PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ.

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1 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ. 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 (2010) 2.1 Balance de energía y potencia 2.2 Condiciones de operación del sistema eléctrico 2.3 Mercado eléctrico 2.4 Cargas de primario s y subestaciones 3. Pronóstico de la demanda eléctrica Metodología Política 3.1 Pronóstico de la potencia y energía del sistema de potencia 3.2 Pronóstico de la demanda de subestaciones Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cada subestación Pronóstico y equipamiento de subestaciones Resultados anuales de los flujos de carga 4. Definición y justificación de las obras Obras financiadas por Transelectric para transferir la potencia del SNT al SEQ 4.2 Obras financiadas por EEQ Obras en subestaciones Obras en líneas de subtransmisión 4.3 Inversiones en redes de media y baja tensión, acometidas y medidores 4.4 Inversiones en Generación 1

2 5. Informe de la Planificación Financiera del Plan de Expansión Anexos 2

3 PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ OBJETIVOS: Los objetivos de la planificación del sistema eléctrico de la EEQ (SEQ) son: a) Resolver en el inmediato plazo las restricciones o deficiencias operativas del sistema existente, si las hubiera. b) Atender sin restricciones, las necesidades de carga eléctrica de nuestros clientes y del crecimiento del mercado, en los próximos 10 años. c) Que el plan de expansión propuesto garantice la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico, en condiciones normales y contingencia simple, como: salida de una línea de subtransmisión, salida de un transformador de 138/46 kv y/o de una unidad de la central hidráulica Nayón. d) Desarrollar un sistema eléctrico que sea eficiente y cumpla con las regulaciones de calidad del servicio del CONELEC. e) Que el Plan de Obras definido sea auto sustentable y con el menor impacto ambiental. ALCANCE. La planificación de la expansión del sistema eléctrico busca alcanzar los objetivos impuestos mediante: La sistematización y validación de las lecturas de carga anuales de primarios y subestaciones. El estudio eléctrico del sistema existente, su evaluación y diagnóstico, si hay restricciones o deficiencias, definir sus soluciones inmediatas o emergentes. El análisis de los datos estadísticos de energía y potencia generada, facturada y demandada del sistema de potencia, así como, de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, con el fin de determinar las tasas de crecimiento correspondientes. El análisis de los datos estadísticos de las cargas por subestaciones de distribución y determinación de sus tasas de crecimiento individuales y por grupos característicos. El pronóstico de cargas y definición de nuevos equipamientos a nivel del sistema y por subestaciones de distribución, para demanda máxima, media y mínima del sistema, de los próximos 10 años. La determinación de los parámetros eléctricos para los estudios de flujos de carga del sistema, de las líneas y transformadores de subestaciones de los próximos 10 años. El análisis eléctrico de las alternativas de evolución anual del sistema de subtransmisión y subestaciones, en condiciones normales y contingencias. Revisión y actualización de los costos unitarios de equipos y obras de L/T y S/Es y análisis económico de las alternativas de evolución del sistema eléctrico de potencia. 3

4 Definición del presupuesto, programa de inversiones y cronograma de las obras requeridas por el sistema de los próximos 10 años. La determinación de índices de calidad, seguridad y confiabilidad del servicio, como: voltajes, pérdidas eléctricas, cargabilidad de los equipos e instalaciones, factores de potencia, etc., relativos al sistema eléctrico y sus instalaciones por subsistema. 4

5 1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ (SEQ) EXISTENTE. 1.1AREA DE CONCESIÓN. El área de concesión otorgada por el CONELEC a la EEQ es de km2, que corresponde a los cantones de: Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, San Miguel de los Bancos, parte de: Puerto Quito y Cayambe en la Provincia del Pichincha, Quijos y el Chaco en la Provincia del Napo. Con las Distribuidoras EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en negociación que modificaría el área de concesión indicada. 1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL SNT. Para atender el crecimiento intensivo del consumo de energía y potencia de sus clientes, la Empresa solicitó a Transelectric la ampliación de los puntos de transferencia del SNT al SEQ, por lo que, ha venido sistemáticamente ampliando sus instalaciones eléctricas a 230 kv, 138 kv y 46 kv, disponiendo a finales del 2010 de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en Santa Rosa: 3 a 138 KV y una en 46 KV; 2 en Vicentina: uno a 138 KV y uno a 46 KV; en Pomasqui existen 2 puntos en 138 KV, 1 punto a 138 kv en la S/E 23 Conocoto y en Guangopolo disponemos de 1 punto adicional a 138/13.2 kv. Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 KV S/E S. Rosa S/E E. Espejo S/E S. Alegre de EEQ, una es en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de EEQ y la entrega en 46 KV es en el lado secundario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de Transelectric. En Vicentina la entrega es una en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 60/80/100 MVA de EEQ y una en el lado de 46 kv del trafo de 138/46 kv, 12/37/48 MVA, de Transelectric. En la S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a 138 KV S/E Pomasqui_T S/E Pomasqui_EEQ, en la S/E 23 Conocoto una en el lado primario de su transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv. Además de los puntos indicados la EEQ para distribuir la energía entregada por el SNT en su sistema de 138 kv dispone de 4 subestaciones a 138/23 KV: S/E 59 E. Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E 18 Cristianía y S/E 23 Conocoto; y en su sistema de 46 KV dispone de la subestación Selva Alegre 138/46 KV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46 KV, 60/80/100 MVA. 1.3CONEXIÓN CON CENTRALES PROPIAS. Además de los puntos de conexión con el SNT, el SEQ tiene 5 puntos de enlace con sus centrales eléctricas hidráulicas propias, como: Cumbayá de 40 MW, Nayón de 30 MW, Guangopolo de 20 MW, Pasochoa de 4.5 MW y Chillos de 1.8 MW y 2 puntos de enlace con sus centrales térmicas: Gualberto Hernández de 34.2 MW y Luluncoto de 9.0 MW de capacidad instalada. La conexión de la central hidráulica Chillos es a 22.8 KV y de la central térmica Gualberto Hernández es a 13.2 KV, las demás centrales están conectadas a 46 KV. 5

6 1.4CONEXIÓN CON AUTOGENERADORES. También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos como: La Calera, de 2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la subestación Machachi; la Sillunchi de 0.4 MW se conecta al circuito primario B-Machachi; la HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de capacidad instalada que se conecta a 22.8 KV con el circuito primario C-Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario: Papallacta-Baeza-Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E Equinoccial 13.8/22.8 KV, al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabí de 2.7 MW se conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central EMAAPQ-Noroccidente de MW, se conecta en 6.3 KV al circuito primario A-15, Uravía de 0.95 MW se conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche. 1.5CONEXIÓN CON AUTOPRODUCTORES Y GRANDES CONSUMIDORES. CLIENTE: CONEXIÓN Observación ADELCA_46kV Lado primario del trafo 46/6.3 kv de la S/E Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ 1 FCA. ADELCA ADELCA_138kV Lado primario del trafo 138/23 kv de la S/E Desde agosto 2008 cliente regular de la EEQ 2 FCA. ADELCA ENKADOR Lado secundario del trafo 46/13.2 kv, alimentada Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ en 46 kv a partir de feb.2010, desde la barra a 46 3 kv de la S/E 55 Sangolquí. 4 BOOP Primario 22.8 kv, B-57 Pomasqui Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ 5 DELTEX Varios primarios (16-A, 27-A, 36-F) Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ 6 DANEC 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 15 INCASA Varios primarios (18-E, 21-E) Desde julio 2009 cliente regular de la EEQ 16 TESALIA Primario 22.8 kv, A-34 Machachi Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ 17 LANAFIT Primario 6.3 kv, G-16 y C-16 Río Coca Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ ENERMAX Varios primarios Autoproductor de HidroSibimbe 18 (SUPERMAXIS) 19 HCJ B Varios primarios Autoproductor Ecoluz. 20 Ideal Alambrec, Varios primarios Autoproductor Perlabi. URAVÍA Autoproductor Hcda. San Elías, Plus Hotel, Hcda. La Primario 22.8 kv, A-Quinche. 21 Clemencia. Adicionalmente se tiene a 138 KV en la S/E Santa Rosa de TRANSELECTRIC un punto de conexión con el sistema eléctrico proyecto Papallacta para el bombeo de agua del proyecto del mismo nombre y el suministro de energía de sus centrales hidráulicas El Cármen y Recuperadora de la Empresa Municipal de Agua Potable del Municipio del D.M.Quito, que por sus características cuando es carga también debería ser considerado como un gran consumidor. 6

7 1.6SISTEMA ELÉCTRICO AISLADO Y CONEXIÓN A OTRAS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. A partir del contrato de concesión con el CONELEC se entregó a la EEQ el sistema eléctrico Oyacachi, sistema eléctrico aislado perteneciente al Cantón El Chaco en la Provincia del Napo, que dispone de una micro central hidráulica de 50 KW para el suministro de energía a los consumidores de Oyacachi, mediante un banco de 3 transformadores monofásicos de 25 KVA cada uno, 121/210 voltios, energía que es distribuida a los consumidores del pueblo mediante 1 transformador trifásico de 30 KVA, 2 monofásicos de 15 KVA y 1 monofásico de 25 KVA. En lo que tiene que ver con la entrega de energía a otros sistemas de distribución a la fecha se tiene un solo punto de conexión con el sistema de EMELNORTE. 1.7INSTALACIONES ELECTRICAS DE DISTRIBUCIÓN. La Empresa para garantizar el servicio eléctrico y el crecimiento de la demanda eléctrica a sus clientes, a diciembre 2010 dispone de 32 subestaciones de distribución y 41 transformadores en servicio, de los cuales: 8 transformadores son de 138/22.8 KV, 10 transformadores de 46/22.8 KV, 1 transformador de 46/22/13.2 KV, 1 transformador de 46/22/6.3 KV, 1 de 46/13.2 KV y 21 transformadores de 46/6.3 KV, con una capacidad instalada total de: MVA en OA, MVA en FA y MVA en FOA. Estas subestaciones están alimentadas por Km de líneas a 46 KV y 72.2 Km a 138 KV de subtransmisión; y, para distribuir la energía en las diferentes zonas de servicio, dispone de 171 circuitos de distribución primaria a 22.8 KV, 6.3 KV y 13.2 KV, de los cuales 10 circuitos son expresos del sistema de transporte TROLEBUS, la longitud de las redes de MV alcanza los kilómetros; se ha instalado transformadores y MVA en redes de distribución; así como kilómetros de redes secundarias; acometidas y medidores, entre monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4536 están instalados en media tensión y 6 en alta tensión; todo orientado a disponer de un sistema eléctrico de alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad del servicio a sus clientes, sin restricciones. 1.8SISTEMA DE SUBTRANSMISION. Los puntos de conexión con el SNT se unen con las subestaciones de distribución mediante un sistema de subestaciones de reducción de 138/46 KV, de líneas de subtransmisión a 138 KV y 46 KV y varias subestaciones de seccionamiento a 138 KV y 46 KV, que permiten disponer de varios anillos de alimentación a las subestaciones de distribución, tanto desde los puntos de enlace con el SNT a 138 kv y 46 kv como con los de enlace a las centrales eléctricas propias a 46 kv y la central Chillos 23 kv, lo que le ha permitido disponer de un sistema de subtransmisión confiable y seguro. 1.9ACCIONISTAS. 7

8 El crecimiento intensivo de la demanda eléctrica y de los clientes ha incidido para que la composición accionaria de la Empresa se modifique en el transcurso del tiempo, llegando el Estado a participar en su composición, por la falta de recursos económicos de los accionistas existentes para financiar la expansión de las instalaciones eléctricas, participación que hasta 1996 fue mediante el INECEL, luego hasta el 2009 por medio del Fondo de Solidaridad y desde el 4 de diciembre del 2009, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) quien por ley asumió el accionariado del FS, además tiene participación el Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, con los aportes de las instalaciones nuevas de urbanizaciones y aportes propios, también, el Consejo Provincial de Pichincha en base a ley del FER y luego del FERUM, fondo que desde la expedición de la nueva ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996, volvió a pertenecer al Estado manejado por el Fondo de Solidaridad (FS), por lo que, a continuación se indica la composición y accionistas de la EEQ: COMPOSICIÓN ACCIONARIA Capital Acciones Acciones (%) desde el 4 dic.2009 Actual ordinarias preferidas Ministerio de Electricidad y ,98 Energía Renovable.,0,0 Ilustre Municipio del Distrito , 31,88 Metropolitano de Quito.,0,0 0 Consejo Provincial de ,59 Pichincha.,0,0 Industriales y Comerciantes , , - 1, Consejo Provincial del Napo , ,0-0,13 Cámara de Industriales de Pichincha. 396,0 396,0-0, Comité de Empresa de la EEQ. 314,0 314,0-0, Ec. Ramiro Gómez 45,0 45,0-0, TOTAL: , , , 0 100,0 2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO ACTUAL (2010) 2.1Balance de energía y potencia. La energía y potencia requerida por nuestro sistema eléctrico se incrementó al 2010, ya que la demanda llegó a los MW, como se desprende de los 8

9 registros de las entregas de potencia y energía en los puntos de conexión con el SNT más la generación propia y autogeneradores, y de los estudios eléctricos del sistema de potencia y de circuitos primarios, se determinó las pérdidas eléctricas por subsistema. En lo que se refiere a la pérdidas eléctricas al 2010 se obtuvo un índice del 7.91% en energía, siendo el 6.90% por técnicas y el 1.01% por no técnicas, lo que resultó en una disminución gradual respecto al valor del 2001, que fue del 16.12%. Si bien las pérdidas técnicas están en un valor aceptable, se tiene previsto algunas acciones en los próximos años para disminuirlas; así como también, en lo que se refiere a la reducción de pérdidas no técnicas, se tiene un plan para reducir su nivel en los próximos años, con lo cual, aspiramos mejorar aún más los índices establecidos por el CONELEC. En lo que se relaciona a la energía requerida, toda ella se está comprando en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), incluso lo de las centrales eléctricas propias, sin embargo, hay que resaltar que, al 2010 el aporte de la generación propia fue del 15.6 % en energía y 14.2% en potencia y de los Autogeneradores el 1.5% en energía y 1.1% en potencia. 2.2CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO. La magnitud de potencia y energía requerida por nuestro sistema eléctrico impuso que desde el 2001 se incremente la capacidad de transferencia del SNT al SEQ en 138 KV y 46 KV, es por eso que, al 2001 se aumentó la capacidad en la S/E Santa Rosa, mediante un segundo transformador trifásico de 45/60/75 MVA, 138/46 KV, en el 2002 en la S/E Vicentina, mediante un transformador trifásico de 60/80/100 MVA, 138/46 KV, si bien, este último fue para sustituir a un transformador dañado de Transelectric, en el 2003 se incrementó la capacidad de transferencia de 230 KV a 138 KV, mediante el ingreso de la S/E Pomasqui de 300 MVA, de Transelectric, en el 2006 en la S/E Santa Rosa se energizaron adicionalmente 3 autotransformadores de 225/300/375 MVA, 230/138 kv; y a noviembre del 2007 en los puntos de transferencia de la EEQ se incrementó en la S/E Selva Alegre de 138/46 kv, un segundo trafo de 60/80/100 MVA. En condiciones normales de operación del SEQ, los puntos de conexión con el SNT no han tenido limitaciones de confiabilidad, seguridad y calidad del servicio, puesto que, la carga de los transformadores, los voltajes de barras, el factor de potencia, las cargas de líneas y las pérdidas eléctricas técnicas, están en valores aceptables. Sin embargo, en contingencias si tenemos limitaciones, tal es el caso de la falla del lunes 4 de abril de 2011, en que se produjo una contingencia de falla doble por cortocircuito de los 2 circuitos de la L/T 138 kv, S/E Santa Rosa a S/E E. Espejo y S/E S. Alegre, debido a la caída de un árbol, lo que produjo el colapso de la mayor parte del Sistema de la EEQ, lo que impone ante este tipo de fallas se incremente la capacidad de transferencia en la S/E Vicentina de 138/46 kv, para disminuir las restricciones del servicio a los clientes en tales fallas. 9

10 El cambio de la regulación sobre el cumplimiento del factor de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT del CONELEC, que según la última regulación disminuyó de 0.98 a 0.96, en demanda máxima y media, y menor a 0.99 en mínima, ha incidido positivamente en nuestro sistema para no tener limitaciones eléctricas importantes ni de voltajes, ni de FP, ni de sobrecargas de líneas, aunque a nivel de subestaciones de distribución tenemos algunos problemas de sobrecarga por el atraso en los nuevos equipamientos, lo que aspiramos corregir en los próximos años. Sin embargo, los apagones dispuestos por el CENACE y el Ministerio de Electricidad a partir del viernes 30 de octubre de 2009 del 5%, 10% y 15%, hasta el 8 de febrero del 2010, a las Empresa Eléctricas Distribuidoras han dejado en evidencia una vez más el déficit de generación eléctrica con el que cuenta el país. 2.3 MERCADO ELÉCTRICO. El mercado eléctrico de consumidores y los consumos de energía facturados creció en el 2010, confirmándose una vez más su crecimiento intensivo, con tasas promedio anual del 5.27% para los consumidores y el 5.12% para el consumo facturado, como se indican en la tabla a continuación. De la composición del mercado eléctrico por consumidores se desprende que, los residenciales siguen teniendo la mayor participación con un 84.8% del total, luego le siguen los comerciales con el 12.5%, los industriales con el 1.6%, el sector otros con el 1.1% y los no regulados con el 0.00%, sin embargo, los consumidores residenciales han disminuido su participación con respecto al 2001, debido al mayor crecimiento de los otros tipos de consumidores. En lo que se relaciona al mercado eléctrico por consumos facturados se tiene que, el sector residencial mantuvo la mayor participación con el 39.7%, luego le sigue el sector industrial con el 27.6%, a continuación está el comercial con el 22.2%, luego están la iluminación pública con el 5.3%, el sector otros con el 5.1% y los no regulados con el 0.0%, pero la participación del consumo residencial facturado en el total bajo en el 2010, esto debido al racionamiento eléctrico de enero y febrero 2010 pese a un ligero incremento en la tasa de crecimiento de sus consumidores, en el sector industrial la cantidad de consumidores se mantuvo siendo que su consumo creció, el comercial creció en consumos y consumidores, en cambio el sector otros su consumo facturado disminuyó su participación frente al total. 10

11 ABONADOS: Año Residencial Comercial Industrial Regulados Otros Total # % # % # % # % # % # , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,230 tasa(%) 5.27 Composición de consumidores y consumos facturados. FACTURACION: Año Residencial Comercial Industrial AP Regulados Otros Total MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh % MWh , , , , , ,065, , , , , , ,166, , , , , , ,248, , , , , , , ,334, ,031, , , , , , ,417, ,092, , , , , , ,702, ,146, , , , , , ,792, ,186, , , , , ,941, ,241, , , , , ,112, ,285, , , , , ,236,251 tasa(%) 5.12 Tabla En el caso del alumbrado público, a partir del 2002 hasta el 2005 se produce una disminución de su consumo, por los ajustes introducidos al cambio de tipo de iluminación hechas desde 1995, al haberse reemplazado las luminarias de mercurio de 125 W y 175 W por sodio de 70W y 100W, las de 250 W de Hg por 150W de Na y las de 400 W de mercurio por sodio de 250 W. Adicionalmente a partir del 2007 empiezan a instalarse las luminarias de sodio de doble potencia, que permite ahorrar energía luego de las primeras 4 horas de su funcionamiento diario. A partir del 2009 se ha determinado que existe un déficit en los cálculos del consumo de la IP, por lo que a partir del 2011 se lo corregirá. 2.4CARGAS DE PRIMARIOS Y SUBESTACIONES. Las cargas de los circuitos primarios y subestaciones de distribución, que se indican a continuación, en la tabla 2.4.1a, se obtuvieron de la base de datos de la Unidad de Pérdidas Técnicas donde se guardan los registros horarios de los medidores electrónicos instalados en las subestaciones, para el día del pico 2010 del SEQ (14 dic.2010, 19:30). También se disponen de factores de potencia reales de las cargas de cada primario y subestación de distribución, lo cual permite una mayor exactitud en los estudios eléctricos del sistema. 11

12 CORRIENTE ALIMENTADORES PRIMARIOS (A) A DEM. MX. S/E - DIC TOTAL Dem. S/E SUBESTACION A B C D E F G H TROL EXPRE TERCEA AUTOG ENERA (A) (MVA) E SO RIO DOR 01 Olímpico 315,84 238,08 303,36 287,04 316, ,1 14,81 02 Luluncoto 23 kv 0,0 02 Luluncoto 165,76 165,8 1,83 02 Luluncoto 195,84 242,56 438,4 5,32 03 Barrionuevo 6.3 kv 333,12 252,48 270,86 329,28 278, ,8 15,19 03 Barrionuevo 23 kv 1,95 195,83 197,8 7,83 04 Chimbacalle 240,96 253,44 239,04 363,84 267,84 48, ,3 14,65 06 Esc. Sucre 84,48 43,20 132,00 80,16 422,4 4,01 07 San Roque 209,28 189,12 308,16 115,20 421, ,2 13,52 08 La Marín 64,32 126,72 60,00 133,92 18,72 0, ,4 7,06 09 Miraflores 28,80 179,84 62,08 189,44 460,2 4,98 10 Diez Vieja 54,24 151,68 270,72 116,64 593,3 6,31 11 Belisario Quevedo 133,44 271,68 242,88 173,76 821,8 8,73 12 La Floresta 352,64 416,00 57,60 826,2 9,21 13 Granda Centeno 317,76 219,84 271,68 80,64 200, ,6 11,64 15 El Bosque 363,84 197,76 431,04 284,16 214,08 0, ,9 15,72 16 Rio Coca T1 353,28 368,64 246,72 360,00 5, ,8 13,30 16 Rio Coca T2 229,44 344,64 320,64 324, ,2 13,27 17 Andalucia 236,16 200,64 334,08 171,84 300,48 186, ,4 15,39 18 Cristiania T1 236,64 257,76 139,2 217,44 851,0 31,95 18 Cristiania T2 236,64 193,44 235,68 665,8 25,49 19 Cotocollao T1 161,28 148,80 65,76 158,40 194,88 729,1 28,01 19 Cotocollao T2 138/23 kv 133,44 144,96 278,4 12,20 21 Epiclachima T1 215,52 170,88 153,60 540,0 19,73 21 Epiclachima T2 203,04 172,32 206,88 582,2 22,38 23 Conocoto T1 206,20 140,27 346,5 17,25 24 Carolina 269,76 446,40 238,08 336,00 316,8 170,88 24, ,0 18,72 27 San Rafael 188,16 77,76 109,92 76,80 114,72 567,4 24,32 27 San Rafael C 0,0 28 Iñaquito 437,76 336,00 428,16 382, ,0 17,08 32 Diez Nueva 192,00 318,72 277,44 340, ,0 12,11 34 Machachi 154,79 141,78 137,94 40,24 474,7 0,0 17,03 36 Tumbaco T1 33 MVA (Q) 257,76 132,96 192,48 4, ,2 29,50 36 Tumbaco T2 20 MVA 118,08 174,72 269,28 562,1 21,82 37 Santa Rosa 131,01 62,06 111,19 128,40 55,21 487,9 19,63 49 Los Bancos 66,56 26,88 105,28 28,80 227,5 5,60 53 Pérez Guerrero 268,04 275,75 323,98 249,9 349,7 24, ,5 16,42 55 Sangolquí 179,04 73,44 81,60 146,7 3,2 484,0 19,90 57 Pomasqui T1 250,03 178,72 66,84 153,42 649,0 0,0 25,67 57 Pomasqui T2 213,12 183,84 143,52 540,5 21,10 Tabla a Cargas de primarios a demanda máxima de las subestaciones diciembre Además, de la misma tabla se desprende, que hay primarios y subestaciones que están en su límite de carga y otros que están descargados, valores que sirven de base para hacer el diagnóstico por subestación de distribución y que también han 12

13 servido de base para realizar el pronóstico anual de la demanda correspondiente, cuyos resultados se indican a continuación: 3. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DEL SISTEMA METODOLOGÍA El método utilizado para definir la expansión del sistema de potencia, consiste en resolver y diseñar los requerimientos del sistema eléctrico al año horizonte (último año transcurrido más 10 años), en función de estudios eléctricos del sistema en condiciones normales y contingencias, para lo cual se realiza el pronóstico anual de la demanda por subestaciones de distribución, puntos de entrega del SNT y del sistema de potencia, se determinan los parámetros eléctricos de las nuevas líneas y transformadores requeridos, en base a un prediseño de los mismos y se ingresan los datos a la base de datos del software de estudios eléctricos. A partir del escenario de 10 años, se analiza y propone la expansión anual del sistema, para el corto (2 años), mediano (5 años) y largo plazos (10 años), complementado con el análisis económico de alternativas y financiero de la alternativa seleccionada, que sea válido, no solo en el corto plazo, sino en el mediano y largo plazos, represente la solución más económica para la Empresa y financieramente sea ejecutable. En tal sentido, para definir la expansión anual del sistema eléctrico, se considera: Que cumpla con los objetivos impuestos. Que sea la solución más económica y encuadrada dentro de la configuración del sistema al año horizonte. Que garantice en cada año de evolución del sistema a 10 años, una reserva mínima adecuada de la capacidad de las instalaciones de líneas y transformadores de subestaciones sin perjudicar la calidad del servicio y que permita mantener el servicio bajo condiciones de contingencias simples de falla de una línea o de un trafo de 138/46 KV. Que permita, dadas las condiciones financieras de la EEQ, el máximo diferimiento posible de las obras, siempre que no comprometan las condiciones de seguridad y confiabilidad del servicio eléctrico. Que se adapte en mejor forma al sistema existente y que para su evolución no se requieran cambios sustanciales. Que el plan tienda a minimizar las pérdidas técnicas y que entren en operación en el momento oportuno, evitando sobre dimensionamientos, que no originen réditos a corto plazo, etc. Que las subestaciones de distribución con dos trafos de 15/20 MVA o 20/27/33 MVA, en 46/6.3 KV, 46/23 KV o 138/23 KV, respectivamente, dispongan al menos de doble alimentación, para asegurar la confiabilidad de su servicio, ante falla simple de una de ellas. POLÍTICA 13

14 Desarrollar el sistema de subtransmisión a 138kV eliminando sistemáticamente el nivel de 46KV existente fuera del área urbana del Cantón Quito y las redes de distribución de medio voltaje desarrollarlas a 22,86kV en las áreas periféricas y rurales del Cantón Quito por su gran extensión geográfica y su potencial crecimiento demográfico, como es el caso de los valles de Los Chillos y Tumbaco, así como de las parroquias: El Quinche, Guayllabamba, Pomasqui, San Antonio, Calderón; y de los Cantones de la Provincia de Pichincha: Mejía, San Miguel de Los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, Puerto Quito; El Chaco y Quijos en la Provincia del Napo. 3.1 PRONÓSTICO DE LA POTENCIA Y ENERGÍA DEL SISTEMA DE POTENCIA. Del análisis estadístico a las series históricas de la energía suministrada y potencia demandada correspondientes se determinó que al 2021, la variación de la proyección pesimista es menor a la optimista en el 3.76% para la energía y el 3.55% para la potencia en MW, diferencias consideradas razonables al final del periodo del pronóstico de la energía y la demanda de nuestro sistema en condiciones normales de suministro de energía, valores que han servido de base para el pronóstico de la demanda eléctrica por subestaciones. PL.DPT.710.FRO.13 (PRO.02).- pronóstico de la demanda del SEQ. J efe Planificación EEQ - PL_DPTO. PLANIFICACIÓN TÉCNICA. Realizado: MCP Fecha: 24.feb.2011 Aprobado: MVA optimis ta prob ab le pesimista MW optimis ta prob ab le pesimista MVAR optimis ta prob ab le pesimista COS O optimista prob ab le pesimis ta SUMINIST RO MWH optimis ta 3,525,276 3,691,128 3,864,784 4,046,610 4,236,990 4,436,326 4,645,041 4,863,576 5,092,391 5,331,972 5,582,824 5,845,478 prob ab le 3,525,276 3,684,443 3,850,798 4,024,663 4,206,378 4,396,298 4,594,793 4,802,250 5,019,074 5,245,687 5,482,533 5,730,071 pesimista 3,525,276 3,678,276 3,837,918 4,004,487 4,178,286 4,359,629 4,548,841 4,746,266 4,952,259 5,167,192 5,391,454 5,625,449 FACTOR DE CARGA optimis ta prob ab le pesimista FACTURACION MWH optimis ta 3,236,251 3,389,326 3,549,641 3,717,539 3,893,379 4,077,535 4,270,403 4,472,393 4,683,937 4,905,487 5,137,517 5,380,521 prob ab le 3,236,251 3,383,501 3,537,450 3,698,404 3,866,681 4,042,615 4,226,554 4,418,862 4,619,921 4,830,127 5,049,898 5,279,668 pesimista 3,236,251 3,378,646 3,527,307 3,682,508 3,844,538 4,013,698 4,190,301 4,374,674 4,567,160 4,768,115 4,977,912 5,196,940 CP = > 0 PERDIDAS (% ) CONPEAJES optimis ta prob ab le pesimista Tabla Resultados del pronóstico de la demanda y energía requerida, consumos facturado, factor de carga, factor de potencia y pérdidas eléctricas del SEQ. 3.2 PRONOSTICO DE LA DEMANDA DE SUBESTACIONES. 14

15 Se basa en el análisis estadístico de los datos históricos disponibles del período , de energía y potencia suministrada a nuestro sistema eléctrico, así como de la facturada a nuestros clientes, de las pérdidas y de los datos de carga de nuestros primarios, subestaciones y líneas de subtransmisión, el análisis de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, datos con los cuales se realizan los pronósticos de carga correspondientes para el corto, mediano y largo plazos, utilizando las opciones de análisis estadístico y de pronóstico disponible en el Excel, lo que nos permite determinar la evolución histórica de la demanda y establecer su proyección, tanto por subestación, como por grupos de subestaciones que caracterizan un sector geográfico de servicio. Las cargas por primario y subestaciones del 2010 utilizadas de base para los pronósticos indicados se indican en la tabla a. El pronóstico de cargas de las subestaciones de distribución en cualquier condición de carga del sistema de potencia, se determina tomando como base las cargas coincidentes de las subestaciones con la condición analizada del sistema de potencia, gracias a la disponibilidad actual de registros electrónicos horarios, de los medidores digitales ubicados en las subestaciones, sin embargo, se ha estandarizado 3 condiciones típicas a estudiarse como son: para la demanda pico del sistema, para la demanda pico industrial o media del sistema y para la mínima del sistema, resultados que son obtenidos de la base de datos de Despacho de Potencia del último año transcurrido. Sin embargo, por la diferencia entre la suma total de las cargas de las subestaciones, incluido autogeneradores y las pérdidas de L/T y S/Es con la demanda del sistema, para el año base, es necesario ajustar dichos valores con un factor de relación entre la suma total de las cargas de las subestaciones y la demanda pico, media o mínima del sistema analizada, respectivamente, factores que se aplican en proporción a las cargas de las subestaciones que se utilizaron como base del pronóstico correspondiente, según cada caso, lo que permite una mayor exactitud en la simulación eléctrica de las condiciones del sistema de potencia analizados. Como sabemos, todo pronóstico y en especial el de demanda eléctrica puede variar entre valores máximos a mínimos, correspondientes a tasas de crecimiento optimista y pesimista, lo que en el caso de nuestro mercado eléctrico depende del crecimiento o recesión del sector industrial y comercial, así como, del poder adquisitivo del sector residencial, con una mínima influencia del incremento del precio de la tarifa. Además, se debe tener presente que por necesidades de operación de los circuitos primarios, de las subestaciones o del sistema, es usual que se hayan producido transferencias temporales o permanentes de carga entre subestaciones adyacentes, por lo que, para realizar los estudios del pronóstico de la demanda en las diferentes condiciones se han agrupado las subestaciones por áreas geográficas de clientes típicos y voltajes primarios similares, con el fin de corregir en parte los errores en las tasas de crecimiento que por transferencias pudieron darse al hacer el estudio a nivel de subestaciones individuales, ya que en unos casos su demanda puede ser inferior a la del año anterior y en otros pueden ser muy superior a su tasa de crecimiento normal. 15

16 En la Tabla , se resumen los resultados del pronóstico de las demandas del sistema y de la facturación para los escenarios optimista, probable y pesimista Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cada subestación 1. Subestación N 2 Luluncoto: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, el uno alimenta a los primarios, 2-C y 2-D; el otro al primario 2-B. Hasta mayo 2010 dispuso de un auto-transformador de 2.5/7.5 MVA, 46/22/6.3 KV, que alimentaba al primario 2-A en 22,8 KV, carga que fue transferida en el 100% a uno de los primarios de la S/E 23 Conocoto. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic de la dem. max. de esta S/E son: 2-B A, 2-C A, 2-D A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 7.15 MVA en 6.3 KV, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, aunque los dos trafos de 6.25 MVA y sus cabinas, tienen problemas de reparaciones y mantenimiento por la falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 debe instalarse un trafo nuevo de 15/20, 46/6.3 KV, en vez de los dos viejos existentes, para aumentar su confiabilidad y la reserva de su capacidad instalada, recibir transferencias de carga desde la S/E 4 Chimbacalle en el caso de fallas del trafo o por operaciones de sus circuitos primarios, también debe reemplazarse las cabinas metal clad viejas por nuevas, incluido los disyuntores. Al 2021 dispondrá de 20.0 MVA de capacidad instalada y alcanzaría los 9.9 MVA de demanda máxima, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual para la carga a 6.3KV variaría entre el 2.75% y 3.0%. 2. Subestación N 3 Barrio Nuevo: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores, uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, que alimenta a cinco primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR y otro de 15/20 MVA, 46/22/6.3 KV, de 1977, que alimenta a dos primarios en 22.8 KV, el uno que sirve a una estación del Trolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 3-A A, 3-B A, 3-C A, 3-D A, 3-E A y 3-T_ A, 3- Trole_ A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 15.2 MVA en 6.3 KV y 7.8 MVA en 23 KV, si bien, ninguno de los primarios tiene problemas de regulación de voltaje, ya que están soportados en transformadores con cambiador de taps tipo LTC, aunque el primario a 23KV y los primarios a 6.3KV: 3-A, 3-B, 3-C, 3-E tienen problemas de altas pérdidas eléctricas, por encontrarse la subestación fuera del baricentro de la carga de 6,3KV. Uno de los transformadores presenta problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que es equipo viejo. A diciembre 2010 el FMIK del primario 3-A es 5.06 y del 3-T es 8.0, excediendo el 3-A en el 1.2% y el 3-T en el 59.2% los límites establecidos por el 16

17 CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2013 deberá transferirse carga a la nueva subestación No. 5 Chilibulo, de 138/23 kv, para descargar el sistema de 46 kv que lo alimenta y evitar que en contingencia de falla simple de una de las líneas a 46 KV que alimentan a la S/E No. 7 y/o S/E No. 3, se sobrecargue la otra alimentación. La carga a transferirse corresponderá a la zona ubicada entre la Av. M. A. José de Sucre, Angamarca y camino a Lloa por el Sur, La Colmena y Cima de la Libertad por el Norte, en las siguientes magnitudes: 100% del 3-terciario a 23 KV; 75% del 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D, más el 75% del 7-B, a 6.3 kv. La carga de 6.3 kv indicada se transferirá a kv de la S/E 5 Chilibulo, mediante transformadores de redes 22.86/6.3 kv, de 500 kva, 750 kva, 1000 kva y 1500 kva, luego de lo cual, todas las cargas nuevas de la zona de servicio de la S/E 5 Chilibulo que requieran transformador de red serán servidas con extensiones de red a kv. Al 2015 deberá reubicarse esta subestación, al baricentro de su carga eléctrica ubicado aproximadamente en la Av. Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), para resolver los problemas de regulación de voltaje y de altas pérdidas eléctricas de los primarios largos. Al 2021 su demanda proyectada alcanza los 10.8 MVA en 6.3KV y dispone de 20.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento promedio anual varía entre el 2.5% y el 3.0%. Cuando se haya finalizado la transferencia de carga de los circuitos 3_T y 3_Trole, la estación del Trolebús que es atendida desde esta S/E deberá alimentarse del mismo circuito primario de la S/E Epiclachima que sirve a la estación del Trolebús del Mercado Mayorista, con el fin de descargar en el 100% al trafo de 46/23 kv de la S/E 3 Barrionuevo. 3. Subestación N 4 Chimbacalle: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 KV, cinco primarios, un banco de condensadores de 3,0 MVAR y un primario expreso para el trolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 4-A A, 4-B A, 4-C A, 4-D A, 4-E A y Trole 48.2 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14.7 MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecarga, si bien, el primario 4-D está al límite de su carga. Sus circuitos primarios tampoco tienen problemas de regulación de voltaje, ya que están abastecidos por un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, pero el transformador está en operación desde 1987, requiere mantenimiento por posible falla interna. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2018 debe instalarse un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3, para descargar al trafo existente, aumentar la reserva en MVA, atender el crecimiento de sus cargas y recibir transferencias de otras 17

18 subestaciones. Al 2021 su capacidad instalada sería de 40.0 MVA y alcanzaría los 21.4 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.0% y el 3.5% durante el período y no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 4. Subestación N 6 Escuela Sucre: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, cuatro primarios, un alimentador expreso para el trolebús y un expreso para unir las barras a 6.3KV entre las subestaciones No. 6 y 8. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 6-A 84.5 A, 6-B A, 6-C A, 6-Aéreo A y 6-Trole A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 4.0 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que es un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2017 debe sustituirse el trafo de 5/6.25 MVA, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3 KV, para aumentar su reserva en capacidad instalada y por ser un equipo muy viejo. AL 2021 su capacidad instalada sería 10.0 MVA y alcanzaría los 5.1 MVA de demanda, considerando que durante el período la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0% y el 2.25 %; no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 5. Subestación N 7 San Roque: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, cinco primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 7-A A, 7-B A, 7-C A, 7-D A y 7-E A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 13.5 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica, aunque el LTC está en Tap fijo por daño de su mecanismo. Sus equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1986, pero el LTC está dañado y su reparación tiene el inconveniente de su alto costo, falta de repuestos y del fabricante para solicitarle, por lo que al 2011 se ha previsto su sustitución con uno nuevo. Sin embargo, debido a que la L/T a 46KV que lo alimenta en uno de sus tramos a doble circuito, está en una zona de alto riesgo de derrumbes por estar las torres muy cerca de un precipicio o corte de la ladera colindante, en el 2008 se construyó una variante de alimentación simple 18

19 circuito por otra ruta y en el 2010 se cambió a 750 MCM ACAR el calibre y el tipo de conductor de la L/T desde la S/E S. Alegre hasta la S/E 7 S. Roque. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 debe instalarse un nuevo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para sustituir al existente por daño de su LTC; al 2013 debe transferirse el 75% de la carga del primario 7-B, a la S/E No. 5 Chilibulo, para descargar las líneas de alimentación de 46 kv a la S/E 7 y S/E 3 desde la S/E S. Alegre. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 16.7 MVA de demanda, por lo que dispone de una adecuada reserva para transferencias de carga y atender el crecimiento de su demanda eléctrica. Durante el período la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0% al 2.5%. 6. Subestación N 8 La Marín: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cinco primarios y un primario expreso del trole. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 8-A A, 8- B A, 8-C 60.0 A, 8-D A, 8-Aéreo 0.0 A, y 8-Trole A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 7.06 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde A diciembre 2010 el FMIK del primario 8-B es 14.0 y el TTIK es 25.9, excediendo el 180.0% y el 159.0% respectivamente los límites establecidos por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2016 se requiere sustituir el trafo de 8/10 MVA por uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver la falta de reserva en MVA de su capacidad instalada. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 9.0 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0 % al 2.25%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 7. Subestación N 9 Miraflores: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, con 4 primarios y un banco de condensadores de 1.3 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 9-A 28-8 A, 9-C A, 9-D 62.1 A y 9-E A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 5.0 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo 19

20 LTC y sus primarios son cortos, aunque la subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los 6.4 MVA de demanda, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0 % y 2.25%, durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 8. Subestación N 10 Diez Vieja: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, que está fuera de servicio y otro de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, que reemplazó al dañado de 5/6.25 MVA y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 10V-A A, 10V-B A, 10V-C A y 10V-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 6.31 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, pero funciona en posición manual por problemas en su mecanismo automático, sus primarios son cortos, con cargas bajas, aunque la subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadores fusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1960, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La carga de la S/E demuestra lo innecesario de la conexión y energización del segundo transformador de 5/6.25 MVA, existente en la S/E. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y su demanda alcanzaría los 8.1 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0% y 3.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 9. Subestación N 32 Diez Nueva: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 32-A A, 32-B A, 32-C A y 32-E A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, aunque el LTC está en tap fijo por daño de su mecanismo automático, la 20

21 subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1981, pero el trafo si tiene problemas de reparación su LTC por su alto costo, no existir repuestos, ni el fabricante para solicitarle. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2013 debe reemplazarse el trafo existente por el daño de su LTC con uno nuevo de 15/20 MVA, 46/6.3 kv. Al 2021 su capacidad instalada continúa de 20.0 MVA y su demanda alcanzaría los 17.3 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 10. Subestación N 11 B. Quevedo: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cuatro primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 11-A A, 11-B A, 11-C A y 11-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 8.73 MVA, sus primarios son cortos, excepto el que sirve a las antenas o transmisores del Pichincha, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadores fusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y su demanda alcanzaría los 14.5 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.25 % y 2.50 %. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 11. Subestación N 12 Floresta: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, y tres primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 12-A A, 12-B A y 12-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 8.15 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de 21

22 cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972, con excepción de la cabina de alimentación en 6.3 KV que es nueva. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA, 46/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 13.6 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.75 % y 3.75%. Al 2011 se ha previsto una transferencia de carga del 10 % desde la S/E 24 Carolina y luego hasta el 2021 no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, ya que podría sobrecargarse el trafo existente. 12. Subestación N 13 G. Centeno: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego de cabinas nuevos, con cinco primarios, un alimentador expreso del trolebús y 3.0 MVAR en capacitores. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 13-A A, 13-B A, 13-C A, 13-D A, 13-E A y 13-trole 29.5 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 20 MVA y alcanzaría los 16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.25% y 3.75%. Durante el período de estudio no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 13. Subestación N 15 El Bosque: Situación al 2010: En el 2009 se instaló un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para reemplazar al existente por daño del LTC, dispone de cinco primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 15-A A, 15-B A, 15-C A, 15-D A y 15-E A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 15-A tiene 22

23 poca reserva. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje pese a que la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2015 está previsto instalar un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría los 28.2 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varía entre el 3.25 % y 4.25 %. 14. Subestación N 16 Río Coca: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, con ocho primarios y un alimentador expreso para el trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 3.0 MVAR y otro de 4,5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 16-A A, 16-B A, 16-C 312 A, 16-D A, 16-E A, 16-F A, 16-G A, 16-H A y 16-trole 10.8 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 16-B, 16-E, 16-G y 16-H están en el límite de su carga, por lo que no tienen reserva para recibir transferencias de carga de primarios vecinos. La subestación está ubicada dentro del baricentro de carga eléctrica y sus transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, por lo que esta subestación no tiene problemas de sobrecarga, ni sus primarios tienen problemas de regulación de tensión. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos relativamente nuevos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2014 se ha previsto la transferencia de carga a la nueva S/E 14 Zámbiza, de la zona de servicio entre la Av. El Inca hacia el Norte y la zona conocida como Monteserrín, mediante un circuito primario a 23KV desde la S/E 14 para tomar carga de las redes primarias a 6,3KV existentes, con transformadores de red 23/6.3KV de 500KVA, 750KVA, 1000KVA ó 1500KVA, o el cambio de tensión de las redes en la zona indicada. Al 2021 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría 29.7 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3 % y 4 %. Durante el periodo no esta previsto otras transferencias de carga, con lo cual, se dispondrá de una reserva mínima para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su zona de servicio. 15. Subestación N 17 Andalucía: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego de cabinas nuevos, con seis primarios y un banco de condensadores de 3.0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 23

24 14/dic/2010 son: 17-A A, 17-B A, 17-C A, 17-D A, 17-E A y 17-G A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2015 debe transferirse 2.7 MVA de carga a la S/E 15 El Bosque por lo que su demanda sería de 15.6 MVA. Al 2017 debe volverse a transferir 1.7 MVA de carga a la misma S/E 15, por lo que su demanda sería 14.9 MVA, para descargar al trafo existente de 20.0 MVA, por la imposibilidad de aumentar otro trafo en la S/E. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría 16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varíe entre el 3.0% y 4.0%. 16. Subestación N 18 Cristianía: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 138/23 KV, uno de 20/27/33 MVA, de 1997 y otro de 20/27/33 MVA del 2003, con siete primarios y dos bancos, uno de 4.5 MVAR y otro 6.6 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 18-A A, 18-B A, 18-C 255 A, 18- D A, 18-E A, 18-F A y el 18-G A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA. Sus primarios son cortos y no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Unos disyuntores de 23 KV presentan problemas de reparaciones y mantenimiento ya que son equipos viejos y con limitaciones en su capacidad de cortocircuito, por lo que se ha procedido a su cambio con equipos nuevos. A diciembre 2010 el FMIK del primario 18-D es 6.2, excediendo el 23.7 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2013 la subestación tendría una demanda de T1=34.5 y T2=34.4 MVA, por lo que, para descargarla se ha previsto la construcción de la S/E 14 Zámbiza para transferir carga a esta subestación y seguir atendiendo el crecimiento de cargas de su área de influencia. Al 2018 la demanda sería T1=35.2 y T2=32.2 MVA y esta vez estaría T1 sobrecargado, mientras que T2 estaría trabajando a su límite de operación, por lo que deberá transferirse carga a la S/E 51 M. Sucre, de 138/23 kv, con lo cual, se descargará a los trafos existentes, lo que permitirá disponer de una reserva adecuada para transferencias de carga y atender el crecimiento de su demanda eléctrica. Al 2021 su demanda sería T1= 29.6 y T2= 29.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.25% y 6.25%. Si no se 24

25 pone en servicio hasta finales del 2013 la S/E 14, entonces al pico de este año existe el grave riesgo de que los trafos de la S/E 18 queden fuera de servicio por sobrecarga. 17. Subestación N 19 Cotocollao: Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores uno 46/23 KV de 20/27/33 MVA, de 1994, con 5 primarios, dos bancos de condensadores de 4,5MVAR cada uno y otro de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, del 2010, con dos primarios a 23 KV; el que tomó la carga del transformador de 15/20 MVA, 46/23 kv, que salió de operación por falla. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 para el trafo 20/27/33MVA, 46/23 kv son: 19-A A, 19-B A, 19-C 62.4 A, 19- E 156 A y 19-G A. Para el nuevo trafo 20/27/33 MVA, 138/23 son: 19-D A y 19-F A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, que incluye la carga de ambos trafos de la S/E. Sus primarios son cortos y con carga normal, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada cerca del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y disyuntores de alto voltaje no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. A diciembre 2010 el FMIK y TTIK del primario 19-E es 152 y 101.4, excediendo el 2941% y 914 % de los límites establecidos por el CONELEC; y, del primario 19-D el FMIK fue de 7.1 excediendo el 42.8 % el límite referido, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites que indica el órgano regulador. Situación futura: Al 2017 deberá instalarse un segundo trafo de 138/23 kv, 20/27/33 MVA, ante el riesgo de sobrecarga del trafo existente. AL 2021 la S/E tendría 66.0 MVA en 138/23 kv y 33 MVA en 46/23 kv de capacidad instalada y su demanda sería de 46.3 MVA y 22.3 MVA respectivamente, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0 %. Debido al riesgo ambiental que tiene la actual subestación en fuertes inviernos o por erupción del volcán Guagua Pichincha, se recomienda adquirir el terreno colindante del IESS, en un área aproximada de 10 mil m2, para construir la Nueva S/E y tener la posibilidad de reubicar la actual subestación en el caso del colapso de la S/E existente, por una avalancha de lodo y piedras que impactarían los equipos de la S/E, que bajarían por la quebrada donde está ubicada la subestación existente. 18. Subestación No. 1 Olímpico: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, del 2006, con cinco primarios y un banco de condensador de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes para el transformador de 15/20 MVA a las 19h30 según las lecturas del 14/dic/2010 son: 1-A A, 1-B A, 1-C A, 1-D A y 1-E A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14,92 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está 25

26 ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2018 está previsto instalar un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 alcanzaría los 21.1 MVA en 6,3KV y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el período no se ha considerado transferencias de carga definitivas de primarios vecinos. 19. Subestación No. 24 Carolina: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, seis primarios, un banco de condensadores de 3.2 MVAR y un alimentador expreso para el trolebús. Según las lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes a las 19h30 del pico de la S/E, son: 24-A 247,68 A, 24-B A, 24-C A, 24-D A, 24-E A, 24-F A y 24-trole A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación está cerca al límite de su capacidad instalada y tiene el riesgo de sobrecarga, repitiéndose lo del 2003 por lo que fue transferida parte de su carga a la S/E 28 Iñaquito, para evitar su sobrecarga, sin embargo, no tiene problemas de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda máxima sería 19.6 MVA y estaría al límite de operación con peligro de sobrecarga, y se ha previsto transferir aproximadamente 3.9 MVA a la subestación 28 Iñaquito. Al 2016 su demanda llegaría otra vez a 19.2 MVA por lo que se debe instalar un segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver el problema de sobrecarga y falta de reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.0 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.0% y 4.5%, y no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 20. Subestación No. 53 P. Guerrero: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, 5 primarios y un alimentador expreso para el trolebús, un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las 26

27 lecturas del 14/dic/2010, al pico de la S/E son: 53-B A, 53-C A, 53-D A, 53-E 236,8 A, 53-F A y 53-trole 21,69 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2018 su demanda máxima sería 19.1 MVA y estaría al límite de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.5 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual del 4.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 21. Subestación No. 28 Iñaquito: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1996, un banco de condensadores de 3.0 MVAR y cuatro primarios. Según las lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes a las 19h30 del pico de la S/E, son: 28-A A, 28-B A, 28-C 336 A y 28-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios son cortos y con alta carga el A, C y D. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2012 está previsto instalarse un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para recibir la transferencia de carga de la S/E 24 Carolina y disponer de reserva en MVA para recibir otras transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 23.6 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.5% y 4.5%. 22. Subestación No. 37 Santa Rosa: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas 27

28 coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 37-A A, 37- B 88.8 A, 37-C A y 37-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde A diciembre 2010 el FMIK del primario 37-A es 6.2, excediendo el 3.4 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzaría los 20.8 MVA, por lo que, se ha previsto la instalación de un transformador nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, en reemplazo del existente de 15/20 MVA, para resolver su problema de sobrecarga y la falta de reserva para atender el crecimiento de la demanda de su área de servicio y disponer de reserva para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Al 2018 el trafo de 33 MVA estaría al límite de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 32.0 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 4.25% y 5.25%. 23. Subestación No. 21 Epiclachima: Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 20/27/33, 46/23 kv, instalados en el 2006 y en el 2010 respectivamente, con seis primarios y un expreso del Trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 4.08 MVAR y otro de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 21-A A, 21-B A, 21-C A, 21-D A, 21-E A, 21- F A y 21-trole 6.7 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 43.6 MVA, sus primarios son cortos y con carga alta, lo que permite concluir que en esta subestación debe monitorearse la carga de los primarios con alta carga y reconfigurarse los mismos, sin embargo los primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde A diciembre 2010 el FMIK de los primarios 21-B y 21-D fue 6.2 y 5.2, excediendo el 23.5 % y 3.3 % respectivamente del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 está previsto transferirse 1 MVA de la carga del primario 21-D a la S/E 23 Conocoto. Al 2021 los transformadores T1 y T2 tendrán una 28

29 capacidad instalada de 33 MVA cada uno y una demanda de 30.8 y 31.7 respectivamente considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.75% y 4.75%. 24. Subestación No. 27 San Rafael-23: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994, cinco primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.5 MVAR y otro de 3.0 MVAR, además, al primario 27-C de esta subestación está conectada la generación de la C.H.Chillos. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 27-A A, 27-B A, 27-C A, 27-D A y 27-F A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 24,3 MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga alta el 27-A, lo que permite concluir que esta subestación tiene suficiente reserva; sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: En los años 2011 y 2012 se ha previsto transferencias de carga de los primarios 27- B y 27-F a la S/E S/E 23 Conocoto. Al 2013, la carga restante de la S/E 27 San Rafael debe transferirse a primarios de la S/E 26 Alangasí, con lo cual, se descargaría la carga de los trafos de 138/46 kv de la S/E Santa Rosa y de las líneas a 46 kv que lo alimentan, las mismas que en adelante solo alimentarían la carga de la S/E 55 Sangolquí. Desde el pico del 2013 en adelante la S/E 27 San Rafael estaría con 0.0 MVA de carga. 25. Subestación No. 55 Sangolquí: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, 5 primarios a 23 KV, 1 banco de condensadores de 4,5 MVAR y adicionalmente se dispone de un seccionamiento a nivel de 46 kv para alimentar a la S/E Enkador de 46/13.2 kv, 6.25 MVA. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 55-A A, 55-B A, 55-C A, 55-D 148 A y 55-E 20 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 19,13 MVA, al límite de su capacidad nominal, sus primarios son cortos y con carga media, sin problemas de regulación de tensión, porque el transformador tiene cambiador de taps tipo LTC. Sus equipos son nuevos, excepto el trafo, sin problemas de mantenimiento, ya que están en operación desde A diciembre 2010 el FMIK del primario 55-A fue de 6.3, excediendo el 5.2 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzará los 21 MVA y estaría sobrecargada, por lo que, se ha previsto la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kv en reemplazo del existente de 15/20 MVA, 46/23 kv; con lo 29

30 que se dispondría de reserva suficiente en MVA de la S/E para poder recibir transferencias temporales de carga y atender el crecimiento de sus cargas eléctricas. Al 2020 su demanda proyectada alcanzará los 31.8 MVA y estaría otra vez al límite de los 33 MVA de su capacidad instalada, por lo que a este año se ha planificado la puesta en servicio de la S/E a 138/23 kv, mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, y 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, alimentándola desde la línea 138 kv S/E Sta. Rosa S/E El Inga de la EPMASQ, descargándole un 70% al trafo existente de 46/23 kv. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 31.9 MVA, por lo que se ha planificado la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para tomar el 30% de la carga restante del trafo de 46/23 kv y dejarlo fuera de servicio, aumentando su reserva en MVA. Se considera que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.5% y 5.5%. 26. Subestación No. 34 Machachi: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 34-A A, 34-B A, 34-C A y 34-D 34.6 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.5 MVA, sus primarios son largos y con carga alta, lo que permite concluir que esta subestación tiene poca reserva; la subestación no tiene problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la misma está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde A diciembre 2010 el FMIK del primario 34-A fue de 9.5, excediendo el 58.7 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2014 su demanda alcanzaría los 19.9 MVA y existe el riesgo de sobrecarga de la subestación, por lo que, y en vista de que la L/T que lo alimenta es de 138 kv, se ha planificado a este año la puesta en servicio de la S/E a 138/23kV, mediante la adquisición e instalación de un trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV y 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, para sustituir al trafo de 15/20 MVA, 46/23 kv, existente y aumentar su reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 24.9 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.75 % y 4.0 %. Durante el período no está previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva de su capacidad instalada. 27. Subestación No. 36 Tumbaco: Situación al 2010: Al 2010 dispone de un transformador T1 de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994 y otro T2 de 15/20 MVA, 46/23 KV, proveniente de la subestación Epiclachima, posee seis primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.8 MVAR y otro de 3.75 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 36-A 247.2, 36-B A, 36-C A, 36-D A, 36-E 30

31 A y 36-F A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga media, excepto el 36-A y el 36-F, que su carga es alta, lo que permite concluir que la L/T a 46 kv que lo alimenta está en riesgo de sobrecarga, pero sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978 y el transformador de 33 MVA desde A diciembre 2010 el FMIK del primario 36-C fue de 6.1, excediendo el 0.9 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011, la carga del T1 sería 30.3 MVA y T2= 16.1 MVA, con posible sobrecarga del transformador T1 y adicionalmente existe el riesgo de sobrecarga de la línea de alimentación a 46 KV, por lo que a este año se ha previsto transferir aproximadamente MVA de carga del T1 a la S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23 y a la S/E 31 Tababela de 138/23 KV; también se ha previsto transferir MVA del transformador T2 a la nueva S/E 29 Cumbayá 46/23 kv. Al 2013 se ha previsto transferir toda la carga restante del transformador T2 (20 MVA) a la S/E 29 Cumbayá 46/23 kv. Al 2018 se ha previsto transferir el 100% de la carga restante de los transformadores de la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kv, a la nueva S/E 36 Tumbaco, 138/23 kv, inicialmente con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada desde la L/T 138 kv, S/E INGA S/E Vicentina de Transelectric, por lo que, a partir de este año quedaría fuera de servicio la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kv, con lo cual, se habría logrado descargar a los trafos de 138/46 kv, de la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina. Al 2021 la demanda proyectada de la S/E 36 Tumbaco, 138/23 kv, alcanzaría los 16.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y 6.5 %. 28. Subestación No. 58 Quinche: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 58-A A, 58- B A, 58-C A y 58-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 17,78 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1998, sin embargo, la L/T a 46 kv de su alimentación cruza el sur del Nuevo Aeropuerto de Quito, por lo que se retirará la misma y deberá dejarse fuera de servicio esta S/E, transfiriéndose en principio el 100% de su carga a la S/E 31 Tababela, 138/23 kv y a la S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23 kv. La calidad del servicio técnico de esta 31

32 subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 se transferirá aproximadamente el 50% de su carga a los circuitos primarios de las nuevas S/E 31 Tababela de 138/23 KV y S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23. Al 2014 está previsto ponerse en servicio la nueva S/E 58 El Quinche 138/23 KV, ubicada aproximadamente a 7.0 km al norte de su ubicación actual y a 3.0 Km al Nor - Occidente del parque de la Parroquia de su mismo nombre, dentro de su nuevo baricentro de carga eléctrica, mediante la instalación de un trafo de 138/23 KV, 20/27/33 MVA, con una carga aproximada de 15.3 MVA. Al 2021 su carga alcanzaría los 22.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, considerando durante el período una tasa de crecimiento promedio anual 5.50%, sin transferencias adicionales de carga definitivas de subestaciones vecinas. 29. Subestación No. 57 Pomasqui: Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 138/23 KV, T1 de 20/27/33 MVA, de 1996 y T2 de 20/27/33 MVA, del 2007; con 7 primarios y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 57-A A, 57-B A, 57-C A, 57-D A, 57-E A, 57-F y 57-G Al primario 57-D se interconecta la generación de la C. H. Equinoccial de 2.9 MW y al 59-E está interconectado la generación de la C.H. Perlabí de 2.7 MW. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, sus primarios 57-A y 57-B tienen carga alta, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos relativamente nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es buena, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2014 la carga del T1 seria 29.4 MVA corriendo el riesgo de sobrecargarse y se ha previsto la transferencia de carga en aproximadamente 8 MVA a la S/E 22 San Antonio de 138/23 kv. Al 2016 el transformador T2 estaría sobrecargado por lo que se prevé una transferencia de carga al transformador T1 vecino. Al 2018 los dos transformadores de la S/E 57 estarían en riesgo de sobrecarga por lo que se transferirá aproximadamente 3,80 MVA de cada trafo a la S/E 14 Zámbiza. Al 2020, se ha previsto instalar un tercer transformador T3 de 20/27/33 MVA en la subestación debido a problemas de sobrecargas de los dos transformadores existentes, para descargarlos y porque no existe reserva en subestaciones vecinas. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 64.1 MVA y 99.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y 6.5 %. 30. Subestación No. 59 E. Espejo: 32

33 Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, de 1998 y del 2007, cuatro primarios y un alimentador expreso para el trolebús 59- E y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 59-A A, 59-B A, 59-C A y 59-D A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga alta el primario 59-C, media los primarios 59-A y 59-B, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde el A diciembre 2010 el FMIK del primario 59-B fue de 7.1, excediendo el 41.2 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC Situación futura: Al 2011 debe recibir una carga de 2.4 MVA de la nueva estación de bombeo El Corazón de Petrocomercial. Al 2014 alimentaría una parte de la carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E incidiría en un incremento de 6.0 MVA de su demanda máxima. Al 2021 su demanda alcanzaría los 59.3 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 4.25% y 5.25 %. Durante el período no se ha considerado transferencias adicionales de carga definitivas a subestaciones vecinas. Primario HCJB - Baeza-Quijos (Futura S/E 42 Baeza): Situación al 2010: La carga de este primario en el pico es de 3.0 MVA, pero su longitud es mayor a los 50 Km, que es la causa de problemas de bajos voltajes, aunque el circuito primario fue remodelado y cambiado de calibre de conductor. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2012, la carga de este primario se alimentaría desde la S/E Móvil, 138/23 kv, 20/25 MVA. En este año desde esta S/E se atendería 6.0 MVA de carga de los equipos eléctricos utilizados para la construcción de la C.H. Los Quijos. AL 2015 la carga de la S/E Móvil se transferiría a la S/E Baeza de 138/22.8KV, 20/27/33 MVA, resolviendo de una manera definitiva los problemas de bajos voltajes y la insuficiencia del suministro de energía para atender toda su demanda eléctrica, por lo que, en condiciones normales la generación de energía de la C.H. Ecoluz (HCJB), estaría conectada a uno de los primarios de esta S/E. 31. Subestación No. 49 Los Bancos: 33

34 Situación al 2010: Dispone de un transformador de 46/13.2 KV, 8/10 MVA, de 1972, actualmente cuenta con cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 49-A A, 49-B 28.8 A, 49-C A, 49-D A. El ingreso desde el 2002 de esta subestación a permitido mejorar la calidad del servicio en los cantones: San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 5.39 MVA, lo que permitirá atender el crecimiento de la carga eléctrica por muchos años, sin problemas. La calidad del servicio técnico sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos, sin embargo, la L/T a 46 kv que lo alimenta presenta un FMIK y un TTIK muy superior a los límites referidos, por lo que, se está construyendo una nueva L/T a 69 kv, de alimentación a la S/E para resolver dicho problema. Situación futura: Al 2012 se ha previsto por medio de la Dirección de Subtransmisión poner en servicio la S/E 50 Los Bancos 69/23/13.8 kv, 12/16 MVA, la misma que servirá para abastecer la zona de San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha, y cuando existan desconexiones por cortocircuitos de esta línea o derrumbes de sus torres en lluvias, alimentar las cargas indicadas desde la actual S/E de 46/13.8 kv. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 7.7 MVA, y se tendría 12/16 MVA de capacidad instalada en 69/23/13.8 kv y 8/10 MVA en 46/6.3 kv, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0 % y 4.0%. 32. Subestación No. 23 Conocoto: Situación al 2010: Esta subestación se puso en servicio en febrero Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con dos primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 23-B A y 23-C A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 se ha previsto reciba 2.67 MVA de la S/E 27. Al 2012 se prevé otras transferencias de cargas desde la S/E 27 y de la S/E 21. Al 2015 está previsto instalarse un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 39.2 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.45 % y 5.75 %. 33. Subestación No. 31 Tababela: Situación al 2010: No existe. 34

35 Situación futura: Esta subestación se la puso en servicio desde el 30 mayo 2011, con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con los primarios 31-C, 31-D y el 31-E, que toman parte de la carga de los primarios 36-A, 36-C, 36-E, 58-B, 58-C, con el fin de descargar a la S/E 58 El Quinche y S/E 36 Tumbaco, y descargando también a los transformadores de 138/46 kv de la S/E Selva Alegre y Vicentina. Al 2021 su demanda sería 29.9 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio es del 5.50 %. 34. Subestación No. 33 Aeropuerto Nuevo Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, retirado de la S/E 21 Epiclachima, con una carga de 8.78 MVA, por la transferencia de cargas desde las subestaciones S/E 58 El Quinche y S/E 36 Tumbaco y la carga correspondiente a la construcción del Nuevo Aeropuerto; en los 3 primeros años desde su puesta en operación esta subestación servirá para tomar cargas pequeñas de las subestaciones antes mencionadas y la construcción del nuevo aeropuerto, luego de este periodo servirá básicamente para alimentar la carga total del Nuevo Aeropuerto de Quito. Al 2021 su demanda sería 8 MVA y 20 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio será el 5.75%. 35. Subestación No. 26 Alangasí: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2012 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 13.7 MVA, por la transferencia del resto de carga de la S/E 27 San Rafael, no transferida a la S/E 23 Conocoto, con lo cual, se descargará los transformadores de 138/46 kv de la S/E Santa Rosa y de las líneas de alimentación a 46 KV que lo alimentaban, mismas que seguirán alimentando a la S/E 55 Sangolquí. Al 2013 recibe la transferencia del resto de carga de la S/E 27 San Rafael. Al 2018 está previsto se instale un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 39.1 MVA y 66.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.75% y 6.25%. 36. Subestación No. 5 Chilibulo: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2013 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.9 MVA, transferida de la carga de los primarios de 6.3kV de la S/E 3 Barrio Nuevo y S/E 7 San Roque, mediante transformadores de 23/6.3 kv, entre 750 KVA y 2000 KVA; el 75% del primario 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D, en 6.3 kv, 100% del 3-35

36 Terciario en 23 KV y el 40 % de la carga del primario 7-B, con el fin de descargar al sistema de 46KV que alimenta a las subestaciones No. 3 y No. 7. Al 2014 alimentaría 30 MVA de carga del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en un incremento de 12.0 MVA de demanda máxima. Al 2018 se ha previsto ponerse en servicio un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva de su capacidad instalada. Al 2021 su demanda sería 33.6 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.25 % y 3.5%. 37. Subestación No. 14 Zámbiza: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2013 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.7 MVA, que permitirá descargar a la S/E 18 Cristianía, mediante transferencias de carga de: 30% del 18-B, 30% del 18-D, 30% del 18-G y 70% del 18-F, por el riesgo de sobrecarga de la S/E 18 de sus dos transformadores. Al 2014 se transferirá carga desde la S/E 16 Rio Coca de 40 MVA, 46/6.3 kv, de la siguiente manera: 60% del 16- E, 50% del 16-F y 50% del 16-G, para incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA en su grupo de subestaciones. Al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, ya que su demanda alcanzaría los 47.6 MVA por transferencias de carga de primarios desde las subestaciones: S/E 18 Cristianía y S/E 57 Pomasqui, que deben hacerse para descargar a dichas subestaciones ante el riesgo de sobrecarga de sus transformadores de 33 MVA, 138/23 kv, y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 38.9 MVA y 66.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento variaría entre 4.75% y 5.75 %. 38. Subestación 42 Móvil (S/E 42 Baeza) Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2012 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E Móvil, en Papallacta, con un transformador de 20/25 MVA, 138/23 kv, para alimentar la carga de la C.H. Quijos. Al 2015 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E 42 Baeza, con un transformador de 138/23 kv, 20/27/33 MVA, para tomar la carga del primario HCJB Baeza y resolver su falta de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de Quijos, Baeza, El Chaco. Al 2021 su demanda llegaría a 24.7 MVA y 33 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento del 3.0% durante el periodo. 39. Subestación No. 29 Cumbayá (46/23 kv) / Subestación No. 35 Cumbayá (138/23 kv): Situación al 2010: No existe. 36

37 Situación futura: En marzo del 2011 se la puso en servicio con un transformador nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, instalado provisionalmente en el patio de 46 kv de la S/E 80 Cumbayá, con una carga aproximada de MVA, la cual permitió descargar al trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco y a la L/T a 46 kv que lo alimenta; al 2015 está previsto la puesta en servicio de la subestación No. 35 Cumbayá, 138/23 KV, con un transformador de 20/27/33 MVA, en el terreno junto a la tribuna del estadio de fútbol del Complejo Deportivo de EEQ en Cumbayá, al Sur, con una carga de 20.6 MVA, para evitar el riesgo de colapso de los puntos de transferencia de carga del sistema de 138 kv a 46 kv, en la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina, para lo cual debe transferirse el 100% de la carga del trafo de 33 MVA, 46/23 kv instalado provisionalmente. Al 2017 la S/E 35 Cumbayá 138/23 kv, recibe un 50 % de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23, por lo que es necesario incrementar su capacidad instalada con un nuevo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv. Al 2021 su demanda sería 35.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual es de 5.75 %. 40. Subestación No. 22 San Antonio: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 18.9 MVA, para descargar a las S/E 57 y S/E 19 por el riesgo de sobrecarga de sus transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su grupo de subestaciones; adicionalmente se alimentarían las cargas del parque industrial Calacalí (aproximadamente 10 MW) y de la planta de depuración de aguas servidas de San Antonio de Pichincha y parroquias aledañas (aproximadamente 15 MW). Al 2021 para cubrir el crecimiento de demanda de la zona se prevé la puesta en funcionamiento de un segundo transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kv. Durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual es del 5.5%. 41. Subestación No. 19 Cotocollao Nueva : Situación al 2010: Se la puso en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv y 2 circuitos primarios, para tomar la carga del trafo de 15/20 MVA, 46/23 kv, que salió de operación por falla. Situación futura: Al 2011 está previsto que reciba más carga del trafo de 20/27/33 MVA, 46/23 kv, mediante la transferencia del 20% de su carga. Al 2012 se construiría un nuevo primario para alimentar las cargas del Parque Industrial Calacalí. Al 2014 desde esta subestación se alimentaría con un circuito primario expreso parte de la carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E incidiría en 6.0 MVA de incremento de su demanda máxima. Al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar nuevamente a la subestación No 19 Cotocollao 46/23 kv, por sobrecarga, mediante la transferencia del 35 % de su carga, con lo cual su demanda sería de 44.1 MVA y se dispondría de reserva en MVA para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia. Al 2021 su demanda sería 42.5 MVA y 66.0 MVA su 37

38 capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0%. 42. Subestación No. 25 Vicentina: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para alimentar una carga aproximada de 30 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA. Al 2021 su demanda sería de 14.7 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual estaría entre el 3 y 3.5 %. 43. Subestación No. 51 Aeropuerto Mariscal Sucre: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2018 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 25.3 MVA, para alimentar la carga del Metro de Quito, en vez de la que estaría alimentando la S/E 19, descargar a las S/E 18 y S/E 14 por el riesgo de sobrecarga de sus transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su zona de influencia; Al 2021 su demanda sería 28.6 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es de 5.25 %. 44. Subestación No. 42 Baeza: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 20.7 MVA, para descargar a la S/E Móvil; Al 2021 su demanda sería 25.5 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es del 3 %. 45. Subestación No. 44 Selva Alegre: Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, para alimentar una carga de 30.0 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA y atender posibles transferencias de carga de subestaciones vecinas de su área de influencia. Al 2021 su demanda sería 13.5 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento estaría entre el 3.0 % y el 3.5% Pronóstico y equipamiento de subestaciones 38

39 En el anexo 1 se presentan los resultados del pronóstico de carga por subestaciones para el escenario de demanda máxima y su equipamiento para los próximos 10 años, la que considera, las transferencias de carga entre subestaciones, por el ingreso de nuevas subestaciones o el incremento de la capacidad de las existentes y el ingreso de cargas especiales consideradas grandes que están fuera de tasa de crecimiento normal de cada subestación. 3.3 RESULTADOS ANUALES DE LOS FLUJOS DE CARGA Los estudios eléctricos de flujos de potencia y cortocircuitos tienen como fin definir el dimensionamiento de los elementos del sistema para las máximas solicitaciones de carga y tipo de falla respectivamente e identificar las eventuales deficiencias técnicas en términos de confiabilidad, cargabilidad, pérdidas, niveles de voltaje, factor de potencia, etc, que conducirán a la formulación de recomendaciones para superar las limitaciones o deficiencias observadas, en base a las cuales se formularán los proyectos principalmente de las líneas de alto voltaje, subestaciones de transferencia 230/138 kv, 138/46 kv y de seccionamiento del plan de expansión a 10 años. La metodología adoptada es la correspondiente a la modelación del sistema eléctrico de potencia para la demanda máxima anual al año horizonte del plan de expansión, con el software técnico denominado PSS/E, por lo cual las cargas eléctricas anuales de las subestaciones de distribución que se ingresan a su base de datos son las coincidentes con dicha condición; los aportes de generación de las centrales propias tanto hidráulicas como térmicas se determinan en base a las estadísticas de producción y potencia de generación de cada una ellas, obteniéndose el valor más probable de aporte de generación que cada una entregará al sistema eléctrico en los próximos años. El aporte de los autoproductores conectados a nuestro sistema eléctrico es mínimo y se asumen igual a sus potencias efectivas de generación. La diferencia del suministro de energía y potencia para cubrir la demanda máxima de nuestro sistema eléctrico se considera lo cubre el Sistema Nacional Interconectado, en base a la generación hidráulica y térmica del resto de centrales eléctricas disponibles en el país y la interconexión con el Sistema Eléctrico Colombiano. En el software PSS/E para los estudios de flujos de potencia se considera a la barra Santa Rosa SNT 230 kv como barra de referencia con magnitudes en voltaje de P.U. y 0 grados. Los flujos de potencia mencionados son efectuados bajo consideraciones de operación normal del sistema EEQ, complementados mediante análisis de contingencias, lo cual permite determinar el impacto que sufre el sistema debido a la restricción operativa de un elemento del sistema, de tal forma de verificar si la capacidad nominal de los equipos de transformación o transmisión han sido superados y definir la existencia o no de puntos débiles y su solución. De los flujos de potencia y el análisis de contingencia se pueden determinar en condiciones normales y de contingencias la situación de las barras del Sistema Eléctrico Quito (SEQ), cuyos resultados se comparan con los valores límites establecidos en la Regulación No. CONELEC 004/02, Transacciones de potencia 39

40 reactiva en el MEM, Oficio No. DE del 14 de mayo de 2009, que se indican a continuación: Voltaje nominal Límites de voltajes [kv] Máximo p.u. Mínimo p.u , 46 y Los límites indicados corresponden a los niveles de voltaje del SNT y puntos de conexión con las Empresas Eléctricas Distribuidoras, para la EEQ estos rangos aplican en los puntos de entrega del SNT como Santa Rosa 138kV y 46 kv, Vicentina 138 kv y 46 kv y Pomasqui 138 kv. Para el caso de los límites de voltaje de los sistemas de distribución, se consideran los valores indicados en el punto 2.1 niveles de voltaje, límites, de la Regulación No. CONELEC 004/01, que se indican a continuación. Niveles de voltaje Alto V > 40kV Medio 0.6 kv <V< 40kV Bajo V < 0.6 kv Límites de voltajes (etapa 2) Máximo p.u. Mínimo p.u En el caso de la EEQ, los voltajes nominales de las barras de MV de las subestaciones de distribución son: kv, 13.8 kv y 6. 3 kv. Para los análisis eléctricos anuales mediante los flujos de carga se utiliza como base la topología del sistema eléctrico de la EEQ en la condición de demanda máxima del 2010, considerando en cada año de estudio las cargas eléctricas obtenidas en el pronóstico de demanda de las subestaciones de distribución correspondiente, así como las características de los nuevos equipamientos en transformadores de potencia y líneas de transmisión. Las impedancias de las nuevas líneas y transformadores se determinan por separado y se ingresan en la base de datos del PSS/E en el año determinado. En el anexo 2 se presenta el resumen de los resultados anuales de los flujos de carga del escenario de demanda máxima y a continuación se presenta un análisis anual de los resultados de los flujos de carga, para los próximos 10 años considerando, el pronóstico y equipamiento de subestaciones y nuevas líneas de transmisión a incorporarse. Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia del SEQ, periodo se considera el ingreso de nuevas líneas, los cambios de conductor, el ingreso de nuevas subestaciones y el aumento de capacidad instalada en las subestaciones existentes. La configuración topológica con la que ha sido simulado cada año se muestra en el anexo 4, por lo que, en adelante solo se describirá las simulaciones anuales de flujos de potencia, ya que se complementa el análisis por subestación 40

41 del estado actual y futuro de cada subestación (equipamiento) indicado anteriormente y en el punto se indican la descripción técnica y los años de puesta en servicio de las nuevas subestaciones y líneas de subtransmisión. 2010: En este año se presentó el riesgo de sobrecarga en la S/E 55 Sangolquí con el 99.5 %, la S/E 37 Santa Rosa, con el 91.2%, el trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco, con el 104.1%, uno de los trafos de 20/27/33 MVA, de la S/E 18 Cristianía con el 96.8%, la S/E 12 Floresta con el 92.1% y la S/E 24 Carolina con el 93.6%. En el caso de las L/T de 46 kv la más cargada fue la L/T a la S/E 36 Tumbaco, con el 82%; en 138 kv, es la L/T Pomasqui TRANSELECTRIC a S/E 57 Pomasqui EEQ, en condiciones normales. En la S/E 7 San Roque y S/E 32 Diez Nueva, el LTC de sus trafos están dañados, lo que limita la entrega de un producto en condiciones normalizadas y por ende su reemplazo se ha considerado emergente. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tuvo una situación normal, respecto a los valores normalizados por el CONELEC; en lo que se relaciona a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en la mayor parte de puntos se tuvo valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC y solo en la barra de Pomasqui 138KV se tuvo un valor algo inferior a Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, cercana al 1.5% en energía. Recomendaciones: - Al 2011 puesta en servicio de las subestaciones: S/E 29 Cumbayá 46/23 kv, 20/27/33 MVA, para descargar al trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco y a la L/T, 46 kv, 1C, de su alimentación; S/E 31 Tababela, 138/23 KV, 20/27/33MVA, para descargar al transformador de 20/27/33 MVA de la S/E 36 Tumbaco y al de 15/20 de la S/E 58 El Quinche; en la S/E 37 Santa Rosa, 46/23 kv, la sustitución del trafo de 15/20 MVA, por uno nuevo de 20/27/33 MVA, por el riesgo de sobrecarga; en la S/E 12 Floresta, 46/6.3 kv, la sustitución del trafo de 8/10 MVA por uno nuevo de 15/20 MVA, por falta de reserva para recibir transferencias; en la S/E 11 B. Quevedo, 46/6.3 kv, la sustitución del trafo de 8/10 MVA por uno nuevo de 15/20 MVA, por el riesgo de sobrecarga; en la S/E 2 Luluncoto, 46/6.3 kv, la sustitución de los 2 trafos de 6.25 MVA por uno nuevo de 15/20 MVA, por el riesgo de falla por vejez; en la S/E 55 Sangolquí, 46/23 kv, la sustitución del trafo de 15/20 MVA por uno nuevo de 20/27/33 MVA, por el riesgo de sobrecarga; en la S/E 28 Iñaquito, 46/6.3 kv, la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, por la falta de reserva para recibir transferencias. 2011: Para este año es importante destacar el ingreso de la nueva S/E 31 Tababela, 138/23 KV, 1x20/27/33 MVA, alimentada con la nueva L/T 138 KV, El Tablón-S/E 31 Tababela conectada a la L/T 138kV de la (EPMASQ), y la puesta en servicio de la 41

42 nueva S/E 35 Cumbayá, 46/23 kv, 1x20/27/33 MVA, para descargar los trafos de la S/E 36 Tumbaco y su L/T de alimentación radial en 46KV. -Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados; en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT, en todos los puntos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, no existirán líneas cargadas sobre el 70 %, ni transformadores de subestaciones cargadas sobre el 90 % si se cumplen los equipamientos previstos para este año. 2012: La simulación de este año considera principalmente el ingreso de la S/E 26 Alangasí, con un trafo de 138/23 KV, 1x20/27/33 MVA, alimentada a 138 kv desde la línea de propiedad de la EPMAPS-Q con doble circuito, desde la L/T 138 KV, S/E S. Rosa TRANSELECTRIC Papallacta La Mica, también se considera la instalación temporal de la S/E Móvil 138/23 kv, 1x20/25 MVA, en el sector de Papallacta. -Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía, y no existen líneas sobrecargadas sobre el 70 %. El transformador T2 (BDG) de la S/E 18 Cristianía resulta con una cargabilidad del 97.2 %, es por esto que al 2013 se ha planificado el ingreso de la nueva subestación S/E 14 Zámbiza para que tome parte de la carga de la S/E 18 Cristianía y evitar el colapso de la misma. Por otra parte se mantiene la fragilidad de confiabilidad y seguridad del servicio en algunas subestaciones de distribución por estar alimentadas en forma radial, ante contingencia de alguna falla grave de uno de sus transformadores de potencia o de su línea de alimentación, como es el caso de la S/E 18 Cristianía, lo que se espera quede resuelta al 2014, mediante una nueva alimentación a la S/E 18 Cristianía a través de una nueva línea que se derivaría desde uno de los circuitos de la línea S/E Vicentina S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC. 2013: Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia se considera el ingreso de nuevas subestaciones de distribución, según lo indicado en el anexo 1, pronóstico de la demanda y equipamiento de subestaciones

43 La simulación de los flujos de carga de este año considera la puesta en servicio de la L/T 138 kv, doble circuito, 138 KV S/E El Inga El Tablón y la conexión a la L/ 138 kv existente El Tablón S/E 31 Tababela, la derivación 138 kv a la S/E 5 Chilibulo y el cambio de 0.3 km de conductor en un tramo de la línea a 46 kv, S/E 55 Sangolquí C.T. Guangopolo con Km, que está con calibre 3/0 ACSR por 477 MCM ASCR. El seccionamiento de la L/T 138 kv de la EPMAS_Q en la S/E El Inga, de tal forma que, a partir de este año esta línea operará independientemente desde Papallacta hasta la S/E el Inga y desde esta S/E hasta la S/E Santa Rosa, alimentando en el trayecto a la S/E Alangasí, es decir, L/T S/E El Inga TRANSELECTRIC S/E 26 Alangasí S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC, situación que se impone con el fin de aprovechar eficientemente las instalaciones eléctricas existentes, por las limitaciones de franjas de servicio, para lo cual se requiere pasar el activo de la L/T mencionada de la EPMAS_Q a la EEQ, para que EEQ pueda viabilizar el desarrollo de la L/T 138 kv, 2C, con conductores de calibre superior, en vez de la L/T 138 kv, 1C, existente, y asegurar el suministro eléctrico del Valle de Los Chillos. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) solo el en el punto de conexión de Sta. Rosa tiene factor de potencia Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea a 46 kv S/E 55 Sangolquí C.T. Guangopolo con Km, resultaría la más sobrecarga con el 93 % para este año, si no se concreta su cambio de calibre. A nivel de 138 kv la línea más cargada es la L/T S/E 57 Pomasqui EEQ S/E Pomasqui TRANSELECTRIC con un 72 %. La S/E 34 Machachi resulta con una sobrecarga del 92.8 %. Adicionalmente se modeló el escenario sin la subestación No. 14 Zámbiza y se determinó que en este caso, si no entra en operación para el pico de este año, la subestación 18 Cristianía llegaría al 104.4% de carga en condiciones normales y se presenta como la S/E de Distribución más cargada de todas y con un peligro inminente de quedar fuera de servicio por sobrecarga. 2014: Igual que en años anteriores entran en operación nuevas subestaciones de distribución y sus respectivas líneas (anexo 1), las mismas que tendrán como función abastecer la carga existente y futura de los clientes, y también atenderán la carga de proyectos como: parque industrial Calacalí y Metro de Quito. Cabe destacar en este año el cambio de transformador de 15/20 MVA, 46/23 kv por uno de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, en la S/E 34 Machachi. Además este año se considera en la simulación la entrada en servicio de la L/T 46 S/E 37 Sta. Rosa - S/E 55 Sangolquí, así como, la entrada en servicio del segundo circuito desde la S/E Santa Rosa de la L/T 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E Vicentina TRANSELECTRIC. 43

44 La falla doble circuito sucedida en abril del 2011, en la L/T 138 kv, 2C, S/E Santa Rosa a S/E Eugenio Espejo, impuso la necesidad de mejorar la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico de potencia de la EEQ, por tal razón, en los análisis eléctricos de los flujos de potencia a lo largo del período analizado y su modelación, se ha determinado la necesidad de descargar el un circuito de la L/T 138 kv mencionado, trasladando o conectando la derivación sólida o en T de uno de sus circuitos de alimentación a la S/E Fábrica Adelca a la barra a 138 kv de seccionamiento en Santa Rosa de Transelectric, así como, reforzar el enlace de la L/T 138 kv, 1C, a doble circuito, de la S/E Santa Rosa a S/E Vicentina, para lo cual el circuito a 138 kv que viene de Mulaló a la S/E Vicentina, debe ingresar y salir de la barra a 138 kv de la S/E Santa Rosa. Además, una vez que se ponga en operación la L/T 230 kv, 2C, S/E Pomasqui a S/E Inga a S/E Santa Rosa, Transelectric ya no tendrá necesidad de seguir operando la L/T 138 KV, S/E Santa Rosa a S/E Vicentina a S/E Pomasqui, puesto que esta línea estaría operativamente casi en el 100% al servicio del sistema eléctrico de la EEQ, por lo que, y en vista de las necesidades urgentes de nuevas derivaciones a subestaciones de distribución 138/23 kv, principalmente en el norte de Quito y en el Valle de Cumbayá, se impone la necesidad de que la L/T 138 kv indicada pase su activo a propiedad de la EEQ, para su uso y desarrollo eficiente. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. El transformador T2 de la S/E 57 Pomasqui y de la S/E 15 El Bosque, tienen una cargabilidad del 93.5% y 93.3% respectivamente, por esto, para el año 2015 se ha planificado el segundo transformador en la S/E 15 y la transferencia de carga de la S/E 57 a la S/E 22 San Antonio, para evitar el riesgo de que queden fuera de servicio por falla debido a la sobrecarga. 2015: Como en años anteriores nuevas subestaciones (anexo 1) y líneas integran la configuración a simular en este año, pero destaca la entrada en servicio de los proyectos hidroeléctricos Quijos y Baeza, de 50 MW cada una, la entrada en servicio de la L/T 138 kv, doble circuito, C.H. Quijos El Tablón y un circuito L/T 138 kv, C.H. Baeza C.H. Quijos. Además se considera en la simulación del sistema eléctrico que la carga de la Fábrica Adelca (138/23 kv) y de la S/E Machachi 138/23 kv, operen alimentadas desde el patio de 138 kv de la S/E Sta. Rosa de TRANSELECTRIC, con el fin de descargar la L/T 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSLECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en 44

45 relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en la barra de 138 kv de la S/E Sta. Rosa que se tiene un valor de Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Sin embargo se mantiene la fragilidad de confiabilidad y seguridad del servicio en ciertas subestaciones de distribución por continuar alimentadas en forma radial, ante contingencia de falla grave de su línea de alimentación. Con respecto a la cargabilidad en líneas y subestaciones, no existe ninguna línea que sobrepase el 60% y de subestaciones ninguna sobrepasa el 90 %. 2016: Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, pero si se simula el aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1); es importante mencionar el cambio del transformador en la S/E Vicentina TRANSELECTRIC de 48/48/16 MVA por otro de 60/80/100 MVA, bajo la consideración de que estás instalaciones pasan a ser parte de la EEQ, este cambio es necesario debido a que aumenta la confiabilidad del sistema frente a contingencias de doble falla de la L/T 138 kv, S/E Sta. Rosa TRANSLECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barras de 138 kv de la S/E 14 Zambiza y S/E Santa Rosa con Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 67 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 04 Chimbacalle, S/E 01 Olímpico, S/E 19 Cotocollao 138/23 kv y S/E 05 Chilibulo, para las cuales se prevee aumentar su capacidad instalada hasta el año 2018 para evitar el colapso por sobrecarga de las mismas. 2017: Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, sin embargo si se considera el aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1). Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barras de 138 kv de la S/E Sta. Rosa y S/E 14 Zambiza que se tienen valores de Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y 45

46 subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 69.5 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 04 Chimbacalle, S/E 01 Olímpico, S/E 18 Cristianía (T2), S/E 19 Cotocollao 138/23 kv, S/E 57 Pomasqui (T2), S/E 26 Alangasí, y S/E 05 Chilibulo, para las cuales se prevé aumentar su capacidad instalada hasta el próximo año 2018 para evitar el colapso por sobrecarga de las mismas. 2018: Para este año se ha considerado el ingreso de nuevas subestaciones y líneas, y el incremento de capacidad instalada de subestaciones de tal forma de mejorar la operación del sistema (anexo 1). Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barras de 138 kv de la S/E Sta. Rosa y S/E Vicentina que se tienen valores de 0.94 y 0.95 respectivamente. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AV y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 75.6 % y representa la línea mas cargada. No existen subestaciones que sobrepasen el 90 % de cargabilidad. 2019: Para la simulación eléctrica del Sistema de Potencia a este año no se considera ningún cambio en la configuración del SEQ. Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barras de 138 kv de la S/E Sta. Rosa y S/E Vicentina que se tienen valores de 0.94 y 0.95 respectivamente. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 77.7 % y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que 46

47 sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 57 Pomasqui (T2) y S/E 59 Eugenio (T1), para las cuales se prevé aumentar su capacidad instalada o transferir carga a subestaciones vecinas hasta el año 2021 para evitar el colapso por sobrecarga de las mismas. De acuerdo a los resultados de los flujos a este año debe realizarse el cambio de tipo y calibre de conductor a 750 MCM ACAR (193 MVA de capacidad nominal) de la L/T 138 kv, S/E Santa Rosa S/E 59 E. Espejo, con lo cual su cargabilidad bajaría al 65 %, aumentando su reserva para evitar en ciertas contingencias el riesgo de colapso de nuestro sistema eléctrico. 2020: Para este año se ha considerado el ingreso de nuevas subestaciones y líneas, y el incremento de capacidad instalada de subestaciones de tal forma de mejorar la operación del sistema (anexo 1). Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barra de 138 kv de la S/E Sta. Rosa con un valor de Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 67% y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 21 Epiclachima, S/E 55 Sangolqui y S/E 59 Eugenio (T1), para las cuales se prevé aumentar su capacidad instalada o transferir carga a subestaciones vecinas para evitar el colapso por sobrecarga de las mismas. 2021: Para este año no entran en operación nuevas subestaciones, pero si se simula el aumento de capacidad instalada en algunas subestaciones (anexo 1). Resultados.- En cuanto a los voltajes en barras al pico del año se tiene una situación normal, sin ninguna deficiencia, dentro de rangos normalizados, en relación a los factores de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT en todos se tiene valores superiores a 0.96 normalizado como mínimo por el CONELEC, excepto en las barra de 138 kv de la S/E Sta. Rosa con un valor de Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. Las pérdidas técnicas del sistema de potencia en líneas de AT y subestaciones están en condiciones muy eficientes, es decir, son bajas, alrededor del 1.5% en energía. 47

48 La línea 138 kv S/E Sta. Rosa TRANSELECTRIC S/E 59 Eugenio Espejo tiene una cargabilidad del 68% y representa la línea mas cargada. Las subestaciones que sobrepasan una cargabilidad del 90 % son: S/E 21 Epiclachima y S/E 31 Tababela. En base a los resultados de los flujos de potencia anuales y del pronóstico de la demanda de subestaciones de distribución indicados se definió las obras que se indican a continuación. 4. DEFINICIÓN Y JUSTIFICACIÓN DE LAS OBRAS OBRAS FINANCIADAS POR TRANSELECTRIC PARA AUMENTAR LA TRANSFERENCIA DE ENERGIA Y POTENCIA DEL SNT AL SEQ L/T 230 kv, 2 circuitos, S/E Pomasqui S/E Inga - S/E Santa Rosa, construcción de la L/T, 2 circuitos, en torres metálicas, 55 Km. Además, instalación en la S/E Santa Rosa y en la S/E Pomasqui de 2 disyuntores de 230 kv, completos con TC, tableros de protección y control, seccionadores, pararrayos, etc., para ampliar la capacidad de importación o exportación del o hacia el sistema eléctrico de Colombia a 400 MW e implementar un tercer punto de entrega del SNT al sistema eléctrico de la EEQ en el Inga y a futuro para evacuar hacia el SNT de 230 kv la generación de la futura Central Hidráulica Coca Codo Sincleir. Plazo octubre S/E Pomasqui Transelectric 230/138 kv, Segundo transformador 230/138 kv, 180/240/300 MVA, en la S/E Pomasqui, 1 posición con disyuntor en 230 kv y 1 en 138 kv, completas. Ampliar la capacidad de transferencia de la S/E para mejorar su confiabilidad en caso de contingencia de falla del transformador existente o de una falla de las líneas a 138 kv que salen de la S/E Santa Rosa Transelectric. Plazo marzo S/E Inga 230/138kV, adquisición e instalación de un transformador trifásico de 180/240/300 MVA, 230/138 kv, con 5 posiciones con disyuntor a 230 kv y 6 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas; seccionadores, pararrayos, tableros de control y protección, demás equipos y materiales asociados, para implementar un tercer punto de transferencia desde 230 kv a 138 kv al sistema eléctrico de la EEQ (SEQ). Plazo octubre L/T 138 kv, 1 circuito, S/E El Inga S/E Alangasí - S/E Santa Rosa, construcción de la L/T, 138 kv, 2C, 750 MCM ACAR, en torres metálicas, 24 Km, para ampliar la capacidad de transferencia desde la S/E El Inga y alimentar a la S/E 26 Alangasi, 138/23 kv y futura S/E 55 Sangolquí 138/23 kv. Plazo Traspaso del activo físico S/E Vicentina 138/46 kv, incluido equipos, materiales, terrenos, inmuebles, posiciones con disyuntor 138 kv, transformador 138/46 kv, casa de control, etc., existentes; para ampliar la capacidad de transferencia con un segundo trafo de 60/80/100 MVA, 138/46 kv; la conexión a una nueva S/E 138/23 kv, 20/27/33 MVA y 4 posiciones con disyuntor 138 kv, completas, para protección de la L/T 48

49 138 kv, 2C, que vendrá desde la S/E El Inga, las protecciones del trafo de 100 MVA, 138/46 kv, y del trafo de 138/23 kv, 33 MVA. Plazo Traspaso del activo físico L/T 138 kv, 2C, S/E Santa Rosa S/E Vicentina S/E Pomasqui, incluido la franja de servicio, para operar, mantener y expandir la L/T indicada, de acuerdo a requerimientos operativos y de la expansión del sistema eléctrico de la EEQ. Plazo S/E Seccionamiento 138 kv Santa Rosa, 4 posiciones con disyuntor 138 kv, completas, para protección de la entrada y salida de la L/T 138 kv que viene de Mulaló, y los 2 circuitos a 138 kv que van a la S/E Fábrica Adelca y S/E Machachi. Plazo L/T 138 kv, 2C, S/E Inga S/E Vicentina, contrucción de la L/T indicada en torres metálicas, doble circuito, conductor 750 MCM, ACAR, longitud 23.4 km. Plazo Requerimientos de puntos de conexión al sistema de transmisión de TRANSELECTRIC. A partir del 2013, cuatro puntos de conexión en el patio de 138 kv de la S/E El Inga de Transelectric, para conectar: la entrada y salida de la L/T 138 kv, de la EMAAPQ, Central Papallacta a S/E Santa Rosa y L/T 138 kv, 2 circuitos, S/E El Inga Derivación El Tablón - S/E 31 Tababela; luego desde la derivación de El Tablón, para conectar la L/T 138 kv, doble circuito, El tablón- C.H. Quijos y C.H. Baeza a S/E El Inga, para suministrar la generación de la C. H. Quijos 50 MW y C.H. Baeza 50 MW al SNT. A partir del 2013, un punto de conexión, a la altura de una de las estructuras del barrio Gualó de Zámbiza, de la L/T 138 kv, S/E Vicentina a S/E Pomasqui de Transelectric, para conectar la L/T 138 kv, doble circuito, derivación a la S/E 14 Zámbiza, 138/23 kv, 33 MVA inicialmente, luego 66 MVA. A partir del 2014, dos puntos adicionales de conexión en el patio de 138 kv de la S/E Santa Rosa de Transelectric para conectar el un circuito de alimentación a la Fábrica ADELCA y el circuito, de la S/E Santa Rosa a S/E Machachi, para alimentar la S/E Machachi 138/23 kv, 33 MVA inicialmente, luego 66 MVA. A partir del 2014, un punto de conexión, a la altura de 9.5 Km de la L/T 138 kv, S/E Vicentina S/E Pomasqui de Transelectric, para conectar la L/T 138 kv, doble circuito, derivación a la S/E 18 Cristianía, 66 MVA, 138/23 kv existente. A partir del 2014, un punto de entrega a 138 kv desde una subestación de Transelectric ó la derivación de uno de los 2 circuitos a 138 kv de la L/T que va de la S/E Pomasqui a Ibarra, en una de las estructuras cercana al terreno de la S/E 22 San Antonio de 138/23 kv, 20/27/33 MVA inicialmente, para conectar su alimentación a 138 kv. A partir del 2015, un punto de conexión en una de las estructuras de la L/T 138 kv, S/E Vicentina a S/E Pomasqui de Transelectric, a la altura del cruce con la L/T 46 kv de EEQ S/E C.H. Cumbayá a S/E Norte, para conectar la L/T 138 kv, doble circuito, Derivación a la S/E 35 Cumbayá, 138/23 kv, 33 MVA inicialmente, luego 66 MVA. 49

50 A partir del 2016, un punto adicional de conexión en el patio de 138 kv de las S/E El Inga y otro en la S/E Vicentina de Transelectric, para conectar la L/T 138 kv, 1 circuito, S/E El Inga a S/E Vicentina, para optimizar el flujo de potencia del sistema eléctrico de la EEQ y mantener la continuidad del servicio en contingencias de fallas de los enlaces a 138 kv, S/E Santa Rosa a S/E Vicentina y/o S/E Pomasqui a S/E Vicentina. 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 y rehabilitar algunas subestaciones y en otras, ampliar y construir nuevas subestaciones y líneas de subtransmisión a fin de cubrir la demanda de energía y continuar garantizando el servicio en las mejores condiciones técnico-económicas, lo que evidentemente implica una serie de obras tanto en subestaciones, líneas y redes, que incluyen: movimientos de transformadores entre subestaciones, remodelación, ampliación y construcción de nuevas subestaciones, así como de líneas de subtransmisión asociadas, obras que deben ser financiadas por EEQ Obras a ser financiadas por EEQ en subestaciones, : Subestación 31 Tababela.- Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 3 posiciones en 138 kv, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC, para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a los trafos de las S/E Quinche y S/E Tumbaco, descargar el sistema de alimentación en 46 kv a las subestaciones El Quinche y Tumbaco, y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo Subestación 33 Nuevo Aeropuerto.- Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 kv, 1 posición en 46 kv, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC, para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc; inicialmente para descargar los trafos de la S/E Quinche, S/E Tumbaco y la carga del nuevo aeropuerto, luego desde el 2014 atenderá básicamente la carga del nuevo Aeropuerto. Plazo Subestación 29 Cumbayá 46.- Instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kv, 1 posición en 46 kv, con disyuntor, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, 50

51 completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC, para 4 salidas primarias, 1 para alimentación de barra, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc. Para transferir carga de la S/E 36 Tumbaco, con el fin de descargar su alimentación a 46 kv que está sobrecargada, ampliar la cobertura del servicio y atender cargas grandes solicitadas. Plazo Subestación 37 Santa Rosa.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kv, por adquirirse. Con el fin de descargar al trafo existente, aumentar su capacidad instalada, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de las subestaciones vecinas. Plazo Subestación 12 La Floresta.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador nuevo de 15/20MVA, 46/6.3kV, en sustitución del transformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, 1 posición en 46 kv, con disyuntor; con la finalidad de ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y poder recibir carga de primarios vecinos de otras subestaciones por transferencias y para la protección de la línea de alimentación. Plazo Subestación 55 Sangolquí.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kv; para descargar al trafo existente, aumentar su capacidad instalada, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su zona de influencia y poder recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 7 San Roque.- Adquisición e instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, para sustituir trafo existente de 15/20 MVA por daño del cambiador de taps; con el fin de seguir garantizando la calidad del servicio en el área de cobertura de la subestación, al disponer de regulación automática del voltaje. Plazo Subestación 2 Luluncoto.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, en sustitución de los 2 transformadores de 6.25 MVA, 46/6.3 kv, 1 juego de cabinas tipo metal-clad con disyuntor a 6.3 kv, para 5 salidas primarias y una para alimentación, banco de capacitares de 3.0 MVAR. Con el fin de aumentar la capacidad instalada, mejorar la confiabilidad y calidad del servicio de su zona de influencia. Plazo Subestación 11 B. Quevedo.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador nuevo de 15/20MVA, 46/6.3kV, en sustitución del transformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, 1 posición en 46 kv, con disyuntor; con la finalidad de ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y poder recibir carga de primarios vecinos de otras subestaciones por transferencias y para la protección de la línea de alimentación. Plazo Subestación 28 Iñaquito.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 51

52 46/6.3 kv, una posición con disyuntor a 46kV, completa, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kv, completo; con el fin de descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia, tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas y para habilitar doble alimentación en 46 kv. Plazo Subestación 57 Pomasqui EEQ.- Adquisición e instalación de tres posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, para independizar la protección de los trafos de la subestación y hacer mantenimientos sin suspender el servicio eléctrico en su área de cobertura. Plazo Subestación 26 Alangasí.- Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a los trafos de las S/E San Rafael y S/E Sangolquí, descargar el sistema de alimentación en 46 kv a las subestaciones S. Rafael y Sangolquí y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo Subestación 19 Cotocollao 138/23 kv. Adquisición de un 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC. Plazo Subestación 42 Móvil 138/23 kv.- Adquisición de una S/E compacta con un transformador de 20/25 MVA, 138/23 kv, 1 posición con disyuntor a 138 kv, completas completa, con seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, cables de fuerza en 23 kv, para reserva en caso de daño grave de uno de los trafos de 138/23 kv o para atender nuevas cargas grandes. Plazo Subestación 50 Los Bancos 69/23/13.8 KV.- Instalación de un transformador de 12/16 MVA, 69/23/13.8 kv, 2 posiciones con disyuntor a 69 kv, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc; para protección de la línea, equipamiento para transferir el sistema de alimentación actual de 46 kv a 69 kv, en las salidas de la L/T 46 KV S/E Cotocollao S/E Los Bancos por derrumbes frecuentes de sus estructuras y para atender el futuro crecimiento de las cargas de su área de influencia. Plazo

53 Subestación 59 E. Espejo.- Adquisición e instalación de dos posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, para independizar la protección de los trafos de la subestación y hacer mantenimientos sin suspender el servicio eléctrico en su área de influencia. Además 2 salidas primarias a 23 kv, completas con disyuntor, para ampliar la cobertura del servicio, recibir transferencias de la S/E 37 Santa Rosa y atender cargas especiales grandes solicitadas. Plazo Subestación 32 Diez Nueva.- Adquisición e instalación de un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, en sustitución del trafo existente de 15/20 MVA, por daño del cambiador de taps, para seguir garantizando la calidad del servicio en su zona de influencia. Plazo Subestación 21 Epiclachima.- 2 posiciones 23 KV, Instalación de dos posiciones a 23 KV, con disyuntor a 23 KV, completas, con TC, tablero de protección y control, estructuras de soporte, seccionadores, pararrayos. Plazo Subestación 5 Chilibulo.-Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar el sistema de alimentación a 46 kv que alimenta a las S/E No. 3 y S/E No. 7, por riesgo de colapso en contingencia, mediante la transferencia de carga de estas subestaciones a la nueva subestación, y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo Subestación 19 Cotocollao 138/46kV. 1 posición con disyuntor a 138 kv, completas. Plazo Subestación 14 Zámbiza (Gualo).- Construcción de la nueva S/E mediante la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para descargar a los trafos de las S/E No. 18 Cristianía y S/E No. 16 Río Coca, por riesgos de sobrecarga, y atender el crecimiento de las cargas de sus áreas de influencia. Plazo Subestación 18 Cristianía - 138kV.- Adquisición e instalación de cuatro posiciones con disyuntor a 138kV, completas, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, de los cuales, dos son para protección de los transformadores a 138/23 kv, uno para la protección de la alimentación desde la S/E Pomasqui T y la otra para la protección de la alimentación desde la S/E Vicentina - T, con el fin 53

54 de evitar salga de servicio toda la subestación y las líneas asociadas, ante falla de uno de los transformadores y se tenga flexibilidad para la operación y mantenimiento de los disyuntores, sin tener que dejar fuera de servicio toda la subestación. Plazo Subestación 22 San Antonio.- Ubicada en la parroquia San Antonio de Pichincha. Construcción de la nueva S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, para construir el seccionamiento de la derivación 2 circuitos de la L/T 138 kv S/E Pomasqui T a Ibarra; 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc.; con el fin de descargar a las subestaciones Pomasqui y No. 19. Plazo Subestación 58 El Quinche 138/23 kv.- Ubicada en la parroquia de Ascázubi. Construcción de la nueva S/E mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 1 posición con disyuntor a 138 kv, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el fin de reubicar la S/E 58 El Quinche de 46/23 kv y pasar toda su carga a 138/23 kv, para descargar el sistema de 46 kv. Plazo Subestación 34 Machachi.- Adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 3 posiciones con disyuntor 138 kv, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, etc, para seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 25 Vicentina 138/23 kv.- Ubicación de la nueva subestación en el terreno junto a la S/E de Seccionamiento Vicentina de Transelectric lado norte, mediante la adquisición e instalación de una posición con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados para la protección del trafo; adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, 54

55 pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control; la puesta en servicio de esta subestación servirá para atender la carga del metro de Quito y para descargar a la S/E 35 Cumbayá, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia, disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones e independizar las protección del trafo. Plazo Subestación 55 Sangolquí Seccionamiento 46 kv.- Adquisición e instalación de 2 posición con disyuntor a 46 kv, completas, una para protección de la L/T S/E Santa Rosa a S/E 55 Sangolquí y la otra para protección del transformador de la subestación. Plazo Subestación 35 Cumbayá 138/23 kv.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, con el fin de descargar al sistema de 46 kv que alimenta a la S/E 35 Cumbayá 46/23 kv y a la S/E No. 36 Tumbaco, 46/23kV, mediante la transferencia del 100 % de la carga de la S/E Cumbayá 46/23 kv, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 23 Conocoto.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, con tablero de protección, control y medición, 1 posición con disyuntor 138 kv, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 42 Baeza.- adquisición e instalación de un transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/22.8kV, con LTC en 23 kv, 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, 1 de banco de capacitores, tableros de control, protección y medición, material de puesta a tierra, cables de fuerza y control, aisladores, barras, accesorios y materiales complementarios, para tomar todas las cargas grandes de su área de influencia (20MVA) y principalmente la carga del circuito primario C.H. Ecoluz (HCJB) a Quijos-Baeza por limitaciones de capacidad de suministro de la C.H. Ecoluz, prescindir en condiciones normales del suministro de la C.H. Ecoluz (HCJB) a dicho circuito y resolver sus 55

56 problemas de bajos voltajes, al dividir en dos circuitos troncales primarios aproximadamente a la mitad de su longitud (> 50,0 Km). Plazo Subestación 3 La Magdalena.- Reubicación de la S/E 3 Barrionuevo, 46/6.3 kv, a su centro de carga, Av. T.H.Ortiz e Iturralde, para lo cual se requiere la adquisición e instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, 2 posiciones a 46 kv con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kv, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios, para mejorar la calidad del servicio técnico y reducir las pérdidas técnicas de algunos de sus primarios. Plazo Subestación 44 Selva Alegre.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 1 posición con disyuntor a 138 kv, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de alimentar parte de la carga del proyecto Metro de Quito, mediante transferencias de carga a la nueva subestación y también disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de carga de sus área de influencia y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 15 El Bosque.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, 1 posición a 46 kv con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kv, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 14 Zámbiza.- Adquisición e instalación de una posición con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, para la protección de la L/T 138 kv a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo Subestación 58 El Quinche.- Adquisición e instalación de dos posiciones con disyuntor a 138kV, completa, para la protección de la L/T 138 kv a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo Subestación 08 La Marín.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución del transformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, por uno de 15/20MVA, 46/6.3kV, 1 juego cabinas metal-clad, con disyuntores 6.3 kv, para alimentación de barra, 5 salidas primarias y 1 protección de BC y 56

57 un banco de capacitares de 3.0 MVAR, para ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 24 Carolina.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, 2 interruptores tripolares 46 kv, 1 juego de cabinas metal clad a 6.3 kv, y 4 salidas primarias, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente y seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia. Plazo Subestación Vicentina -T.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 60/80/100 MVA, 138/46 kv, en reemplazo del trafo existente de 48 MVA, y que sirva de respaldo frente a fallas simultáneas en las líneas de transmisión de 138 kv Sta. Rosa - Eugenio Espejo y Sta. Rosa S. Alegre, adicionalmente para seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia. Plazo Subestación 35 Cumbayá 138/23 kv.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición condisyuntor 138 kv, completa, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kv, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 06 Escuela Sucre.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución del transformador existente de 6.25 MVA, 46/6.3kV, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3kV, para ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 05 Chilibulo 138/23 kv.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kv, completa, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kv, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada 57

58 para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 53 Pérez Guerrero.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kv, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo Subestación 01 Olímpico.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kv, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kv, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo Subestación 04 Chimbacalle.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 kv, 1 juego de cabinas metal clad, con disyuntor a 6.3 kv, 2500 A, para la alimentación de barra, disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 14 Zámbiza.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 1 posición con disyuntor 138 kv, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo Subestación 26 Alangasí.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de 58

59 influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 19 Cotocollao Nueva.- Ampliación de la S/E de distribución mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, 1 posición con disyuntor 138 kv, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el fin de descargar al trafo existente, disponer de reserva en MVA para recibir carga por transferencias de subestaciones vecinas y seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia. Plazo Subestación 36 Nueva Tumbaco 138/23 kv, construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar completamente al T1 de la S/E No. 36 Tumbaco, 46/23kV y el sistema de 46 kv que lo alimenta, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 51 Aeropuerto Viejo.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 18 Cristianía 138/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 37 Sta. Rosa.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kv, 1 posición a 46 kv con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 23 kv, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de 59

60 su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 55 Nueva Sangolquí.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kv, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 55 Sangolqui 46/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo Subestación 57 Pomasqui.- Adquisición e instalación de un tercer transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 55 Nueva Sangolquí.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo Subestación 22 San Antonio.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kv, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kv, completa, con disyuntores 1200 A, 25 ka, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kv, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo

61 Varias Subestaciones.- adquisición e instalación de relés, bancos de baterías, cargadores de baterías, bancos de capacitores, conductores, equipos de calidad de energía, adquisición e instalación de equipos de comunicación y fibra óptica, obras civiles, disyuntores, seccionadores, etc., para mejorar la operación, control, protección y medición de las subestaciones, etc. Plazo anual en el periodo Obras a ser financiadas por EEQ en líneas : Varias Líneas de Subtransmisión (S/T) a 46kV, Cambios de conductor, obras civiles para mejorar la seguridad de las estructuras, cambios de ruta de ciertos tramos de líneas, para evitar afectación a terceros, mejorar su seguridad ó ampliar su capacidad, reubicación de torres, etc., presupuestadas anualmente por el Dpto. de Mantenimiento L/T y S/E y por el Dpto. de Ingeniería Civil. Plazo anual en el periodo Soterramiento líneas de alto voltaje (S/T) a 46kV, Cambio de la red aérea de 46 kv por red subterránea en las zonas definidas en el Proyecto Soterramiento de redes Zona A. Plazo anual en el periodo L/T 138 kv, S/E El Tablón EPMAPS-Q a S/E 31 Tababela, Construcción de la L/T a 138 kv en una longitud aproximada de 14.0 Km, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación No. 31 Tababela. Plazo L/T 46 kv Deriv. a S/E 33 Nuevo Aeropuerto, construcción de la derivación a 46 kv, simple circuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una longitud aproximada de 1 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la S/E Nuevo Aeropuerto. Plazo LT 46 kv, C.H Papallacta Pifo, Compra de la línea de 46 kv, 1C, de propiedad de la HCJB, en una longitud aproximada de 23 Km. Plazo LT 138 kv, S/E S. Rosa - S/E El Inga-T, Compra de la línea de 138 kv, 1C, de propiedad de la Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento de Quito EPMAPS en una longitud aproximada de 24 Km. Plazo L/T 138 kv, S/E Inga-Transel a S/E El Tablón-EPMASQ (Tablón), Construcción de la L/T a 138 kv, doble circuito, en una longitud aproximada de 8.0 Km., con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para independizar la alimentación a la nueva S/E 31 Tababela de la L/T 138 kv, de EPMAAS-Q, Papallacta a la S/E Inga_T. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 26 Alangasí, Construcción de la derivación a 138 kv, desde la L/T 138 kv Papallacta a S/E S. Rosa de la EPMASQ, en una longitud aproximada de 0.1 Km, doble circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación Alangasí. Plazo L/T 69 kv, S/E Sto. Domingo - S/E 49 Los Bancos, Construcción de una línea a 69 kv, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 50 km, en estructuras 61

62 metálicas, para alimentar a la S/E 49 Los Bancos y mejorar la confiabilidad de su alimentación, debido a fallas graves de la línea radial a 46 kv S/E Cotocollao S/E Los Bancos por los derrumbes frecuentes de sus estructuras y para conectar a futuro una nueva central hidráulica. Plazo LT 138 kv, S/E S. Rosa - S/E Vicentina S/E Pomasqui, Compra de la línea de 138 kv, 2C, de propiedad de Transelectric, en una longitud aproximada de 39 Km. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 5 Chilibulo, Construcción de la derivación a 138 kv, doble circuito, con conductor 636 MCM ACSR, en una longitud aproximada de 0.5 Km., en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación Chilibulo. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 14 Zámbiza, Construcción de la derivación a 138 kv, desde una de las estructuras de la L/T 138 kv S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, a la altura del barrio Gualó de Zámbiza, en una longitud aproximada de 0.3 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 14 Zámbiza. Plazo L/T 138 kv, S/E C.H. Quijos - S/E El Inga (Tablón), Construcción de la línea a 138 KV, en una longitud de 42 Km. doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas. Plazo L/T 138 kv, S/E 31 Tababela - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kv para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 17.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E Quinche reubicada. Plazo L/T 46 kv, S/E 37 S. Rosa - S/E 55 Sangolquí, Construcción de un tramo de línea para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 3,5 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de implementar una segunda alimentación a la S/E Sangolquí para mejorar su confiabilidad. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 22 S. Antonio EEQ, Como primera alternativa se considera la construcción de la derivación a 138 kv, desde una de las torres de la L/T 138 kv S/E Pomasqui T a Ibarra, en una longitud aproximada de 2.0 Km, doble circuito, con conductor 477 MCM-ASCR, S/E San Antonio. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 18 Cristianía, Construcción de la derivación a 138 kv, a una distancia aproximada de 9.5 Km de la línea L/T 138 kv S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, en una longitud aproximada de 5.6 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, para implementar una segunda alimentación a la S/E No. 18, con el fin de mejorar su confiabilidad. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 35 Cumbayá, Construcción de la derivación a 138 kv, desde el cruce de la L/T 138 kv S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T con la L/T 46 kv S/E Cumbayá a S/E Norte, en una longitud aproximada de 5.0 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM- 62

63 ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, utilizando la franja de servicio de una de las líneas 46 kv, 2C, S/E Cumbayá a S/E Norte, para alimentar a la nueva S/E Cumbayá y sea parte de un anillo en 138 kv. Plazo L/T 138 kv, 2 circuito, S/E El Inga T- S/E Santa Rosa, construcción de la L/T, 138 kv, 2C, 750 MCM ACAR, en torres metálicas, 24 Km, para ampliar la capacidad de transferencia desde la S/E El Inga y alimentar a la S/E 26 Alangasi, 138/23 kv y futura S/E 55 Sangolquí 138/23 kv. Plazo L/T 46 kv Deriv. a S/E 03 Magdalena, construcción de la derivación a 46 kv, doble circuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una longitud aproximada de 0.6 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E 3 Magdalena, por reubicación. Plazo LL/T 138 kv, S/E Inga-T a S/E Vicentina-T, Construcción de la línea a 138 kv en una longitud aproximada de 23.4 Km., doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para descargar a las subestaciones Santa Rosa, Pomasqui, Vicentina y Selva Alegre y aumentar la transferencia desde la S/E Inga _T 230/138 kv. Plazo L/T 138 kv, S/E 14 Zámbiza - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kv para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 18.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de proporcionarle una doble alimentación a la S/E Quinche reubicada y cerrar el anillo S/E 14 Zámbiza S/E Quinche S/E 31 Tababela S/E Inga _T. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 51 Mariscal Sucre, Construcción de la derivación a 138 kv, desde una de las estructuras de la L/T 138 kv S/E Vicentina-Ibarra T a S/E 18 Cristianía, en una longitud aproximada de 2.2 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 51. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 36 Tumbaco Nueva, Construcción de la derivación a 138 kv, desde una de las estructuras de la L/T Inga Vicentina, en una longitud aproximada de 2.6 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 36. Plazo L/T 138 kv, Derivación a S/E 55 Nueva Sangolquí, Construcción de la derivación a 138 kv, desde una de las estructuras de la L/T Sta. Rosa-T a S/E 26 Alangasí en una longitud aproximada de 1.0 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 55. Plazo El programa de inversiones de las obras de L/T y S/E se adjuntan como anexo Inversiones a ser financiadas por EEQ en redes de media y baja tensión : 63

64 En Distribución, se requiere continuar con la remodelación y cambio de tensión de redes urbanas y rurales de 6.3 y 13.2 KV a 23 KV, construcción de primarios urbanos y rurales, extensiones y/o remodelaciones de red, mejoramiento del factor de uso de transformadores, franja de servicio, cambio del tipo de iluminación vial y construcción de nuevas redes de distribución, obras e inversiones que permitirán incorporar anualmente un promedio de 66 mil nuevos consumidores, durante los próximos 10 años, y ampliar el grado de electrificación de nuestra área de servicio a una población superior al millón quinientos mil habitantes. Además se incrementarán nuevas terminales remotas en primarios de distribución para la automatización de la supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) de sus circuitos primarios y subestaciones, se continuará con el Programa de Control y Reducción de Pérdidas y se realizarán los estudios para el mejoramiento de la calidad del servicio y las obras correspondientes. Para atender el incremento de consumidores indicado se requiere anualmente, ampliar y/o construir la infraestructura eléctrica que se indica en la tabla a continuación. 64

65 Unida Real CAPÍTULO d Dic-10 Puntos de Recepción # Puntos de Entrega a E/D # Puntos de Entrega a GC # Grandes Consumidores # Subestaciones de Distribución # Subestaciones de Distribución MVA Líneas de subtransmisión # Líneas de subtransmisión km Circuitos Primarios o Primarios # Circuitos Primarios o Primarios km 7, , , , , , , , , , , ,857.9 Transformadores de distribución # 32,323 34, , , , , , , , , , ,750.7 Transformadores de distribución MVA 2, , , , , , , , , , , ,944.7 Redes Secundarias km 6, , , , , , , , , , , ,188.6 Luminarias # 198, , , , , , , , , , , ,641 Luminarias kw 29, , , , , , , , , , , ,742.3 Acometidas # 418, , , , , , , , , , , ,913 Equipos de Medición para clientes # 849, , ,771 1,009,395 1,067,144 1,128,197 1,192,743 1,260,982 1,333,125 1,409,395 1,490,029 1,575,276 El programa de inversiones anuales requeridas para el periodo , en redes de distribución, iluminación, FERUM, acometidas y medidores, soterramiento de redes, proyectos de eficiencia energética, en la reducción de pérdidas eléctrica y en inversiones generales (Equipos y Diversas), se indican a continuación tabla

66 Tabla Programa de inversiones en redes, acometidas, medidores e inversiones generales. 66