se utilizaron comobase del pronóstico correspondiente, según cada caso, lo que permite una mayor exactitud en lasimulación eléctrica de las condiciones del sistema de potencia analizados.

Como sabemos, todo pronóstico y en especial el de demanda eléctrica puede variar entre valoresmáximos a mínimos, correspondientes a tasas de crecimiento optimista y pesimista, lo que en el casode nuestro mercado eléctrico depende del crecimiento o recesión del sector industrial y comercial, asícomo, del poder adquisitivo del sector residencial, con una mínima influencia del incremento del preciode la tarifa. Además, se debe tener presente que por necesidades de operación de los circuitosprimarios, de las subestaciones o del sistema, es usual que se hayan producido transferenciastemporales o permanentes de carga entre subestaciones adyacentes, por lo que, para realizar losestudios del pronóstico de la demanda en las diferentes condiciones se han agrupado lassubestaciones por áreas geográficas de clientes típicos y voltajes primarios similares, con el fin de

corregir en parte los errores en las tasas de crecimiento que por transferencias pudieron darse alhacer el estudio a nivel de subestaciones individuales, ya que en unos casos su demanda puede ser inferior a la del año anterior y en otros pueden ser muy superior a su tasa de crecimiento normal.

En la Tabla 3.1.1. se resumen los resultados del pronóstico de las demandas del sistema y de lafacturación para los escenarios optimista, probable y pesimista. En cambio, En el formulario b -proyección de la demanda anual de potencia activa máxima (MW) de los datos Proyección deDemanda se muestra la proyección de demanda máxima por subestación de los próximos 10 años,la que considera, las transferencias de carga entre subestaciones, por el ingreso de nuevassubestaciones o el incremento de la capacidad de las existentes y el ingreso de cargas especialesconsideradas grandes, que están fuera de tasa de crecimiento normal de cada subestación.




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3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cadasubestación

1. Subestación N° 2 Luluncoto:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, el uno alimenta alos primarios, 2-C y 2-D; el otro al primario 2-B. Adicionalmente dispone de un auto-transformador de 2.5/7.5 MVA, 46/22/6.3 KV, que alimenta al primario 2-A en 22,8 KV. Sus cargas coincidentes alas 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 2-B 102.4 A, 2-C 202.88 A, 2-D 232.96 A y 2-A_23 153.12 A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 5.8 MVA en 6.3 KVy 5.5 MVA en 23 KV, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienenproblemas de sobrecargas, aunque el trafo de 6.25 MVA y el auto-transformador de 46/22/6.3KV,tienen problemas de regulación de voltaje, por la falta de un cambiador de taps tipo LTC o dereguladores monofásicos del circuito, los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores ycabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son

equipos viejos, en operación desde 1960. La calidad del servicio técnico de esta subestación y susprimarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 la carga en 23 KV debe transferirse en el 100% a la S/E 23 Conocoto de138/23 kV, descargando al sistema de 46 kV que lo alimentaba y mejorando la calidad del productoen su área de servicio ya que estará servida desde un trafo con regulación de tensión automática dela carga. Al 2010 debe instalarse un trafo nuevo de 15/20, 46/6.3 KV, en vez de los dos existentes,para aumentar la reserva de capacidad instalada y poder recibir carga en caso de transferenciasdesde la S/E 4 por falla del trafo o por mantenimientos, también debe reemplazarse las cabinasmetal clad viejas por nuevas, incluido los disyuntores. Al 2020 dispondrá de 20.0 MVA de capacidadinstalada y alcanzaría los 9.9 MVA de demanda máxima, considerando que la tasa de crecimientopromedio anual para la carga a 6.3KV variaría entre el 2.75% y 4.75%.

2. Subestación N° 3 Barrio Nuevo:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores, uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, quealimenta a cinco primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR y otro de 15/20 MVA,46/22/6.3 KV, de 1977, que alimenta a dos primarios en 22.8 KV, el uno que sirve a una estación delTrolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 3-A 337.92A, 3-B 224.64 A, 3-C 250.67 A, 3-D 303.36 A, 3-E 279.76 A y 3-T _23 188.3 A, 3-Trole_23 2.2 A.Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 16.0 MVA en 6.3 KV y 6.8 MVA en

23 KV, si bien, ninguno de los primarios tiene problemas de regulación de voltaje, ya que estánsoportados en transformadores con cambiador de taps tipo LTC, aunque el primario a 23KV y losprimarios a 6.3KV: 3-A, 3-B, 3-C, 3-E tienen problemas de altas pérdidas eléctricas, por encontrarsela subestación fuera del baricentro de la carga de 6,3KV. Uno de los transformadores presentaproblemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que es equipo viejo y no sepuede conseguir repuesto. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios esaceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2011 deberá transferirse carga a la nueva subestación No. 5 Chilibulo, de138/23 kV, para descargar el sistema de 46 kV que lo alimenta y evitar que en contingencia de fallasimple de una de las líneas a 46 KV que alimentan a la S/E No. 7 y/o S/E No. 3, se sobrecargue la

otra alimentación. La carga a transferirse corresponderá a la zona ubicada entre la Av. M. A. José




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de Sucre, Angamarca y camino a Lloa por el Sur, La Colmena y Cima de la Libertad por el Norte, enlas siguientes magnitudes: 100% del 3-terciario a 23 KV; 75% del 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D,más el 75% del 7-B, a 6.3 kV. La carga de 6.3 kV indicada se transferirá a 22.86 kV de la S/E 5Chilibulo, mediante transformadores de redes 22.86/6.3 kV, de 500 kVA, 750 kVA, 1000 kVA y 1500kVA, luego de lo cual, todas las cargas nuevas de la zona de servicio de la S/E 5 Chilibulo que

requieran transformador de red serán servidas con extensiones de red a 22.86 kV. Al 2015 deberáreubicarse esta subestación, al baricentro de su carga eléctrica ubicado aproximadamente en la Av.Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), para resolver los problemas de regulación devoltaje y de altas pérdidas eléctricas de los primarios largos. Al 2020 su demanda proyectadaalcanza los 11.5 MVA en 6.3KV y dispone de 20.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodola tasa de crecimiento promedio anual varía entre el 3.0% y el 3.5%. Si se reubica la S/E, la estacióndel Trolebús que es atendida desde esta S/E deberá alimentarse del mismo circuito primario de laS/E Epiclachima que sirve a la estación del Trolebús del Mercado Mayorista.

3. Subestación N° 4 Chimbacalle:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 KV, cinco primarios, unbanco de condensadores de 3,0 MVAR y un primario expreso para el trolebús. Sus cargascoincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 4-A 223.68 A, 4-B 251.52 A, 4-C270.72 A, 4-D 333.12 A, 4-E 245.76 A y Trole 2.7 A. La demanda de la subestación ajustada al picodel año es de 14.2 MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas desobrecarga, si bien, el primario 4-D está al límite de su carga. Sus circuitos primarios tampocotienen problemas de regulación de voltaje, ya que están abastecidos por un transformador concambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su cargaeléctrica. Los equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones ymantenimiento, pero el transformador en operación desde 1987, requiere mantenimiento por posiblefalla interna. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, yaque el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2015 debe instalarse un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3, paradescargar al trafo existente, aumentar la reserva en MVA, atender el crecimiento de sus cargas yrecibir transferencias de otras subestaciones. Al 2020 su capacidad instalada sería de 40.0 MVA yalcanzaría los 23.2 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual esdel 3.5% durante el período y no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestacionesvecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada.

4. Subestación N° 6 Escuela Sucre:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, cuatroprimarios, un alimentador expreso para el trolebús y un expreso para unir las barras a 6.3KV entrelas subestaciones No. 6 y 8. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del22/oct/2009 son: 6-A 95.04 A, 6-B 39.36 A, 6-C 115.2 A, 6-Aéreo 84.96 A y 6-Trole 46.08 A. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 4.0 MVA, lo que permite concluir que estasubestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya quees un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro delbaricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores ycabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que sonequipos viejos, en operación desde 1961. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus

primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.




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Situación futura: Al 2017 debe sustituirse el trafo de 5/6.25 MVA, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3 KV,para aumentar su reserva en capacidad instalada y por ser un equipo muy viejo. AL 2020 sucapacidad instalada sería 10.0 MVA y alcanzaría los 5.1 MVA de demanda, considerando quedurante el período la tasa de crecimiento promedio anual es del 2.0 % y no se ha previsto

transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reservaen su capacidad instalada, salvo el caso de quedar fuera de servicio la S/E 7, por colapso de sualimentación en 46KV.

5. Subestación N° 7 San Roque:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, cinco primariosy un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según laslecturas del 22/oct/2009 son: 7-A 223.68 A, 7-B 195.84 A, 7-C 316.8 A, 7-D 117.12 A y 7-E 250.7 A.La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 12.2 MVA, lo que permite concluir queesta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje,

ya que la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica, aunque el LTC estáen Tap fijo por daño de su mecanismo. Sus equipos como: disyuntores y cabinas, no presentanproblemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operacióndesde 1986, pero el trafo si tiene problemas de reparaciones su LTC por falta de repuesto y elfabricante para solicitarle. Sin embargo, debido a que la L/T a 46KV que lo alimenta, en uno de sustramos a doble circuito, está en una zona de alto riesgo geológico, por una falla geológica que loatraviesa, los derrumbes frecuentes en las laderas colindantes con las torres, se ha construido unavariante de alimentación simple circuito por otra ruta, cuyo avance registra solo la construcción delas bases de las torres o postes, lo cual impone, que se deba incrementar la capacidad de reservade las subestaciones vecinas para tomar carga en caso de un evento de esta naturaleza. La calidaddel servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIKestán dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 debe instalarse un nuevo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para sustituir alexistente por daño de su LTC, también al 2011debe transferirse el 75% de la carga del primario 7-B,a la S/E No. 5 Chilibulo, para descargar las líneas de alimentación de 46 kV a la S/E 7 y S/E 3. Al2020 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 15.9 MVA de demanda, por lo quedispone de una adecuada reserva para transferencias de carga y atender el crecimiento de sudemanda eléctrica. Durante el período la tasa de crecimiento promedio anual es del 2.5%. A mas dela transferencia indicada no se ha previsto otras transferencias de carga definitivas a subestacionesvecinas, salvo el caso en que colapse las torres en un tramo de la acometida a doble circuito en 46

KV, de su línea de alimentación, en las épocas de lluvias y/o bajo movimientos sísmicos, que estánal borde de un precipicio, por los derrumbes frecuentes que tiene el terreno donde están lasestructuras.

6. Subestación N° 8 La Marín:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cincoprimarios y un primario expreso del trole. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturasdel 22/oct/2009 son: 8-A 59.52 A, 8-B 108.96 A, 8-C 59.52 A, 8-D 129.6 A, 8-Aéreo 258.24 A, y 8-Trole 19.9 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 7.0 MVA, lo que permiteconcluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación

de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC y la subestación se




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encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta derepuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972. La calidad del servicio técnico deesta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límitespermitidos.

Situación futura: Al 2016 se requiere sustituir el trafo de 8/10 MVA por uno de 15/20 MVA, 46/6.3KV, para resolver la falta de reserva en MVA de su capacidad instalada. Al 2020 su capacidadinstalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 8.8 MVA de demanda, considerando la tasa decrecimiento promedio anual es del 2.0 %. Durante el período no se ha previsto transferencias decarga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidadinstalada.

7. Subestación N° 9 Miraflores:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, con 4

primarios y un banco de condensadores de 1.3 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, segúnlas lecturas del 22/oct/2009 son: 9-A 27.2 A, 9-C 177.9 A, 9-D 64 A y 9-E 174.72 A. La demanda dela subestación ajustada al pico del año es de 5.0 MVA, lo que permite concluir que esta subestacióny sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que sutransformador dispone de cambiador de taps tipo LTC y sus primarios son cortos, aunque lasubestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972. La calidad del serviciotécnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro delos límites permitidos.

Situación futura: Al 2020 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los 7.9 MVA dedemanda, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0 % y 3.0%, duranteel período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, quepuedan comprometer la reserva en su capacidad instalada, salvo el caso que se reubique la S/E 7,por colapso de un tramo de su alimentación en 46KV.

8. Subestación N° 10 Diez Vieja:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores, uno de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, queestá fuera de servicio y otro de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, que reemplazó al dañado de 5/6.25

MVA y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 10V-A 60 A, 10V-B 128.64 A, 10V-C 185.28 A y 10V-D 80.16 A. La demanda de la subestaciónajustada al pico del año es de 4.8 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y susprimarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, pero funciona en posición manual por problemas en sumecanismos automático, sus primarios son cortos, con cargas bajas, aunque la subestación estáfuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores yseccionadores fusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta derepuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1960, pero las cabinas y sus disyuntoresson nuevos. La carga de la S/E demuestra lo innecesario de la conexión y energización del segundotransformador de 5/6.25 MVA, existente en la S/E. La calidad del servicio técnico de esta




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subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límitespermitidos.

Situación futura: Al 2020 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los 6.5 MVA dedemanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0% y

3.00%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestacionesvecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada.

9. Subestación N° 32 Diez Nueva:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, y cuatroprimarios. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 32-A 276.48A, 32-B 258.24 A, 32-C 299.52 A y 32-E 272.64 A. La demanda de la subestación ajustada al picodel año es de 11.9 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación ysus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, aunque el LTC estáen tap fijo por daño de su mecanismo automático, la subestación está fuera del baricentro de su

carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1981, peroel trafo si tiene problemas de reparación su LTC por no existir repuestos, ni el fabricante parasolicitarle. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya queel FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 debe reemplazarse el trafo dañado su LTC por uno nuevo de 15/20 MVA,46/6.3 kV. Al 2017 está previsto el aumento de su capacidad instalada mediante otro trafo de 15/20MVA, 46/6.3 KV, ya que su demanda proyectada es de 20.3 MVA y se requiere descargar al trafoexistente. Al 2020 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría los 22.2 MVA de demanda,considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante elperíodo no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedancomprometer la reserva en su capacidad instalada.

10. Subestación N° 11 B. Quevedo:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cuatroprimarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, segúnlas lecturas del 22/oct/2009 son: 11-A 137.28 A, 11-B 268.8 A, 11-C 216.96 A y 11-D 176.64 A. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 8.7 MVA, sus primarios son cortos,excepto el que sirve a las antenas o transmisores del Pichincha, lo que permite concluir que esta

subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya queel transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro delbaricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadoresfusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, yaque son equipos viejos, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La calidad del serviciotécnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro delos límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 se ha previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del transformador existente y falta dereserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas y en el 2011 se instalará una

posición en 46 kV, con disyuntor. Al 2020 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los




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12 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el2.25 % y 3.25 %. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas desubestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada.

11. Subestación N° 12 Floresta:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, y tresprimarios. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 12-A 311.04A, 12-B 368 A y 12-D 48 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 7.7 MVA,sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienenproblemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone decambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación no está ubicada dentro del baricentro de sucarga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentanproblemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, enoperación desde 1972, con excepción de la cabina de alimentación en 6.3 KV que es nueva . Lacalidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el

TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2020 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los 9.0 MVA dedemanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.30 % y3.30%. Hasta el 2020 no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestacionesvecinas, ya que podría sobrecargarse el trafo existente.

12. Subestación N° 13 G. Centeno:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego decabinas nuevos, con cinco primarios, un alimentador expreso del trolebús y 3.0 MVAR encapacitores. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 13-A310.08 A, 13-B 212.16 A, 13-C 270.7 A, 13-D 74.8 A, 13-E 180.4 A y 13-trole 29.5 A. La demandade la subestación ajustada al pico del año es de 11.4 MVA, sus primarios son cortos, lo que permiteconcluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulaciónde voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación estáubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que sonequipos nuevos, en operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de esta subestación y susprimarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2020 su capacidad instalada es de 20 MVA y alcanzaría los 18.1 MVA dedemanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.25% y3.75%. Durante el período de estudio no se ha previsto transferencias de carga definitivas desubestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada.

13. Subestación N° 15 El Bosque:

Situación al 2009: A partir de este año dispone de un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3KV, instalado para reemplazar al existente por daño del LTC, alimenta a cinco primarios y un bancode condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del22/oct/2009 son: 15-A 361.92 A, 15-B 192 A, 15-C 384.96 A, 15-D 278.4 A y 15-E 203.52 A. La

demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 15.6 MVA, sus primarios son cortos, pero




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el primario 15-A tiene poca reserva. La subestación no tienen problemas de sobrecargas, ni deregulación de voltaje pese a que la subestación está ubicada fuera del baricentro de su cargaeléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnicode esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los

límites permitidos.

Situación futura: Al 2014 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 21.2 MVA dedemanda por lo que se ha previsto la adquisición e instalación de un segundo transformador de15/20MVA, 46/6.3KV, para descargar al trafo existente. Al 2020 su capacidad instalada es de 40.0MVA y alcanzaría los 26.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anualque varía entre el 2.75 % y 3.75 %.

14. Subestación N° 16 Río Coca:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, con ocho

primarios y un alimentador expreso para el trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 3.0MVAR y otro de 4,5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 16-A 205.44 A, 16-B 462.72 A, 16-C 326.4 A, 16-D 309.12 A, 16-E 302.4 A, 16-F 362.88 A, 16-G 221.76 A, 16-H 352.32 A y 16-trole 10.8A. La demanda de la subestación ajustada al pico del añoes de 27.6 MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 16-B, 16-E, 16-G y 16-H están en ellímite de su carga, por lo que no tienen reserva para recibir transferencias de carga de primariosvecinos. La subestación está ubicada dentro del baricentro de carga eléctrica y sustransformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, por lo que esta subestación no tieneproblemas de sobrecarga, ni sus primarios tienen problemas de regulación de tensión. Los equiposde la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones ymantenimiento, ya que son equipos relativamente nuevos, en operación desde 1985. La calidad delservicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK estándentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2012 se ha previsto la transferencia de carga a la nueva S/E 14 Zámbiza, de lazona de servicio entre la Av. El Inca hacia el Norte y la zona conocida como Monteserrín, mediantela introducción de circuitos primarios a 23KV desde la S/E 14 para alimentar a las redes primariasde 6,3KV, con transformadores de red 23/6.3KV de 500KVA, 750KVA, 1000KVA ó 1500KVA, o elcambio de tensión de las redes en la zona indicada. Al 2020 su capacidad instalada es de 40.0 MVAy alcanzaría 34.5 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual quevariaría entre el 3.25 % y 3.75%. Durante el periodo no esta previsto otras transferencias de carga,

con lo cual, se dispondrá de una reserva mínima para seguir atendiendo el crecimiento de lascargas de su zona de servicio.

15. Subestación N° 17 Andalucía:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego decabinas nuevos, con seis primarios y un banco de condensadores de 3.0 MVAR. Sus cargascoincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 17-A 240.96 A, 17-B 184.32 A, 17-C 298.56 A, 17-D 162.24 A, 17-E 317.76 A y 17-G 171.84 A. La demanda de la subestaciónajustada al pico del año es de 14.8 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permiteconcluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus

primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación




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está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,ya que son equipos nuevos, en operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de estasubestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límitespermitidos.

Situación futura: Al 2014 debe transferirse 2.7 MVA de carga a la S/E 15 El Bosque por lo que sudemanda sería de 15.7 MVA. Al 2017 debe volverse a transferir 1.7 MVA de carga a la misma S/E15, por lo que su demanda sería 15.4 MVA, para descargar al trafo existente de 20.0 MVA, por laimposibilidad de aumentar otro trafo en la S/E. Al 2020 su capacidad instalada es de 20.0 MVA yalcanzaría 16.9 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varíeentre el 3.0% y 4.0%.

16. Subestación N° 18 Cristianía:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores de 138/23 KV, uno de 20/27/33 MVA, de 1997

y otro de 20/27/33 MVA del 2003, con siete primarios y dos bancos, uno de 4.5 MVAR y otro 6.6MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 18-A 136.8 A,18-B 224.16 A, 18-C 234.72 A, 18-D 183.84 A, 18-E 76.32 A, 18-F 253.44 A y el 18-G 164.16 A. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 50.5 MVA. Sus primarios son cortos y notienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador detaps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Unosdisyuntores de 23 KV presentan problemas de reparaciones y mantenimiento ya que son equiposviejos y con limitaciones en su capacidad de cortocircuito, por lo que se ha procedido a su cambiocon equipos nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación es aceptable, pero elprimario 18-F presentó un tiempo de desconexión de 142.21 H, con 120 desconexiones, siendo elprimario con mayor número de horas desconectado y el mayor número de desconexionesautomáticas del SEQ en el área urbana.

Situación futura: Al 2010 el T1(primarios ACEF) tendría una demanda de 33.1 y estaría en el límitede su capacidad instalada en MVA y se transferiría parte de su carga al T2(BDG), quedando el T1con 26.1 MVA y T2 con 26.2 MVA; en el año 2012 la demanda de la subestación tendría unademanda de T1=29.5 y T2= 29.6 MVA, por lo que, para descargarla se ha previsto la construcciónde la nueva S/E 14 Zámbiza para transferir carga a esta subestación y seguir atendiendo elcrecimiento de cargas de su área de influencia. Al 2019 la demanda sería T1=33.5 y T2=30.8 MVA yotra vez estaría trabajando a su límite de operación, por lo que, deberá transferirse carga a la S/E19 Nueva Cotocollao, de 138/23 kV, con lo cual, se descargará a los trafos existentes, lo que

permitirá disponer de una reserva adecuada para transferencias de carga y atender el crecimientode su demanda eléctrica. Al 2020 su demanda sería T1= 30 y T2= 29.2 MVA y 66.0 MVA decapacidad instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anualvariaría entre el 5.25% y 6.25%. Si no se construye la S/E 14 hasta el 2012, entonces al 2012 existeel riesgo de sobrecarga la S/E 18.

17. Subestación N° 19 Cotocollao - 23:

Situación al 2009: Dispone de 2 transformadores de 46/23 KV, uno de 20/27/33 MVA, de 1994, con5 primarios, dos bancos de condensadores de 4,5MVAR cada uno y otro de 15/20 MVA, 46/23/13.2KV, de 1987, con dos primarios a 23 KV y el terciario a 13.2 KV que a partir del 2003 se dejó sin

carga. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 para el tafo




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20/27/33MVA son: 19-A 162.24 A, 19-B 145.92 A, 19-C 62.4 A, 19-E 156.96 A y 19-G 186.72 A .Para el trafo 15/20MVA son: 19-D 130.08 A y 19-F 176.64 A. La demanda de la subestaciónajustada al pico del año es de 40.5 MVA, que incluye la carga de ambos trafos de la S/E. Susprimarios son cortos y con carga normal, lo que permite concluir que esta subestación no tieneproblemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que los transformadores

disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada cerca del baricentro de sucarga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y disyuntores de alto voltaje nopresentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado . Lacalidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y elTTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 debe instalarse un trafo adicional de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, ensustitución del trafo de 15/20 MVA, para descargar al trafo de 33 MVA existente enaproximadamente 6.0 MVA y disminuir el riesgo de sobrecarga, poder recibir transferencias decarga de subestaciones vecinas y resolver el problema de la falta de reserva para atender elcrecimiento de su demanda eléctrica futura. Con las transferencias indicadas, al 2020 la S/E tendría

66.0 MVA de capacidad instalada y su demanda sería de 25.4 y 25.4 MVA para cada transformador de 33 MVA, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0 %.Debido al riesgo ambiental que tiene la actual subestación ante fuertes inviernos o por erupción delvolcán Guagua Pichincha, se recomienda adquirir el terreno colindante del IESS, en un áreaaproximada de 10 mil m2, para construir la Nueva S/E y tener la posibilidad de reubicar la actualsubestación en el caso del colapso de la S/E existente, por los eventos indicados, que produciríanavalanchas de lodo y piedras que bajarían por la quebrada donde está ubicada la subestación.

18. Subestación No. 1 Olímpico:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, del 2006, con cinco primarios y unbanco de condensador de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes para el transformador de 15/20 MVAa las 19h15 según las lecturas del 22/oct/2009 son: 1-A 177.6 A, 1-B 240.96 A, 1-C 265.92 A, 1-D259.2 A y 1-E 284.16 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 13.2 MVA,sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tieneproblemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está ubicada fuera del baricentro desu carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978. Lacalidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y elTTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2020 su demanda proyectada alcanzaría los 18.1 MVA en 6,3KV y 20.0 MVAde capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el3.0% y 4.0%. Durante el período no se ha considerado transferencias de carga definitivas deprimarios vecinos.

19. Subestación No. 24 Carolina:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, seis primarios,un banco de condensadores de 3.2 MVAR y un alimentador expreso para el trolebús. Según laslecturas del 22/oct/2009 las cargas coincidentes a las 19h15 del pico de la S/E, son: 24-A 208.32 A,

24-B 340.8 A, 24-C 114.24 A, 24-D 277.44 A, 24-E 244.8 A, 24-F 192.96 A y 24-trole 26.6 A. La




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demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.3 MVA y su demanda máxima para elmes de octubre/09 fue de 18.30 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permiteconcluir que esta subestación está cerca al límite de su capacidad instalada y tiene el riesgo desobrecarga, repitiéndose lo del 2003 por lo que fue transferida parte de su carga a la S/E 28Iñaquito, para evitar su sobrecarga, sin embargo, no tiene problemas de regulación de voltaje sus

primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación estáubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores,disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que sonequipos en buen estado, en operación desde 1985. La calidad del servicio técnico de estasubestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límitespermitidos.

Situación futura: Al 2010 su demanda máxima sería 20 MVA y estaría al límite de operación conpeligro de sobrecarga, y se ha previsto transferir aproximadamente 5.9 MVA a la subestación 28Iñaquito. Para el 2019 su demanda llegaría a 20.2 MVA por lo que debe instalar un trafo nuevo de15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver el problema de sobrecarga y falta de reserva en MVA. Al 2020

su demanda proyectada alcanzaría los 21 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerandoque, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.0% y 4.5%, y nose ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedancomprometer la reserva en su capacidad instalada.

20. Subestación No. 53 P. Guerrero:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, 5 primarios yun alimentador expreso para el trolebús, un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargascoincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009, al pico de la S/E son: 53-B 228.48 A,53-C 254.4 A, 53-D 255.36 A, 53-E 198.72 A, 53-F 240.96 A y 53-trole 26.4 A. La demanda de lasubestación ajustada al pico del año es de 13.3 MVA, sus primarios son cortos y con carga media,lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulaciónde voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, lasubestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como:transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,ya que son equipos nuevos, en operación desde 1995. La calidad del servicio técnico de estasubestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límitespermitidos.

Situación futura: Al 2013 su demanda máxima sería 19.7 MVA y estaría al límite de su capacidad

instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV,para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2020 su demanda proyectadaalcanzaría los 25 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimientopromedio anual que variaría entre el 3.5% y 4.0%. Durante el período no se ha previstotransferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reservaen su capacidad instalada.

21. Subestación No. 28 Iñaquito:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1996, un banco decondensadores de 3.0 MVAR y cuatro primarios. Según las lecturas del 22/oct/2009 las cargas

coincidentes a las 19h15 del pico de la S/E, son: 28-A 314.88 A, 28-B 231.36 A, 28-C 367.68 A y




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28-D 335.04 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 13.9 MVA, susprimarios son cortos y con alta carga el A, C y D. La subestación no tiene problemas desobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone decambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de

reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1996. La calidaddel servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIKestán dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 su demanda sería 18.5 MVA, por lo que se ha previsto la instalación deun segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva enMVA, en ese mismo año se trasfiere 5.9 desde la S/E 24 Carolina; al 2011 se instalará una posicióncon disyuntor a 46 kV, completa, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3 kV, completas,con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un bancode capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Al 2020 su demanda proyectada alcanzaría los 37.5MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual

que variaría entre el 3.5% y 4.5%.

22. Subestación No. 37 Santa Rosa:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, cuatroprimarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, segúnlas lecturas del 22/oct/2009 son: 37-A 183.84 A, 37-B 90.72 A, 37-C 24 A y 37-D 130.08 A. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 17.4 MVA, sus primarios en longitud sonnormales y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas desobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone decambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde 1978. La calidad delservicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK estándentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 su demanda proyectada alcanzaría los 20.8 MVA, por lo que, se haprevisto la instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, para resolver elproblema de sobrecarga del transformador existente y la falta de reserva para atender el crecimientode su demanda y las transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Al 2020su carga sería 35.2 MVA y 53.0 MVA su capacidad instalada, considerando que, durante el periodo

la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.0 % y 5.0 %.23. Subestación No. 21 Epiclachima:

Situación al 2009: Dispone de 1 trafo de 20/27/33 de 2006 y otro de 15/20 MVA, 46/23 KV, de1977, tiene además cinco primarios y un expreso del Trolebús, dos bancos de condensadores, unode 4.08 MVAR y otro de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del22/oct/2009 son: 21-A 245.76 A, 21-B 207.84 A, 21-C 191.04 A, 21-D 147.84 A, 21-E 158.88 A y 21-trole 6.7 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 37.8 MVA, sus primariosson cortos y con carga alta, lo que permite concluir que esta subestación tiene poca reserva; losprimarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de

cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.




23

Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde 1977. La calidad delservicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK estándentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 está previsto el reemplazo del trafo de 15/20 MVA, 46/23 KV, por unonuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV para aumentar la reserva en MVA de su capacidad instalada,recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas y seguir atendiendo el crecimiento de lascargas eléctricas de su zona de servicio, como el nuevo centro comercial Quicentro del Sur y al2011 se instalarán dos posiciones a 23 kV, con disyuntor a 23 kV, completas, con TC, tablero deprotección y control, estructuras de soporte, seccionadores, pararrayos. Al 2010 está previstotransferirse 2.1 MVA de la carga del primario 21-D a la S/E 23 Conocoto. Al 2020 lostransformadores T1 y T2 tendrán una capacidad instalada de 33 MVA cada uno y una demanda de28.1 y 31.2 respectivamente, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedioanual variaría entre el 3.75% y 4.75%.

24. Subestación No. 27 San Rafael-23:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994, y un auto-transformador de 2,5/7,5 MVA, 46/22/6,3 KV, de 1957, que alimenta al primario expreso 27-C, quese interconecta con la C.H. Chillos, cuatro primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.5MVAR y otro de 3.0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 27-A 183.36 A, 27-B 185.28 A, 27-C (-)30.24 A, 27-D 212.64 A y 27-F 264.96 A. La demandade la subestación ajustada al pico del año es de 32.5 MVA, sus primarios en longitud son normalesy con carga alta en el 27-F, lo que permite concluir que esta subestación tiene poca reserva, y susprimarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone decambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas dereparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnicode esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de loslímites permitidos.

Situación futura: Al 2010 su demanda es 36.3 MVA y el trafo de 33 MVA estaría sobrecargado, por lo que, a este año, se ha previsto descargarlo mediante la transferencia de carga del 80 % delprimario 27-B, el 30% del 27-F y el 100% del 2-A_23, a la nueva S/E 23 Conocoto, de138/23 KV,con lo cual también se descargaría la alimentación en 46 KV evitando que ante una contingencia defalla de una de sus líneas de alimentación la otra colapse por sobrecarga. Al 2010 debe transferirse

el 50% primario 27-F, así como, en el 2011 el 60% de la carga restante a la nueva S/E 26 Alangasí,138/23 kV, 20/27/33 MVA, con lo cual, se descargaría aún más las líneas de alimentación en 46 KVa la S/E 27 y S/E 55. Al 2011 debe transferirse a la S/E 26 Alangasí la carga restante de la S/E 27San Rafael y a la S/E 23 Conocoto transferirse 2.1 MVA del primario 21-D, con lo cual, la carga delas líneas a 46 kV solo alimentarían a la S/E 55 Sangolquí. Desde el pico del 2012 en adelante laS/E 27 San Rafael estaría con 0.0 MVA de carga.

25. Subestación No. 55 Sangolquí:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, 5 primarios a23 KV, 1 banco de condensadores de 4,5 MVAR y del primario 55D se alimenta a la Fábrica

Enkador. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 55-A 106.08




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A, 55-B 63.84 A, 55-C 60.48 A, 55-D 140.64 A y 55-E 61.92 A. La demanda de la subestaciónajustada al pico del año es de 19.4 MVA, al límite de su capacidad nominal, sus primarios son cortosy con carga media, sin problemas de regulación de tensión, porque el transformador tienecambiador de taps tipo LTC. Sus equipos son nuevos, excepto el trafo, sin problemas demantenimiento, ya que están en operación desde 1996. La calidad del servicio técnico de esta

subestación es baja, presentó un tiempo de desconexión 89.85 H y 79 desconexiones automáticasen el área rural.

Situación futura: Al 2010 su demanda proyectada alcanzaría los 21 MVA y estaría casisobrecargada, por lo que, se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 46/23MVA, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva en MVA de la S/E para poder recibir transferencias temporales de carga y atender el crecimiento de sus cargas eléctricas y en estemismo año la fábrica Enkador es alimentada de la barra de 46 kV de la S/E. Al 2020 su demandaproyectada alcanzaría los 32 MVA y 53 MVA de capacidad instalada, considerando durante elperiodo que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.5 % y 5.5 %.

26. Subestación No. 34 Machachi:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, y cuatroprimarios. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 34-A 161.75A, 34-B 143.71 A, 34-C 128.77 A y 34-D 37.79 A. La demanda de la subestación ajustada al pico delaño es de 19.2 MVA, sus primarios son largos y con carga alta, lo que permite concluir que estasubestación tiene poca reserva; la subestación no tiene problemas de regulación de voltaje, ya queel transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la misma está ubicada fuera delbaricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, reconectadores ycabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buenestado, en operación desde 1978. La calidad del servicio técnico de esta subestación y susprimarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010, su carga sería 19.1 MVA y existe el riesgo de sobrecarga de lasubestación, por lo que se ha previsto la transferencia de aproximadamente 2 MVA a la S/E 37 Sta.Rosa. Al 2014 su demanda alcanzaría los 19.9 MVA, por lo que se ha planificado la adquisición einstalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al existente yaumentar la reserva en MVA. Al 2020 su demanda proyectada alcanzaría los 24.1 MVA y 33.0 MVAde capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.25% y4.25%. Durante el período no está previsto transferencias de carga definitivas de subestacionesvecinas, que puedan comprometer la reserva de su capacidad instalada.

27. Subestación No. 36 Tumbaco:

Situación al 2009: Al 2010 dispone de un transformador T1 de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994 yotro T2 de 15/20 MVA, 46/23 KV, proveniente de la subestación Epiclachima, posee seis primarios ydos bancos de condensadores, uno de 4.8 MVAR y otro de 3.75 MVAR. Sus cargas coincidentes alas 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 36-A 244.32, 36-B 86.88 A, 36-C 87.84 A, 36-D152.64 A, 36-E 185.76 A y 36-F 222.24 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del añoes de 39.1 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga media, excepto el 36-A y el 36-F, que su carga es alta, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemasde sobrecargas, ni de regulación de voltaje de sus primarios, ya que los transformadores disponen

de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga




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eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas no presentanproblemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operacióndesde 1978 y su transformador desde 1995. La calidad del servicio técnico de esta subestación ysus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010, la carga del T1 sería 26.5 MVA y T2= 20.8 MVA, resultando un T2sobrecargado y adicionalmente existe el riesgo de sobrecarga de su línea de alimentación a 46 KV,por lo que, a este año se ha considerado transferir aproximadamente 9.8 MVA de carga del T2 a lanueva S/E 31 Tababela de 138/23 KV y al 2011 está previsto la puesta en operación de la S/E 35Cumbayá (46 kV), por lo que serán transferidos aproximadamente 11.5 MVA de carga del T1 a estasubestación. Al 2013 está previsto la puesta en operación de la nueva S/E 35 Cumbayá en 138/23kV, inicialmente con un trafo de 20/27/33 MVA, para recibir toda la carga de los primarios deltransformador T2 de 15/20 MVA, 46/23 kV, de la S/E 36 Tumbaco. Al 2015 debe transferirse lacarga restante de la S/E 36 Tumbaco a la S/E 35 Cumbayá (138 kV), por lo que, a partir del pico deeste año su carga sería 0.0 MVA.

28. Subestación No. 58 Quinche:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, cuatroprimarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h15, segúnlas lecturas del 22/oct/2009 son: 58-A 165.78 A, 58-B 77.44 A, 58-C 71.04 A y 58-D 179.84 A. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.9 MVA, sus troncales primarios tienenlongitudes < 20 Km, con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tieneproblemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de sucarga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores, reconectadores y cabinasno presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, enoperación desde 1998. La calidad del servicio técnico de esta subestación es baja, presentó untiempo de desconexión 108.15 H y 75 desconexiones automáticas en el área rural.

Situación futura: Al 2010 debe transferirse aproximadamente 4.7 MVA de carga a la nueva S/E 31Tababela, de 138/23 KV, para su entrada en operación. Al 2012 debe reubicarse la S/E El Quinchede 46/23 kV, aproximadamente a 7.0 km de su ubicación actual y a 3.0 Km al Nor - Occidente delparque de la Parroquia de su mismo nombre, dentro de su nuevo baricentro de carga eléctrica,mediante la instalación de un trafo de 138/23 KV, 20/27/33 MVA. Al 2020 su carga alcanzaría los23.8 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, considerando durante el período que la tasa decrecimiento promedio anual variaría entre el 4.50% y 5.50%, sin transferencias adicionales de carga

definitivas de subestaciones vecinas.29. Subestación No. 57 Pomasqui:

Situación al 2009: Dispone de 2 transformadores de 138/23 KV, T1 de 20/27/33 MVA, de 1996 y T2de 20/27/33 MVA, del 2007; de 7 primarios y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno.Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 57-A 263.52 A, 57-B209.76 A, 57-C 192 A, 57-D 241.44 A y 57-E 55.68 A. Al primario 57-D se interconecta la C. H.Equinoccial de 2.9 MW y al 59-E está interconectado la C.H. Perlabí de 2.7 MW. La demanda de lasubestación ajustada al pico del año es de 47.1 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20Km, con carga alta los primarios 57-A y 57-D, media los primarios 57-B y 57-C, lo que permite

concluir que esta subestación no tiene problemas reserva para seguir atendiendo el crecimiento de




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su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienenproblemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipoLTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/Ecomo: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones ymantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1996 y 2004. La calidad del

servicio técnico de esta subestación es aceptable, aunque, el primario 57-C presentó un tiempo dedesconexión de 96.15 H y 76 desconexiones automáticas en el área rural.

Situación futura: Al 2012 la demanda de T1 alcanzaría 30 MVA y T2 = 30.6 en riesgo desobrecargarse los dos trafos, por lo que se ha previsto la transferencia de carga definitiva enaproximadamente 9.0 MVA del trafo T1 a la nueva S/E 22 San Antonio de 138/23 kV, desde laentrada al Club de Liga todo hacia el norte de su área de servicio. Al 2017 los transformadores T1 yT2 estarían sobrecargados con una demanda máxima aproximada de 34 MVA cada uno, por lo quese ha previsto una nueva transferencia de carga definitiva en aproximadamente 7 MVA del T1 y 7MVA del T2, en total 14 MVA, a la S/E 14 Zámbiza. Al 2020, T1 tendrá una demanda máxima de 32MVA y T2= 32 MVA, mientras que cada trafo tendrá una capacidad instalada de 33 MVA. Durante el

período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.50% y 6.50 %.

30. Subestación No. 59 E. Espejo:

Situación al 2009: Dispone de dos transformadores de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, de 1998 y otrodel 2007, cuatro primarios y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargascoincidentes a las 19h15, según las lecturas del 22/oct/2009 son: 59-A 182.88 A, 59-B 184.8 A, 59-C 226.56 A y 59-D 222.24 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 32.6MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga alta el primario 59-C y 59-D,media los primarios 59-A, 59-B y 59-D, lo que permite concluir que esta subestación no tieneproblemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de cargade subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que lostransformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro delbaricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: transformador, disyuntores y cabinas nopresentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operacióndesde el 2000. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, yaque el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2010 debe recibir 2 MVA de la nueva estación de bombeo “El Corazón” y 1.0MVA de transferencia de carga desde la S/E 37 Santa Rosa. Al 2020 su demanda alcanzaría los60.6 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio

anual que variaría entre el 4.25% y 5.25 %. Durante el período no se ha considerado transferenciasadicionales de carga definitivas a subestaciones vecinas.

Primario HCJB - Baeza-Quijos (Futura S/E Baeza):

Situación al 2009: La carga de este primario en el pico es de 4 MVA, pero su longitud es mayor alos 50 Km, que es la causa de problemas de bajos voltajes, aunque el circuito primario fueremodelado y cambiado de calibre de conductor. La calidad del servicio técnico de esta subestacióny sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos.

Situación futura: Al 2013 la carga de este primario se alimentaría desde la S/E Baeza, con un

transformador de 138/22.8KV, trafo 20/27/33 MVA, con tres primarios, para resolver los problemas




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de bajos voltajes, por lo que, en condiciones normales se prescindirá de la alimentación de la C.HHCJB (Ecoluz). Al 2020 su demanda proyectada alcanzaría los 21.5 MVA y 33 MVA de capacidadinstalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 1.75% y 2.75%, esimportante indicar que durante el periodo se considera la transferencia de cargas importantes depozos petroleros.

31. Subestación No. 49 Los Bancos:

Situación al 2009: Dispone de un transformador de 46/13.2 KV, 8/10 MVA, de 1972, actualmentecuenta con cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h15, según las lecturas del22/oct/2009 son: 49-A 54.4 A, 49-B 26.56 A, 49-C 95.36 A, 49-D 26.88 A. El ingreso desde el 2002de esta subestación a permitido mejorar la calidad del servicio en los cantones: San Miguel de losBancos, Pedro Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha. Lademanda de la subestación ajustada al pico del año es de 4.9 MVA, lo que permitirá atender elcrecimiento de la carga eléctrica por muchos años, sin problemas. La calidad del servicio técnico deesta subestación es deficiente, presentó un tiempo de desconexión de 514.30 H, con 104

desconexiones, siendo la subestación con mayor número de horas desconectadas y mayor dedesconexiones automáticas del SEQ en el área rural.

Situación futura: Al 2020 su demanda proyectada alcanzaría los 7.1 MVA y 10.0 MVA decapacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0 % y4.0%.

32. Subestación No. 23 Conocoto:

Situación al 2009: No existe.

Situación futura: Al 2010 entra en operación con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV,adquirido en el 2007 y una carga de 20.4 MVA, de la transferencia de carga del 80 % del primario27-B, el 30% del 27-F y el 100% del 2-A_23, para descargar a las subestaciones 27 San Rafael y #2-Luluncoto_23KV e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su grupo desubestaciones, así como descargar a las líneas de alimentación en 46 KV a la S/E 27 S. Rafael yS/E 55 Sangolquí. Al 2011 recibiría transferencia de carga del primario 27-F. Al 2012 recibiría 1MVA de carga del primario 21-D. Al 2012 está previsto instalarse un segundo trafo de 20/27/33MVA, 138/23 KV, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2020 sudemanda sería 46.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el periodosu tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.50% y 5.50%.

33. Subestación No. 31 Tababela (Nuevo Aeropuerto):


Situación futura: Al 2010 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 20.7 MVA, por la transferencia de carga del 10%del primario 36-A, 95% del 36-C, el 100% del 36-E, así como, el 70% del 58-B, el 80% del 58-C ymás la carga del Nuevo Aeropuerto, con lo cual, se descargaría a las subestaciónes 58, El Quinchey 36 Tumbaco, incrementando la reserva de capacidad instalada en MVA del grupo desubestaciones. Al 2017 su demanda proyectada alcanzaría los 32.0 MVA, por lo que, se ha previsto

la instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV. Al 2020 su demanda sería




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38.1 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedioanual variaría entre el 6.0% y 7.0%.

34. Subestación No. 26 Alangasí:


Situación futura: Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 11.8 MVA, por la transferencia del 60 % de lacarga de la subestación 27 San Rafael, menos lo transferido a la S/E 23 Conocoto, por el riesgo decolapso de los transformadores de 138/46 kV de Santa Rosa y de las líneas de alimentación en 46KV que alimentan a las subestaciones 27 San Rafael y 55 Sangolquí, en contingencia de falla deuna de ellas, aumentar la reserva de capacidad instalada en MVA de su grupo de subestaciones. Al2012 recibe la transferencia del resto de carga de la S/E 27 San Rafael. Al 2018 está previsto seinstale un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al existente y aumentar lareserva en MVA. Al 2020 su demanda sería 33.1 MVA y 66.0 MVA su capacidad instalada, durante

el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.75% y 6.75%.

35. Subestación No. 5 Chilibulo:


Situación futura: Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.9 MVA, para descargar al sistema de 46KVque alimenta a las subestaciones No. 3 y No. 7 tomando carga mediante transferencias del 75% delprimario 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D, en 6.3 kV, 100% del 3 - Terciario en 23 KV y el 75% de lacarga del primario 7-B, descargando a las subestaciones indicadas e incrementando la reserva decapacidad instalada en MVA de su grupo de subestaciones. Al 2020 su demanda sería 20.6 MVA y33.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaríaentre el 2.0% y 3.0%.

36. Subestación No. 14 Zámbiza:


Situación futura: Al 2012 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 21.1 MVA, que permitirá descargar a las

subestaciones No.18, No. 19 y No.16, mediante transferencias de carga del: 30% del primario 19-E,30% del 18-B, 50% del 18-D, 50% del 18-G, 20% del 18-F, 60% del 16-E, 50% del 16-F, 50% del16-G, por el riesgo de sobrecarga principalmente de la S/E 18 de sus 2 trafos de 33 MVA, 138/23kV, y para incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA en su grupo de subestaciones. Al2017 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, ya que sudemanda alcanzaría los 40.5 MVA por transferencias de carga de primarios de la S/E 57 Pomasqui,que deben hacerse para descargar a dicha subestación ante el riesgo de sobrecarga de sus 2 trafosde 33 MVA, 138/23 kV, y aumentar la reserva en MVA. Al 2020 su demanda sería 47.2 MVA y 66.0MVA su capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento variaría entre 5.25% y 6.25%.




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37. Subestación No. 35 Cumbayá (Tumbaco):


Situación futura: Al 2011está previsto su puesta en servicio de un transformador de 15/20 MVA,

46/23 KV, por adquirirse e instalarse provisionalmente en el patio de 46 kV de la S/E 80 Cumbayá,con una carga de de aproximadamente 9.8 MVA, que permitirá descargar al trafo de 15/20 MVA dela S/E 36 Tumbaco; al 2013 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, en el terreno del Club Deportivo de EEQ en Cumbayá, que colinda con el estadiode fútbol, al Sur, con una carga de 19.2 MVA, para descargar la línea a 46 kV de alimentación a laS/E 36 Tumbaco por el riesgo de sobrecarga y a futuro evitar el riesgo de colapso de los puntos detransferencia de carga del sistema de 138 kV a 46 kV, en Selva Alegre y Vicentina, para lo cualdebe transferirse el 100% de la carga de los primarios 36-B, 36-D y 36-F, que están alimentadoscon el trafo de 15/20 MVA, 46/23 kV; al 2014 la subestación Cumbayá 138 kV, recibe el 100 % decarga de la subestación Cumbayá 46/23. Al 2015 se ha previsto la ampliación de la S/E mediante unsegundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para tomar el 100% de la carga del trafo de

20/27/33 MVA, de la S/E 36 Tumbaco, 46/23 KV. Al 2020 su demanda sería 56.5 MVA y 66.0 MVAde capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el6.0% y 7.0%.

38. Subestación No. 22 San Antonio:


Situación futura: Al 2012 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 19.3 MVA, para descargar a las subestaciones57 Pomasqui por el riesgo de sobrecarga y a la No.19 Cotocollao e incrementar la reserva decapacidad instalada en MVA de su grupo de subestaciones, mediante la transferencia de carga delos primarios: 70% del 19-B, el 60% del 57-D y el 95% del 57-E. Estará ubicada aproximadamente a9.5 km al norte de la S/E Pomasqui de Transelectric en la población de San Antonio. Al 2020 sudemanda sería 29.9 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa decrecimiento promedio anual variaría entre el 5.50 % y 6.50%.

39. Subestación No. 19 Cotocollao Nueva :


Situación futura: Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 19.1 MVA, para descargar a las subestacionesNo 18 Cristiania y No.19 Cotocollao e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de sugrupo de subestaciones, mediante la transferencia del 20% de la carga del un trafo de la S/E 19Cotocollao, 46/23 kV, así como, del 22.5% de la carga de la S/E 18 Cristianía. Al 2020 deberáinstalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar nuevamente alas subestaciones: No. 18 Cristianía y No 19 Cotocollao, 46/23 kV, por el riesgo de sobrecarga,mediante la transferencia del 20% de la carga de la S/E 19, 46/23 kV, del 15% y 20%respectivamente, de la carga de los dos trafos de la S/E 18 Cristianía, con lo cual su demanda seríade 37.4 MVA y se dispondría de suficiente reserva en MVA para seguir atendiendo el crecimiento delas cargas de su área de influencia. Al 2020 su demanda sería 37.4 MVA y 66.0 MVA su capacidad




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instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.50 % y6.50%.

40. Subestación No. 25 Vicentina:


Situación futura: Al 2019 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 KV, por adquirirse y una carga de 13.3 MVA, para descargar a las subestación No 35Cumbayá e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA. Al 2020 su demanda sería de14.1 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedioanual será del 6.0 %.

3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones

En el anexo 1 se presenta los resultados del pronóstico de carga por subestaciones para los

escenarios de demanda máxima, media, mínima y su equipamiento para los próximos 10 años, laque considera, las transferencias de carga entre subestaciones, por el ingreso de nuevassubestaciones o el incremento de la capacidad de las existentes y el ingreso de cargas especialesconsideradas grandes que están fuera de tasa de crecimiento normal de cada subestación.

3.3 RESULTADOS ANUALES DE LOS FLUJOS DE CARGA

Los estudios eléctricos de flujos de potencia y cortocircuitos tienen como fin definir eldimensionamiento de los elementos del sistema para las máximas solicitaciones de carga y tipo defalla respectivamente e identificar las eventuales deficiencias técnicas en términos de confiabilidad,cargabilidad, pérdidas, niveles de voltaje, factor de potencia, etc, que conducirán a la formulación derecomendaciones para superar las limitaciones o deficiencias observadas, en base a las cuales seformularán los proyectos de la planificación de la expansión a 10 años.

La metodología adoptada es la correspondiente a la modelación del sistema eléctrico a demandamáxima anual del sistema de potencia, con el software técnico denominado PSS/E, por lo cual lascargas eléctricas anuales de las subestaciones de distribución que se ingresan a su base de datosson las coincidentes con dicha condición; los aportes de generación de las centrales propias tantohidráulicas como térmicas se determinan en base a las estadísticas de producción y potencia degeneración de cada una ellas, obteniéndose el valor más probable de aporte de generación que

cada una entregará al sistema eléctrico en los próximos años. El aporte de los autoproductoresconectados a nuestro sistema eléctrico es mínimo y se asumen igual a sus potencias efectivas degeneración. La diferencia del suministro de energía y potencia para cubrir la demanda máxima denuestro sistema eléctrico se considera lo cubre el Sistema Nacional Interconectado, en base a lageneración hidráulica y térmica del resto de centrales eléctricas disponibles en el país y lainterconexión con el Sistema Eléctrico Colombiano. En el software PSS/E para los estudios de flujosde potencia se considera a la barra Santa Rosa SNT – 230 kV como barra de referencia conmagnitudes en voltaje de 0.995 P.U. y 0˚ grados.

Los flujos de potencia mencionados son efectuados bajo consideraciones de operación normal delsistema EEQ, complementados mediante análisis de contingencias, lo cual permite determinar el

impacto que sufre el sistema debido a la restricción operativa de un elemento del sistema, de tal




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forma de verificar si la capacidad nominal de los equipos de transformación o transmisión han sidosuperados y definir la existencia o no de puntos débiles y su solución.

De los flujos de potencia y el análisis de contingencia se pueden determinar en condicionesnormales y de contingencias la situación de las barras del Sistema Eléctrico Quito(SEQ), cuyos

resultados se comparan con los valores límites establecidos en la Regulación No. CONELEC004/02, Transacciones de potencia reactiva en el MEM, Oficio No. DE-09-1006 del 14 de mayo de2009, que se indican a continuación:

Voltaje nominal Límites de voltajes[kV] Máximo p.u. Mínimo p.u.230 1.07 0.95138 1.05 0.93

69, 46 y 34.5 1.03 0.97

Los límites indicados corresponden a los niveles de voltaje del SNT y puntos de conexión con las

Empresas Eléctricas Distribuidoras, para la EEQ estos rangos aplican en los puntos de entrega delSNT como Santa Rosa 138kV y 46 kV, Vicentina 138 kV y 46 kV y Pomasqui 138 kV.

Para el caso de los límites de voltaje de los sistemas de distribución, se consideran los valoresindicados en el punto 2.1 niveles de voltaje, 2.1.3 límites, de la Regulación No. CONELEC 004/01,que se indican a continuación.

Límites de voltajes (etapa 2)Nivelesde voltaje Máximo p.u. Mínimo p.u.

AltoV > 40kV

1.05 0.95

Medio0.6 kV <V< 40kV

1.08 0.92

BajoV < 0.6 kV

1.08 0.92

En el caso de la EEQ, los voltajes nominales de las barras de MV de las subestaciones dedistribución son: 22.86 kV , 13.8 kV y 6. 3 kV.

Para los análisis eléctricos anuales 2010-2020 mediante los flujos de carga se utiliza como base latopología del sistema eléctrico de la EEQ en la condición de demanda máxima del 2009,considerando en cada año de estudio las cargas eléctricas obtenidas en el pronóstico de demandade las subestaciones de distribución correspondiente, así como las características de los nuevosequipamientos en transformadores de potencia y líneas de transmisión. Las impedancias de lasnuevas líneas y transformadores se determinan por separado y se ingresan en la base de datos delPSS/E en el año determinado. Los resultados obtenidos de flujos de potencia y análisis decontingencias son descritos ampliamente en el documento Estudios Eléctricos 2010-2020.

En el anexo 2 se presenta el resumen de los resultados anuales de los flujos de carga del escenariode demanda máxima y a continuación se presenta un análisis anual de los resultados de los flujosde carga, para los próximos 10 años considerando, el pronóstico y equipamiento de subestaciones ynuevas líneas de transmisión a incorporarse.




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2009:

En este año se presentó el riesgo de sobrecarga en las subestaciones No 27 San Rafael (99 %) yNo. 55 Sangolquí (96%). En el caso de las L/T de alto voltaje, las más cargada presentó 73.8% decargabilidad, en la L/T 46 kV, 1C, alimentación a S/E 36 Tumbaco, en condiciones normales. En la

S/E 7 San Roque y S/E 32 Diez Nueva, están dañados el LTC de sus trafos, lo que limita la entregade un producto en condiciones normalizadas y por ende su reemplazo se ha consideradoemergente.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tuvo una situación normal, en loque se relaciona a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en la mayor parte de puntos se tuvo valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC ysolo en la barra de Pomasqui 138KV se tuvo un valor algo inferior a 0.96. Las pérdidas técnicas delsistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir,son bajas, cercana al 1.5% en potencia.

Recomendaciones:- Al 2010 puesta en servicio de la S/E 23 Conocoto, 138/23 KV, para descargar a las S/E 27 S.Rafael y S/E 55 Sangolquí de 46/23 KV y eliminar los riesgos de salida de servicio por sobrecarga.-Al 2011 incorporar una S/E Móvil en 138/46/23 kV, de reserva, para casos como el de lassubestaciones: en 138/46 KV la No. 19, en 138/23 KV la No. 18, en 46/23 KV la No. 36, No. 27, No.55, No. 58, No. 34, etc., que en contingencia de falla grave de su línea radial de alimentación o deuno de sus transformadores en servicio, no hay reserva suficiente en MVA en las subestacionesvecinas para transferir toda su carga.

2010:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera el ingreso de: la nuevaS/E 23 Conocoto, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada a doble circuito desde laL/T 138 KV, S/E S. Rosa a S/E Vicentina de TRANSELECTRIC; en la S/E 21 Epiclachima lainstalación de un segundo trafo de 46/23 KV, 20/27/33 MVA; en la S/E 55 Sangolquí la instalaciónde un segundo trafo de 46/23 KV, 20/27/33 MVA; en la S/E 7 San Roque la instalación de un trafonuevo de 46/6.3 KV, 15/20 MVA, en sustitución del existente dañado su LTC; en la S/E 11 BelisarioQuevedo el reemplazo del trafo de 46/6.3 KV, 8/10 MVA existente por uno nuevo de 15/20 MVA,46/6.3 kV; en la S/E 28 Iñaquito, 46/6.3 KV, la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA; elingreso de la nueva S/E 31 Tababela, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada asimple circuito desde la barra a 138 kV de la S/E Recuperadora_ EMAAP-Q; en la S/E 2 Luluncoto

46/6.3 KV la instalación de un trafo nuevo de 15/20 MVA en reemplazo de los existentes; en la S/E19 Cotocollao, 46/23 KV, la instalación de un trafo de 20/27/33 MVA en reemplazo del trafo de 15/20MVA dañado a principios de 2010; en la S/E 32 Diez Nueva, la instalación de un trafo nuevo de46/6.3 KV, 15/20 MVA, en reemplazo del existente dañado su LTC; en la S/E 37 S. Rosa, 46/23 kVla instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, para descargar al trafo existente y la puesta enservicio de la nueva S/E 35 Cumbayá, 46/23 kV, 15/20 MVA, para descargar los trafos de la S/E 36Tumbaco y su L/T de alimentación radial en 46KV.

-Resultados.-En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT, en todos los puntos se tiene valores superiores a 0.96

normalizado como mínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en




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líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en potencia, y no existen líneas sobrecargadas.

Adicionalmente, al presente año se modeló el escenario sin las subestaciones No. 31Tababela y No.35 Cumbayá y se determinó que, en el caso que para el pico de este año estas subestaciones no

estén puestas en servicio, la L/T 46 kV, 1C, de alimentación a S/E 36 Tumbaco, llegaría al 81.5% desu límite de carga en condiciones normales y se presenta como la L/T de alta voltaje más cargadade todas.

2011:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera el ingreso de la nuevaS/E 5 Chilibulo, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada con doble circuito de la L/T138 KV, S/E S.Rosa TRANSELECTRIC – S/E 59 E. Espejo - S/E 41 Selva Alegre; el ingreso de lanueva S/E 26 Alangasí, con un trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, alimentada con doble circuitodesde la L/T 138 KV, S/E S. Rosa TRANSELECTRIC – Papallacta La Mica, de la EMAAP-Q ; la

instalación temporal de la S/E Móvil, en el sector de Papallacta, con un trafo de 138/23 KV,20/25/30 MVA, alimentada a 138 kV mediante la línea de propiedad de la EMAAP -Q, para sustituir la entrega de la C.H. Ecoluz al primario a 23 KV, Papallacta – Quijos - Baeza y para el suministro de6,0 MVA necesarios para la construcción de los proyectos hidroeléctricos Quijos y Baeza. Ha futurola S/E Móvil en Papallacta será sustituida por la nueva S/E 42 Baeza 138/23 KV, 20/27/33 MVA.

-Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV ysubestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% enenergía, y no existen líneas sobrecargadas, sin embargo se mantiene la fragilidad de confiabilidad yseguridad del servicio en algunas subestaciones de distribución por estar alimentadas en formaradial, ante contingencia de alguna falla grave de uno de sus transformadores de potencia o de sulínea de alimentación, como es el caso de la S/E 18 Cristiania, lo que se espera quede resuelta al2012, mediante la construcción de la línea de 138 kV S/E 18 Cristiania - S/E 14 Zámbiza, quepermitirá disponer de doble alimentación a la S/E 18 Cristiania y mejorar su confiabilidad.

2012:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera el ingreso de la S/E 14

Zámbiza, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada con doble circuito de la L/T 138 kV,S/E Vicentina – S/E Pomasqui de propiedad de TRANSELECTRIC; la construcción de la L/T 138 kV,doble circuito, 138 KV que viene desde los Proyectos Hidroeléctricos Quijos y Baeza hacia la barrade 138 KV El Inga de TRANSELECTRIC; la construcción de la L/T 138 kV, simple circuito entre laS/E 18 Cristiania - S/E 14 Zámbiza de 138 kV , la construcción de un tramo de L/T 46 kV, simplecircuito, para conectar directamente la S/E 37 Sta. Rosa a la S/E 55 Sangolquí y el ingreso de lanueva S/E 22 S. Antonio, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como

mínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de la S/E 23 Conocoto. Las pérdidas




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técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, la línea S/E 138 kV Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca, en 71.2 % de su capacidad se presenta como la L/T dealto voltaje más cargada de todas.

Adicionalmente se modeló el escenario sin la subestación No. 14 Zámbiza y se determinó que, en elcaso que no este puesta en servicio para el pico de este año, la subestación No 57 Pomasquillegaría al 92% de su límite de carga en condiciones normales y se presenta como la S/E deDistribución más cargada de todas.

2013:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se prevé en la S/E 23 Conocoto,138/23 KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA; el ingreso de la nueva S/E 35Cumbayá, 138/23 KV, con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada con doble circuito a 138 KV, desdela L/T 138 kV, S/E Vicentina - S/E Pomasqui de propiedad de TRANSELECTRIC y la instalación de

un segundo trafo 15/20 MVA en la S/E 53 Pérez Guerrero, 46/6.3 KV.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de la S/E 35 Cumbayá. Las pérdidastécnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía y la línea 138 kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 73.2% de su capacidad se presenta como la L/T de altovoltaje más cargada de todas.

2014:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se ha previsto la instalación de unsegundo trafo de 15/20 MVA en la S/E 15 El Bosque, 46/6.3 KV; la S/E 34 Machachi se cambia a138/23 KV mediante la instalación de un trafo de 20/27/33 MVA; la puesta en servicio de la nuevaS/E 58 El Quinche con un trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, por reubicación a su centro de carga yalimentada mediante la construcción de la línea a 138 KV S/E 31 Tababela - S/E 58 Quinche, simplecircuito, 15,0 Km y la construcción de la línea simple circuito S/E El Inga TRANSELECTRIC – S/EVicentina TRANSELECTRIC en 138 kV de 21,0 Km.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de Vicentina. Las pérdidas técnicas delsistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir,son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC –Derivación Adelca, con 73.5 % de su capacidad se presenta como la L/T de alta voltaje máscargada de todas; sin embargo se mantiene la fragilidad de confiabilidad y seguridad del servicio enciertas subestaciones de distribución por continuar alimentadas en forma radial, ante contingenciade falla grave de su línea de alimentación, como es el caso de la S/E 58 El Quinche, 138/23 KV, loque se resolverá al 2015, mediante la construcción de la línea S/E 14 Zámbiza - S/E 58 Quinche a




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138 kV, que permitirá disponer de doble alimentación a la S/E 58 El Quinche y cerrar el anillooriental a 138 KV para mejorar su confiabilidad.

2015:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera la puesta en serviciode la nueva S/E 3 Magdalena con un trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, en sustitución de la S/E 3Barrio Nuevo por estar fuera de su centro de carga; en la S/E 4 Chimbacalle 46/6.3 kV, se haconsiderado la instalación de un segundo trafo de 12/16/20 MVA; en la S/E 35 Cumbayá, 138/23KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA; la entrada en servicio de los proyectoshidroeléctricos Quijos y Baeza, de 50 MW cada uno y de la L/T 138 KV, 2 circuitos, C.H.Baeza-C.H.Quijos-S/E El Inga de Transelectric; la construcción de la línea S/E 14 Zámbiza - S/E 58Quinche a 138 kV, 18,0 Km, para que la S/E El Quinche disponga de doble alimentación y se cierreel anillo oriental a 138KV.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin

ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT ysubestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% enenergía, y la línea 138 kV S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 74.1 % de sucapacidad se presenta como la L/T de alta tensión más cargada de todas.

2016:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera en la S/E 8 La Marín,46/6.3 kV, la instalación de un trafo de 15/20 MVA, en reemplazo del existente, para aumentar sucapacidad instalada en MVA por posible sobrecarga del existente, por vejez y por lo tanto el riesgode que quede fuera de servicio.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de la S/E 57 Pomasqui. Las pérdidastécnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía y la línea S/E 138 kV Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 77.2 % de su capacidad se presenta como la L/T de

alto voltaje más cargada de todas, y el transformador de 138/46 kV, 48 MVA, de la S/E VicentinaTRANSELECTRIC alcanza 92.2 % de su capacidad, lo que impone modificar la configuración delsistema al 2017 para descargarlo.

2017:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera al transformador 138/46 kV S/E Vicentina de 48 MVA alimentando en forma radial únicamente a las S/E 10 Diez Viejay 32 Diez Nueva; en la S/E 6 Escuela Sucre, 46/6.3 KV, la instalación de un trafo de 8/10 MVA; en laS/E 14 Zámbiza, 138/23 KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA; en la S/E 31Tababela, 138/23 KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, para descargar al trafo




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existente; en la S/E 32 Diez Nueva la instalación de un segundo trafo 46/6.3 KV, 15/20 MVA, paradescargar al trafo existente.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en

los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de la S/E 57 Pomasqui. Las pérdidastécnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, y la línea 138 kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 82.7 % de su capacidad se presenta como la L/T dealto voltaje más cargada de todas.

2018:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera en la S/E 26 Alangasí,138/23 KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, para descargar el existente.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kV de la S/E 57 Pomasqui. Las pérdidastécnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, y la línea 138 kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 86.7 % de su capacidad se presenta como la L/T dealto voltaje más cargada de todas.

2019:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera en la S/E 24 Carolina,46/6.3 KV, la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, para descargar al trafo existente; laimplantación de la nueva S/E 25 Vicentina, con un transformador de 20/27/33 MVA, para descargar a la S/E 35 Cumbaya.

Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en las barra de 138 kV de la S/E 57 Pomasqui Las pérdidas

técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muyeficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, y la línea 138 kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 89.9 % de su capacidad se presenta como la L/T dealto voltaje más cargada de todas.

2020:

Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año se considera en la S/E 19Cotocollao Nueva, 138/23 KV, la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, para descargar al existente.




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Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sinninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) enlos puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado comomínimo por el CONELEC, excepto en las barra de 138 kV de la S/E 57 Pomasqui. Las pérdidastécnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones eficientes,

es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, y la línea 138 kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca con 95.5 % de su capacidad se presenta como línea de altovoltaje más cargada de todas.

Observación

El análisis de los flujos de potencia a lo largo del período de proyección de demanda y sumodelación, indican que el comportamiento de la cargabilidad de la línea 138kV S/E Sta. RosaTRANSELECTRIC – Derivación Adelca, impone el reforzar este tramo de línea ya sea medianteaumento de conductor o implementación de un segundo circuito, cuyo año de ejecución dependerádel criterio de seguridad y/o confiabilidad manejado por el área operativa quienes en coordinación

con Planificación definirán el año de ejecución de tal obra, la cual será recogida para la elaboracióndel nuevo Plan de Expansión. Similar situación se presenta bajo los escenarios de contingencias1 elcaso de la L/T 46kV S/E 41 Selva Alegre - S/E 15 El Bosque, que ante falla del trafo de 100 MVA,138/46 KV de la S/E 19 Cotocollao, al 2010 alcanzaría 66.2 MW de carga, existiendo el riesgo deque, a partir de este año en la contingencia indicada quede fuera de servicio por sobrecarga.

Finalmente y en base a los resultados de los flujos de potencia anuales y del pronóstico de lademanda de subestaciones de distribución indicados se definió las obras que se indican acontinuación.

4. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DE LAS OBRAS 2010-2020.

4.1 OBRAS FINANCIADAS POR TRANSELECTRIC PARA AUMENTAR LA TRANSFERENCIA

DE ENERGIA Y POTENCIA DEL SNT AL SEQ.

4.1.1 L/T 230 kV, 2 circuitos, S/E Pomasqui - Inga - S/E Santa Rosa, construcción de la L/T,2 circuitos, en torres metálicas, 55 Km. Además, instalación en la S/E Santa Rosa y en laS/E Pomasqui de 2 disyuntores de 230 kV, completos con TC, tableros de protección ycontrol, seccionadores, pararrayos, etc., para ampliar la capacidad de importación del

sistema eléctrico de Colombia en 250 MW e implementar un tercer punto de entrega delSNT al sistema eléctrico de la EEQ en el Inga. Plazo enero 2011.

4.1.2 S/E Inga 230/138kV, adquisición e instalación de un transformador trifásico de135/180/225 MVA, 230/138 kV con disyuntores a 230 kV y 138 kV, seccionadores,pararrayos, tableros de control y protección, demás equipos y materiales asociados, paraimplementar un tercer punto de transferencia desde 230 kV a 138 kV del sistema eléctricode la EEQ (SEQ). Adquisición e instalación de cinco posiciones con disyuntor a 138kV,para la implementación de barra principal y transferencia, tres para protección de líneasde alimentación a 138kV, una para transferencia de barras y otra para protección dellado secundario del transformador. Plazo mayo de 2011.

1 Análisis de Contingencias y sus resultados se muestran en el documento Estudios Eléctricos




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4.1.3 S/E Pomasqui -Transelectric Seccionamiento 138kV, adquisición e instalación deuna posición adicional con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores decorriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control y protección, equipos ymateriales asociados, con el fin de proteger y operar la línea desde la S/E Pomasqui -Transelectric a la S/E San Antonio, si la alimentación es desde la S/E Pomasqui de

Transelectric. Plazo 2012.4.1.4 S/E Vicentina – Transelectric 138 kV, Adquisición e instalación de una posiciónadicional con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente,seccionadores, pararrayos, tableros de control y protección, equipos y materialesasociados. Plazo 2014.

4.1.5 Requerimientos de puntos de conexión al sistema de transmisión de

TRANSELECTRIC.

A partir del 2011, tres puntos de conexión en el patio de 138 kV de la S/E El Inga deTranselectric, para conectar: la entrada y salida de la L/T 138 kV, de la EMAAPQ, CentralPapallacta a S/E Santa Rosa y L/T 138 kV, 1 circuito, S/E El Inga a S/E Tababela. Mayo2011

A partir del 2012, un punto de conexión, a la altura de una de las estructuras del barrioGualó de Zámbiza, de la L/T 138 kV, S/E Vicentina a S/E Pomasqui de Transelectric, paraconectar la L/T 138 kV, doble circuito, Derivación a la S/E 14 Zámbiza, 138/23 kV, 33MVA inicialmente, luego 66 MVA.

A partir del 2013, un punto de conexión en una de las estructuras de la L/T 138 kV, S/EVicentina a S/E Pomasqui de Transelectric, a la altura del cruce con la L/T 46 kV de EEQS/E C.H. Cumbayá a S/E Norte, para conectar la L/T 138 kV, doble circuito, Derivación a

la S/E 35 Cumbayá, 138/23 kV, 33 MVA inicialmente, luego 66 MVA. A partir del 2013, un punto adicional de conexión en el patio de 138 kV de la S/E

Pomasqui de Transelectric o una derivación de uno de los 2 circuitos a 138 kV de la L/Tque va de la S/E Pomasqui a Ibarra, en una de las estructuras cercana al terreno de laS/E 22 San Antonio de 138/23 kV, 20/27/33 MVA inicialmente y a futuro luego 66 MVA,para conectar su alimentación a 138 kV, 1 circuito si es desde la S/E Pomasqui deTranselectric y 2 circuitos si es una derivación.

A partir del 2013, dos puntos adicionales de conexión en el patio de 138 kV de la S/E ElInga de Transelectric, para conectar la L/T 138 kV, doble circuito, C.H. Quijos y C.H.Baeza a S/E El Inga, para suministrar la generación de la C. H. Quijos 50 MW y C.H.Baeza 50 MW al SNT.

A partir del 2014, un punto adicional de conexión en el patio de 138 kV de las S/E El Ingay otro en la S/E Vicentina de Transelectric, para conectar la L/T 138 kV, 1 circuito, S/E ElInga a S/E Vicentina, para optimizar el flujo de potencia del sistema eléctrico de la EEQ ymantener la continuidad del servicio en contingencias de fallas de los enlaces a 138 kV,S/E Santa Rosa a S/E Vicentina y/o S/E Pomasqui a S/E Vicentina.

A partir del 2014, un punto adicional de conexión en el patio de 138 de la S/E Santa Rosade Transelectric para conectar la L/T 138 kV, simple circuito, S/E Santa Rosa a S/EMachachi, para alimentar la S/E Machachi 138/23 kV, 33 MVA inicialmente, luego 66MVA.




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4.2 OBRAS FINANCIADAS POR EEQ EN SU SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Y S/E

DISTRIBUCIÓN:

Del análisis de la situación existente, futura y de requerimientos de las subestaciones,complementados con los estudios técnicos pertinentes, se determinó la necesidad de sanear yrehabilitar algunas subestaciones y en otras, ampliar y construir nuevas subestaciones y líneas desubtransmisión a fin de cubrir la demanda de energía y continuar garantizando el servicio en lasmejores condiciones técnico-económicas, lo que evidentemente implica una serie de obras tanto ensubestaciones, líneas y redes, que incluyen: movimientos de transformadores entre subestaciones,remodelación, ampliación y construcción de nuevas subestaciones, así como de líneas desubtransmisión asociadas, obras que deben ser financiadas por EEQ.

4.2.1 Obras a ser financiadas por EEQ en subestaciones, 2010 - 2020:

4.2.1.1 Subestación 23 Conocoto.- Construcción de la nueva S/E a la altura del puente # 5 dela autopista General Rumiñahui, en Conocoto, mediante la adquisición e instalación deun transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 4 posiciones con disyuntor a 138 kV,completas; 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV completa, con disyuntores1200 A, 25 kA, TC; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras,aisladores y accesorios; para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra,materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control; un banco de capacitoresde 4.5 MVAR, completo; etc., con el fin de descargar a las subestaciones: No. 27 SanRafael, No. 2 Luluncoto en 23 kV, No. 21 Epiclachima y No. 55 Sangolquí, paradescargar las líneas de alimentación en 46 kV a las S/E S. Rafael y Sangolquí, que encontingencia de falla de una de ellas colapsarían por sobrecarga, atender el crecimientode la carga del área de influencia de las subestaciones indicadas y disponer de unareserva adecuada para recibir transferencia de carga de subestaciones vecinas. Plazoenero 2010.

4.2.1.2 Subestación 21 Epiclachima, Ampliación de la S/E mediante la adquisición einstalación de un 2do. transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, en sustitución de unode 15/20 MVA existente, con el fin de aumentar su capacidad instalada y seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su zona de influencia. Plazo 2010.

4.2.1.3 Subestación 55 Sangolquí, Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un 2do transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV; para descargar al trafo existente,

aumentar su capacidad instalada, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de suzona de influencia y poder recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas.Plazo 2010.

4.2.1.4 Subestación 31 Tababela (Nuevo Aeropuerto), Construcción de la nueva S/Emediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 1 posición en138 kV, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV,completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC, para 4 salidas primarias, 1 paraalimentación de barra, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV; tableros deprotección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materialespara puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para atender la carga delnuevo Aeropuerto, descargar a los trafos de las S/E Quinche y S/E Tumbaco,

descargar el sistema de alimentación en 46 kV a las subestaciones El Quinche y




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Tumbaco, y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo2010.

4.2.1.5 Subestación 7 San Roque, Adquisición e instalación de un transformador de 15/20MVA, 46/6.3 kV, para sustituir trafo existente de 15/20 MVA por daño del cambiador detaps; con el fin de seguir garantizando la calidad del servicio en el área de cobertura de

la subestación, al disponer de regulación automática del voltaje. Plazo 2010. 4.2.1.6 Subestación 57 Pomasqui - EEQ, Adquisición e instalación de cinco posiciones condisyuntor a 138kV (2 posiciones nuevas y 3 posiciones en reemplazo de las instaladas),completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros decontrol, protección y demás equipos y materiales asociados, para independizar laprotección de los trafos de la subestación y hacer mantenimientos sin suspender elservicio eléctrico en su área de influencia. Plazo 2010.

4.2.1.7 Subestación 19 Cotocollao 46kV.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de unsegundo transformador nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23kV. Plazo 2010.

4.2.1.8 Subestación 32 Diez Nueva.- Adquisición e instalación de un nuevo transformador de15/20 MVA, 46/6.3 kV, en sustitución del trafo existente de 15/20 MVA, por daño del

cambiador de taps, para seguir garantizando la calidad del servicio en su zona deinfluencia. Plazo 2010.

4.2.1.9 Subestación 28 Iñaquito.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV (Plazo 2010), una posición condisyuntor a 46kV, completa, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV,completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materialescomplementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo (Plazo2011); con el fin de descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento decarga de su área de influencia, tener una reserva adecuada para recibir transferenciasde carga de subestaciones vecinas y para habilitar doble alimentación en 46 kV.

4.2.1.10 Subestación 2 Luluncoto, Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, en sustitución de los 2 transformadoresde 6.25 MVA, 46/6.3 kV, (Plazo 2010), 1 juego de cabinas tipo metal-clad con disyuntor a 6.3 kV, para 5 salidas primarias y una para alimentación, banco de capacitares de 3.0MVAR (Plazo 2011). Con el fin de aumentar la capacidad instalada, mejorar laconfiabilidad y calidad del servicio de su zona de influencia.

4.2.1.11 Subestación 11 B. Quevedo, Ampliación de la S/E mediante la adquisición einstalación de un transformador nuevo de 15/20MVA, 46/6.3kV, en sustitución deltransformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV (Plazo 2010), 1 posición en 46 kV, condisyuntor (Plazo 2011); con la finalidad de ampliar su capacidad instalada, resolver elproblema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas

cargas y poder recibir carga de primarios vecinos de otras subestaciones por transferencias y para la protección de la línea de alimentación.4.2.1.12 Subestación 31 Tababela - 1 Posic.138KV.- Instalación de una posición adicional con

disyuntor a 138KV, 1200A, 20 KA, completo, con TC, tablero de protección y medición,estructuras de soporte, seccionadores, pararrayos, aisladores, etc., para protección delínea de alimentación y transformadores, esquema disyuntor 1 y 1/2. Plazo 2011.

4.2.1.13 Subestación 19 Cotocollao Nueva, 138/23 kV.- Adquisición e instalación de dosposiciones con disyuntor a 138kV, completas, con transformadores de corriente,seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y mate-riales asociados, para independizar la protección del trafo de 60/80/100 MVA 138/46 kVy del de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, por instalarse y hacer mantenimientos sin suspender

el servicio eléctrico en su área de influencia. Además, construcción de la nueva S/E de




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distribución mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kV, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, condisyuntores 1200 A, 25 kA, TC, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo;tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios,materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el fin de

descargar a los dos trafos de la S/E 19 de 46/23 kV, tener reserva en MVA para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Ubicada en el terreno colindante alnorte de la S/E actual. Plazo 2011.

4.2.1.14 Subestación 35 Cumbayá 46, Instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/23kV, por retirarse de la S/E 21 Epiclachima, 3 posiciones primarias con disyuntores de 23kV, completos, 1 de alimentación de barra, 3 de salidas primarias y 1 de banco decapacitores, con tableros de protección, control y medición. Un banco de capacitares de4.5 MVAR. Para transferir carga de la S/E 36 Tumbaco, con el fin de descargar sualimentación a 46 kV que está sobrecargada, ampliar la cobertura del servicio y atender cargas grandes solicitadas. Plazo 2011.

4.2.1.15 Subestación 59 E. Espejo, Adquisición e instalación de dos posiciones con disyuntor a

138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos,tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, paraindependizar la protección de los trafos de la subestación y hacer mantenimientos sinsuspender el servicio eléctrico en su área de influencia. Además 2 salidas primarias a23 kV, completas con disyuntor, para ampliar la cobertura del servicio, recibir transferencias de la S/E 37 Santa Rosa y atender cargas especiales grandessolicitadas. Plazo 2012.

4.2.1.16 Subestación 21 Epiclachima - 2 posiciones 23 KV, Instalación de dos posiciones a23 KV, con disyuntor a 23 KV, completas, con TC, tablero de protección y control,estructuras de soporte, seccionadores, pararrayos. Plazo 2012.

4.2.1.17 Subestación 37 Santa Rosa, Ampliación de la S/E mediante la instalación de untransformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, por adquirirse (Plazo 2010), 1 posición a 46kV, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa,con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 22.8 kV,completo, una posición para seccionamiento de la barra de 23 kV y 1 posición a 23 kVcon disyuntor, completa, para protección de la alimentación de barra (Plazo 2012). Conel fin de descargar al trafo existente, aumentar su capacidad instalada, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reservaadecuada para recibir transferencias de carga de las subestaciones vecinas.

4.2.1.18 Varias Subestaciones.- adquisición e instalación de relés, bancos de baterías,cargadores de baterías, bancos de capacitores, equipos de calidad de energía,

adquisición e instalación de equipos de comunicación y fibra óptica, obras civiles,disyuntores, seccionadores, etc., para mejorar la operación, control, protección ymedición de las subestaciones, etc. Plazo anual en el periodo 2010 – 2020.

4.2.1.19 Subestación 26 Alangasí, Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de untransformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 4 posiciones con disyuntor a 138 kV,completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco decapacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de protección, control ymedición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a los trafos de las S/E SanRafael y S/E Sangolquí, descargar el sistema de alimentación en 46 kV a las




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subestaciones S. Rafael y Sangolquí y atender el crecimiento de las cargas de susáreas de influencia. Plazo 2011.

4.2.1.20 Subestación 5 Chilibulo, Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de untransformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 4 posiciones con disyuntor a 138 kV,completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores

1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco decapacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección, control y medición,pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables defuerza, cables de control, etc, para descargar el sistema de alimentación a 46 kV quealimenta a las S/E No. 3 y S/E No. 7, por riesgo de colapso en contingencia, mediantela transferencia de carga de estas subestaciones a la nueva subestación, y atender elcrecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo 2011.

4.2.1.21 Subestación 49 Los Bancos 69/23/13.8 KV, Instalación de un transformador de 12/16MVA, 69/23/13.8 kV, 1 posición con disyuntor a 69 kV, completa, para protección de lalínea, equipamiento para transferir el sistema de alimentación actual de 46 kV a 69 kV,en las salidas de la L/T 46 KV S/E Cotocollao – S/E Los Bancos por derrumbes

frecuentes de sus estructuras y para atender el futuro crecimiento de las cargas de suárea de influencia. Plazo 2011.

4.2.1.22 Subestación Móvil 138/23 kV, Adquisición de una S/E compacta con un transformador de 20/25/30 MVA, 138/23 kV, completa, con seccionadores, pararrayos, tableros decontrol, protección y demás equipos y materiales asociados, cables de fuerza en 23kV, para reserva en caso de daño grave de uno de los trafos de 138/23 kV o paraatender nuevas cargas grandes. Plazo 2011.

4.2.1.23 Subestación 14 Zámbiza(Gualo), Construcción de la nueva S/E mediante lainstalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 4 posiciones condisyuntor a 138 kV, completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa,con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidasprimarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección,control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta atierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a los trafos de las S/ENo. 18 Cristianía y S/E No. 16 Río Coca, por riesgos de sobrecarga, y atender elcrecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo 2012.

4.2.1.24 Subestación 22 San Antonio.- Ubicada en la parroquia San Antonio de Pichincha.Construcción de la nueva S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, una posición con disyuntor a 138 kV, completa, si laalimentación se realiza desde la S/E Pomasqui de Transelectric, caso contrario, 4posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, para construir el seccionamiento de la

derivación 2 circuitos de la L/T 138 kV S/E Pomasqui – T a Ibarra; 1 juego de celdasmodulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para laalimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR,completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores,accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el finde descargar a las subestaciones Pomasqui y No. 19. Plazo 2012.

4.2.1.25 Subestación 18 Cristianía - 138kV, Adquisición e instalación de tres posiciones condisyuntor a 138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores,pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, delos cuales, dos son para protección de los transformadores a 138/23 kV y uno para laprotección de la alimentación desde la S/E No. 14 Zámbiza, con el fin de evitar salga de

servicio toda la subestación y las líneas asociadas, ante falla de uno de los




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transformadores y se tenga flexibilidad para la operación y mantenimiento de losdisyuntores, sin tener que dejar fuera de servicio toda la subestación. Plazo 2013.

4.2.1.26 Subestación 55 Sangolquí – Seccionamiento 46 kV, Adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 46 kV, completas, una para protección de la L/T S/E SantaRosa a S/E 55 Sangolquí y 2 para protección de los transformadores de la subestación.

Plazo 2013.4.2.1.27 Subestación 35 Cumbayá 138/23 kV, construcción de la nueva subestación mediantela adquisición e instalación de 4 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, untransformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control ymedición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco decapacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras,aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables decontrol. Con el fin de tomar toda la carga de la S/E Cumbayá 46/23 kV, descargar unaparte a la S/E No. 36 Tumbaco, 46/23kV y el sistema de 46 kV que lo alimenta,mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva

adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias decarga de subestaciones vecinas. Plazo 2013.

4.2.1.28 Subestación 23 Conocoto.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección,control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, condisyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias,un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control,pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables defuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo elcrecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuadapara recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo2013.

4.2.1.29 Subestación Baeza, adquisición e instalación de un transformador trifásico de 20/27/33MVA, 138/22.8kV, con LTC en 23 kV, 1 posición con disyuntor a 138 kV, completa, 1

juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA,TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, 1 de banco de capacitores,tableros de control, protección y medición, material de puesta a tierra, cables de fuerzay control, aisladores, barras, accesorios y materiales complementarios, para tomar todas las cargas grandes de su área de influencia (20MVA) y principalmente la cargadel circuito primario C.H. Ecoluz (HCJB) a Quijos-Baeza por limitaciones de capacidadde suministro de la C.H. Ecoluz, prescindir en condiciones normales del suministro de

la C.H. Ecoluz (HCJB) a dicho circuito y resolver sus problemas de bajos voltajes, aldividir en dos circuitos troncales primarios aproximadamente a la mitad de su longitud (>50,0 Km). Plazo 2013.

4.2.1.30 Subestación 53 Pérez Guerrero.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de unsegundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, contablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, unbanco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Con el fin de descargar a trafoexistente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2013.




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4.2.1.31 Subestación 31 Tababela.- Adquisición e instalación de dos posiciones con disyuntor a138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos,tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, paraindependizar la protección del trafo de la subestación y de las líneas de alimentación,hacer mantenimientos sin suspender el servicio eléctrico en su área de influencia .

Plazo 2014.4.2.1.32 Subestación 58 El Quinche 138/23 kV.- Ubicada en la parroquia de Ascázubi.Construcción de la nueva S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, una posición con disyuntor a 138 kV, completa, 1 juegode celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5MVAR, completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras,aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control,etc., con el fin de reubicar la S/E 58 El Quinche de 46/23 kV y pasar toda su carga a138/23 kV, para descargar el sistema de 46 kV. Plazo 2014.

4.2.1.33 Subestación 34 Machachi.- Adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33

MVA, 138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 posición con disyuntor 138 kV completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, condisyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias,un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, tableros de protección, control ymedición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,cables de fuerza, cables de control, etc, para seguir atendiendo el crecimiento de lacarga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2014.

4.2.1.34 Subestación 15 El Bosque, Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 1 posición a 46 kV condisyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV,2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias,completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar atrafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia ytener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestacionesvecinas. Plazo 2014.

4.2.1.35 Subestación 4 Chimbacalle, Ampliación de la S/E mediante la adquisición einstalación de un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 kV, 1 juego decabinas metal clad, con disyuntor a 6.3 kV, 2500 A, para la alimentación de barra,disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control

y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materialescomplementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo elcrecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2015.

4.2.1.36 Subestación 35 Cumbayá 138/23 kV.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición einstalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero deprotección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa,con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidasprimarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros decontrol, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de

carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kV, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de




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su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias decarga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2015.

4.2.1.37 Subestación 3 La Magdalena.- Reubicación de la S/E 3 Barrionuevo, 46/6.3 kV, a sucentro de carga, Av. T.H.Ortiz e Iturralde, para lo cual se requiere la adquisición einstalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 2 posiciones a 46 kV con

disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV,2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias,completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios, para mejorar la calidad delservicio técnico y reducir las pérdidas técnicas de algunos de sus primarios. Plazo 2015

4.2.1.38 Subestación Quinche 138kV, Adquisición e instalación de dos posiciones condisyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores,pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados,para la protección de la L/T 138 kV a la S/E 14 Zámbiza y del transformador de la S/E,independizando sus protecciones, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/ETababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2015

4.2.1.39 Subestación 14 Zámbiza, Adquisición e instalación de una posición con disyuntor a138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos,tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, para laprotección de la L/T 138 kV a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T -S/E Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2015

4.2.1.40 Subestación 08 La Marín.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución deltransformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, por uno de 15/20MVA, 46/6.3kV, 1

juego cabinas metal-clad, con disyuntores 6.3 kV, para alimentación de barra, 5 salidasprimarias y 1 protección de BC y un banco de capacitares de 3.0 MVAR, para ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la faltade reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga de primariosvecinos de otras subestaciones. Plazo 2016.

4.2.1.41 Subestación 06 Escuela Sucre.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución deltransformador existente de 6.25 MVA, 46/6.3kV, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3kV, paraampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente,la falta de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga deprimarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2017.

4.2.1.42 Subestación 31 Tababela.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, completo, con tablero deprotección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa,con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas

primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros decontrol, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendoel crecimiento de la carga de su área de influencia, disponer de una reserva adecuadapara recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones eindependizar las protecciones de las líneas que lo alimentan y de los trafos. Plazo 2017.

4.2.1.43 Subestación 32 Diez Nueva.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de unsegundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, por adquirirse, con tablero deprotección, control y medición, 1 juego cabinas metal-clad, con disyuntores 6.3 kV, paraalimentación de barra, 5 salidas primarias y 1 protección de BC y un banco decapacitares de 3.0 MVAR. Con el fin de descargar al trafo existente, seguir atendiendo




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el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada pararecibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2017.

4.2.1.44 Subestación 14 Zámbiza, Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 1 posición en 138 kV, 1

juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA,

TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de4.5 MVAR, 22.8 kV, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reservaadecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2017.

4.2.1.45 Subestación 26 Alangasí.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego deceldas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 parala alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR,22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios,materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar altrafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y

disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primariosvecinos de otras subestaciones. Plazo 2018.

4.2.1.46 Subestación Vicentina 138/23 kV.- Ubicación de la nueva subestación en el terreno junto a la S/E de Seccionamiento Vicentina de Transelectric lado norte, mediante laadquisición e instalación de una posición con disyuntor a 138kV, completa, contransformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, proteccióny demás equipos y materiales asociados para la protección del trafo. Además,adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablerode protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV,completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 desalidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tablerosde control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,cables de fuerza, cables de control, para descargar a los trafos existentes de la S/E 35Cumbayá, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia,disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primariosvecinos de otras subestaciones e independizar las protección del trafo. Plazo 2019.

4.2.1.47 Subestación 24 Carolina, Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalaciónde un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 1 disyuntor a 6.3 kV, 2500 A,para alimentación de barras, a instalarse en cabina tipo metal clad, completa, contablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR,completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo

existente y seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia. Plazo2019. 4.2.1.48 Subestación 19 Cotocollao Nueva.- Adquisición e instalación de una posición con

disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores,pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados,para la protección del segundo trafo de la S/E 138/23 kV. Además, ampliación de la S/Ede distribución mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kV, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, condisyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias;un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control ymedición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra,

cables de fuerza y de control, etc., con el fin de descargar al trafo existente, disponer de




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reserva en MVA para recibir carga por transferencias de subestaciones vecinas y seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia. Plazo 2020.

4.2.2 Obras a ser financiadas por EEQ en líneas 2010 - 2020:

4.2.2.1 Varias Líneas de Subtransmisión (S/T) a 46kV, Cambios de conductor, obras civilespara mejorar la seguridad de las estructuras, cambios de ruta de ciertos tramos delíneas, para evitar afectación a terceros, mejorar su seguridad ó ampliar su capacidad,reubicación de torres, etc., presupuestadas anualmente por el Dpto. de MantenimientoL/T y S/E y por el Dpto. de Ingeniería Civil. Plazo anual en el periodo 2010-2020.

4.2.2.2 L/T 138 kV, S/E Recuperadora-EMAAP_Q a S/E 31 Tababela, Construcción de la L/Ta 138 kV en una longitud aproximada de 14.0 Km, simple circuito, con conductor 500MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación No. 31Tababela. Plazo 2010.

4.2.2.3 L/T 138 kV, S/E Inga-Transel a S/E Recuperadora-EMAAP_Q, Construcción de la L/Ta 138 kV en una longitud aproximada de 8.0 Km., doble circuito, con conductor 500MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para independizar la alimentación a la nuevasubestación Tababela y la derivación de la L/T Papallacta-EMAAP-Q a la S/E Inga_T.Plazo 2011.

4.2.2.4 L/T 138 kV, Derivación a S/E 26 Alangasí, Construcción de la derivación a 138 kV,desde la L/T 138 kV Papallacta a S/E S. Rosa de la EMAAP-Q, en una longitudaproximada de 0.3 Km, doble circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en estructurasmetálicas, para alimentar a la nueva subestación Alangasí. Plazo 2011.

4.2.2.5 L/T 138 kV, Derivación a S/E 5 Chilibulo, Construcción de la derivación a 138 kV,doble circuito, con conductor 636 MCM ACSR, en una longitud aproximada de 1.0 Km.,

en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación Chilibulo. Plazo 2011. 4.2.2.6 L/T 69 kV, S/E Sto. Domingo - S/E 49 Los Bancos, Construcción de una línea a 69kV, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 51km, en estructuras metálicas, para alimentar a la S/E 49 Los Bancos en las salidas de lalínea radial a 46 kV S/E Cotocollao – S/E Los Bancos por derrumbes frecuentes desus estructuras y para conectar a futuro una nueva central hidráulica. Plazo 2011.

4.2.2.7 L/T 138 kV, Derivación a S/E 14 Zámbiza, Construcción de la derivación a 138 kV,desde una de las estructuras de la L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, a laaltura del barrio Gualó de Zámbiza, en una longitud aproximada de 0.3 Km, doblecircuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a lanueva S/E 14 Zámbiza. Plazo 2012.

4.2.2.8 L/T 138 kV, Baeza-Quijos- El Inga (Recuperadora), Construcción de la línea a 138KV, en una longitud de 51 Km., 42 Km. doble circuito y 9 Km. simple circuito, conconductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas. Plazo 2012.

4.2.2.9 L/T 46 kV, S/E 37 S. Rosa - S/E 55 Sangolquí, Construcción de un tramo de línea paraunir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, enuna longitud aproximada de 3,5 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón,con el fin de implementar una segunda alimentación a la S/E Sangolquí para mejorar suconfiabilidad. Plazo 2012.

4.2.2.10 L/T 138 kV, S/E Pomasqui-Transelectric – S/E 22 S. Antonio EEQ , Construcción dela línea indicada, simple circuito, estructuras metálicas, conductor 500 MCM-ACAR, enuna longitud aproximada de 9.5 Km, para alimentar a la nueva S/E 22 S. Antonio. Plazo2012.




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4.2.2.11 L/T 138 kV, S/E 14 Zámbiza a S/E 18 Cristianía, Construcción de la línea a 138 kV enuna longitud aproximada de 6,5 Km., simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR,en estructuras metálicas y postes de hormigón, para implementar una segundaalimentación a la S/E No. 18, con el fin de mejorar su confiabilidad. Plazo 2013.

4.2.2.12 L/T 138 kV, Derivación a S/E 35 Cumbayá, Construcción de la derivación a 138 kV,

desde el cruce de la L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T con la L/T 46 kV S/ECumbayá a S/E Norte, en una longitud aproximada de 5.0 Km, doble circuito, conconductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, utilizandola franja de servicio de una de las líneas 46 kV, 2C, S/E Cumbayá a S/E Norte, paraalimentar a la nueva S/E Cumbayá y sea parte de un anillo en 138 kV. Plazo 2013.

4.2.2.13 L/T 138 kV, S/E 31 Tababela - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kV paraunir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, enuna longitud aproximada de 15.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón,con el fin de alimentar a la nueva S/E Quinche reubicada. Plazo 2014.

4.2.2.14 L/T 138 kV, S/E Inga-T a S/E Vicentina-T, Construcción de la línea a 138 kV en unalongitud aproximada de 21.0 Km., simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en

estructuras metálicas, para descargar a las subestaciones Santa Rosa, Pomasqui,Vicentina y Selva Alegre y aumentar la tansferencia desde la S/E Inga _T 230/138 kV.Plazo 2014.

4.2.2.15 L/T 46 kV Deriv. a S/E 3 Magdalena, construcción de la derivación a 46 kV, doblecircuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una longitud aproximada de 0.6 Km., enestructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E 3Magdalena, por reubicación. Plazo 2015.

4.2.2.16 L/T 138 kV, S/E 14 Zámbiza - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kV paraunir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, enuna longitud aproximada de 18.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón,con el fin de proporcionarle una doble alimentación a la S/E Quinche reubicada y cerrar el anillo S/E 14 Zámbiza – S/E Quinche – S/E 31 Tababela – S/E Inga _T. Plazo 2015.

4.3 Inversiones a ser financiadas por EEQ en redes de media y baja tensión 2010-2020:

En Distribución, se requiere continuar con la remodelación y cambio de tensión de redes urbanas yrurales de 6.3 y 13.2 KV a 23 KV, construcción de primarios urbanos y rurales, extensiones y/oremodelaciones de red, mejoramiento del factor de uso de transformadores, franja de servicio,cambio del tipo de iluminación vial y construcción de nuevas redes de distribución, obras einversiones que permitirán incorporar anualmente un promedio de 54 mil nuevos abonados, durante

los próximos 10 años, y ampliar el grado de electrificación de nuestra área de servicio a unapoblación superior al millón de habitantes. Además se incrementarán nuevas terminales remotas enprimarios de distribución para la automatización de la supervisión, control y adquisición de datos(SCADA) de sus circuitos primarios y subestaciones, se continuará con el Programa de Control yReducción de Pérdidas y se realizarán los estudios para el mejoramiento de la calidad del servicio ylas obras correspondientes. Para atender el incremento de abonados se requerirá anualmente,ampliar y/o construir aproximadamente 445 Km. de redes primarias y 204 Km. de redessecundarias, e instalar 3 700 transformadores de redes de distribución, por un aproximado de 140MVA.

Las inversiones anuales previstas para el periodo 2010-2020, en redes de media y baja tensión,

se indican en la tabla 4.3.1.




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Tabla 4.3.1 Programa de inversiones en redes, acometida y medidores




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4.4 Inversiones en Generación

Para el periodo 2010-2020, la EEQ tiene previsto la ejecución de las centrales hidroeléctricas Quijos

y Baeza con capacidad de generación de 50 MW cada una y una inversión de $ 190.5 millones de

dólares, la central Victoria con 10 MW y una inversión de $19.9 millones de dólares, estas centrales

cuentan con los diseños definitivos, estudios de impacto ambiental y se encuentra en proceso su

financiamiento para su construcción y por último podemos mencionar a la central Hidromundo, la

cual se encuentra en fase de estudios.

En el mismo periodo, en las centrales hidráulicas y térmicas existentes se ha previsto inversiones en

mantenimientos mayores de las unidades, incluido obras civiles por $ 2 millones de dólares en la

generación hidráulica y $ 1 millón en la térmica.

planificacion-eeq-2010

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