Plan de Expansión 2011-2021 del Sistema Eléctrico de la EEQ / Dpto. P.T.

PLAN DE EXPANSIÓN 2011 – 2021 DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ. OBJETIVOS ALCANCE 1. Descripción del Sistema Eléctrico (SEQ) 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9

Área de concesión Puntos de conexión con el SNT Conexión con centrales propias Conexión con Autogeneradores Conexión con autoproductores y sus consumidores Sistema eléctrico aislado Instalaciones eléctricas de distribución Sistema de subtransmisión Accionistas

2. Análisis del sistema eléctrico actual (2010) 2.1 2.2 2.3 2.4

Balance de energía y potencia Condiciones de operación del sistema eléctrico Mercado eléctrico Cargas de primario s y subestaciones

3. Pronóstico de la demanda eléctrica Metodología Política 3.1 Pronóstico de la potencia y energía del sistema de potencia 3.2 Pronóstico de la demanda de subestaciones 3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cada subestación 3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones 3.2.3 Resultados anuales de los flujos de carga 4. Definición y justificación de las obras 2011- 2021 4.1 Obras financiadas por Transelectric para transferir la potencia del SNT al SEQ 4.2 Obras financiadas por EEQ 4.2.1 Obras en subestaciones 4.2.2 Obras en líneas de subtransmisión 4.3 Inversiones en redes de media y baja tensión, acometidas y medidores 4.4 Inversiones en Generación

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5. Informe de la Planificación Financiera del Plan de Expansión 20112021 6. Anexos

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PLAN DE EXPANSIÓN 2011-2021 DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ OBJETIVOS: Los objetivos de la planificación del sistema eléctrico de la EEQ (SEQ) son: a) Resolver en el inmediato plazo las restricciones o deficiencias operativas del sistema existente, si las hubiera. b) Atender sin restricciones, las necesidades de carga eléctrica de nuestros clientes y del crecimiento del mercado, en los próximos 10 años. c) Que el plan de expansión propuesto garantice la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico, en condiciones normales y contingencia simple, como: salida de una línea de subtransmisión, salida de un transformador de 138/46 kV y/o de una unidad de la central hidráulica Nayón. d) Desarrollar un sistema eléctrico que sea eficiente y cumpla con las regulaciones de calidad del servicio del CONELEC. e) Que el Plan de Obras definido sea auto sustentable y con el menor impacto ambiental. ALCANCE. La planificación de la expansión del sistema eléctrico busca alcanzar los objetivos impuestos mediante: • • •

• • • • •

La sistematización y validación de las lecturas de carga anuales de primarios y subestaciones. El estudio eléctrico del sistema existente, su evaluación y diagnóstico, si hay restricciones o deficiencias, definir sus soluciones inmediatas o emergentes. El análisis de los datos estadísticos de energía y potencia generada, facturada y demandada del sistema de potencia, así como, de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, con el fin de determinar las tasas de crecimiento correspondientes. El análisis de los datos estadísticos de las cargas por subestaciones de distribución y determinación de sus tasas de crecimiento individuales y por grupos característicos. El pronóstico de cargas y definición de nuevos equipamientos a nivel del sistema y por subestaciones de distribución, para demanda máxima, media y mínima del sistema, de los próximos 10 años. La determinación de los parámetros eléctricos para los estudios de flujos de carga del sistema, de las líneas y transformadores de subestaciones de los próximos 10 años. El análisis eléctrico de las alternativas de evolución anual del sistema de subtransmisión y subestaciones, en condiciones normales y contingencias. Revisión y actualización de los costos unitarios de equipos y obras de L/T y S/Es y análisis económico de las alternativas de evolución del sistema eléctrico de potencia. 3

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• •

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.

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1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELECTRICO DE LA EEQ (SEQ) EXISTENTE. 1.1AREA DE CONCESIÓN. El área de concesión otorgada por el CONELEC a la EEQ es de 14 971 km2, que corresponde a los cantones de: Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, San Miguel de los Bancos, parte de: Puerto Quito y Cayambe en la Provincia del Pichincha, Quijos y el Chaco en la Provincia del Napo. Con las Distribuidoras EMELSAD, EMELNORTE y ELEPCO, existen zonas en negociación que modificaría el área de concesión indicada. 1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL SNT. Para atender el crecimiento intensivo del consumo de energía y potencia de sus clientes, la Empresa solicitó a Transelectric la ampliación de los puntos de transferencia del SNT al SEQ, por lo que, ha venido sistemáticamente ampliando sus instalaciones eléctricas a 230 kV, 138 kV y 46 kV, disponiendo a finales del 2010 de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en Santa Rosa: 3 a 138 KV y una en 46 KV; 2 en Vicentina: uno a 138 KV y uno a 46 KV; en Pomasqui existen 2 puntos en 138 KV, 1 punto a 138 kV en la S/E 23 Conocoto y en Guangopolo disponemos de 1 punto adicional a 138/13.2 kV. Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 KV S/E S. Rosa – S/E E. Espejo – S/E S. Alegre de EEQ, una es en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de EEQ y la entrega en 46 KV es en el lado secundario del transformador de 138/46 KV, 45/60/75 MVA de Transelectric. En Vicentina la entrega es una en el lado primario del transformador de 138/46 KV, 60/80/100 MVA de EEQ y una en el lado de 46 kV del trafo de 138/46 kV, 12/37/48 MVA, de Transelectric. En la S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a 138 KV S/E Pomasqui_T – S/E Pomasqui_EEQ, en la S/E 23 Conocoto una en el lado primario de su transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV. Además de los puntos indicados la EEQ para distribuir la energía entregada por el SNT en su sistema de 138 kV dispone de 4 subestaciones a 138/23 KV: S/E 59 E. Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E 18 Cristianía y S/E 23 Conocoto; y en su sistema de 46 KV dispone de la subestación Selva Alegre 138/46 KV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46 KV, 60/80/100 MVA. 1.3CONEXIÓN CON CENTRALES PROPIAS. Además de los puntos de conexión con el SNT, el SEQ tiene 5 puntos de enlace con sus centrales eléctricas hidráulicas propias, como: Cumbayá de 40 MW, Nayón de 30 MW, Guangopolo de 20 MW, Pasochoa de 4.5 MW y Chillos de 1.8 MW y 2 puntos de enlace con sus centrales térmicas: Gualberto Hernández de 34.2 MW y Luluncoto de 9.0 MW de capacidad instalada. La conexión de la central hidráulica Chillos es a 22.8 KV y de la central térmica Gualberto Hernández es a 13.2 KV, las demás centrales están conectadas a 46 KV.

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1.4CONEXIÓN CON AUTOGENERADORES. También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos como: La Calera, de 2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la subestación Machachi; la Sillunchi de 0.4 MW se conecta al circuito primario B-Machachi; la HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de capacidad instalada que se conecta a 22.8 KV con el circuito primario C-Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario: Papallacta-Baeza-Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E Equinoccial 13.8/22.8 KV, al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabí de 2.7 MW se conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central EMAAPQ-Noroccidente de 0.250 MW, se conecta en 6.3 KV al circuito primario A-15, Uravía de 0.95 MW se conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche. 1.5CONEXIÓN CON AUTOPRODUCTORES Y GRANDES CONSUMIDORES. CLIENTE: ADELCA_46kV 1 ADELCA_138kV 2 ENKADOR 3 4 BOOP 5 DELTEX 6 DANEC 7 PLASTICSACKS 8 PINTEX 9 NOVOPAN 10 INTERFIBRA 11 SINTOFIL 12 GUS 13 KFC 14 EBC 15 INCASA 16 TESALIA 17 LANAFIT ENERMAX 18 (SUPERMAXIS) 19 HCJ B 20 Ideal Alambrec, URAVÍA 21

CONEXIÓN Observación Lado primario del trafo 46/6.3 kV de la S/E Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ FCA. ADELCA Lado primario del trafo 138/23 kV de la S/E Desde agosto 2008 cliente regular de la EEQ FCA. ADELCA Lado secundario del trafo 46/13.2 kV, alimentada en 46 kVa partir de feb.2010, desde la barra a 46 kV de la S/E 55 Sangolquí.

Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ

Primario 22.8 kV, B-57 Pomasqui Varios primarios (16-A, 27-A, 36-F) Primario 22.8 kV, A-55 Sangolquí Primario 22.8 kV, A-57 Pomasqui Primario 6.3 kV, C-17 Andalucía Primario 22.8 kV, C-36 Tumbaco Primario 22.8 kV, F-18 Cristianía Primario 22.8 kV, E-36 Tumbaco Varios primarios Varios primarios Primario 6.3 kV, B-16 Río Coca Varios primarios (18-E, 21-E) Primario 22.8 kV, A-34 Machachi Primario 6.3 kV, G-16 y C-16 Río Coca

Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ

Varios primarios

Autoproductor de HidroSibimbe

Varios primarios

Autoproductor Ecoluz.

Varios primarios

Autoproductor Perlabi.

Primario 22.8 kV, A-Quinche.

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

Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ Desde julio 2007 cliente regular de la EEQ Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Autoproductor de HidroAbanico Desde julio 2009 cliente regular de la EEQ Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ Desde julio 2008 cliente regular de la EEQ

Adicionalmente se tiene a 138 KV en la S/E Santa Rosa de TRANSELECTRIC un punto de conexión con el sistema eléctrico “proyecto Papallacta” para el bombeo de agua del proyecto del mismo nombre y el suministro de energía de sus centrales hidráulicas El Cármen y Recuperadora de la Empresa Municipal de Agua Potable del Municipio del D.M.Quito, que por sus características cuando es carga también debería ser considerado como un gran consumidor. 6

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1.6SISTEMA ELÉCTRICO AISLADO Y CONEXIÓN A OTRAS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. A partir del contrato de concesión con el CONELEC se entregó a la EEQ el sistema eléctrico Oyacachi, sistema eléctrico aislado perteneciente al Cantón El Chaco en la Provincia del Napo, que dispone de una micro central hidráulica de 50 KW para el suministro de energía a los consumidores de Oyacachi, mediante un banco de 3 transformadores monofásicos de 25 KVA cada uno, 121/210 voltios, energía que es distribuida a los consumidores del pueblo mediante 1 transformador trifásico de 30 KVA, 2 monofásicos de 15 KVA y 1 monofásico de 25 KVA. En lo que tiene que ver con la entrega de energía a otros sistemas de distribución a la fecha se tiene un solo punto de conexión con el sistema de EMELNORTE. 1.7INSTALACIONES ELECTRICAS DE DISTRIBUCIÓN. La Empresa para garantizar el servicio eléctrico y el crecimiento de la demanda eléctrica a sus clientes, a diciembre 2010 dispone de 32 subestaciones de distribución y 41 transformadores en servicio, de los cuales: 8 transformadores son de 138/22.8 KV, 10 transformadores de 46/22.8 KV, 1 transformador de 46/22/13.2 KV, 1 transformador de 46/22/6.3 KV, 1 de 46/13.2 KV y 21 transformadores de 46/6.3 KV, con una capacidad instalada total de: 606.25 MVA en “OA”, 801.85 MVA en “FA” y 887.5 MVA en “FOA”. Estas subestaciones están alimentadas por 221.5 Km de líneas a 46 KV y 72.2 Km a 138 KV de subtransmisión; y, para distribuir la energía en las diferentes zonas de servicio, dispone de 171 circuitos de distribución primaria a 22.8 KV, 6.3 KV y 13.2 KV, de los cuales 10 circuitos son expresos del sistema de transporte TROLEBUS, la longitud de las redes de MV alcanza los 7113.3 kilómetros; se ha instalado 32323 transformadores y 2041.4 MVA en redes de distribución; así como 6429.4 kilómetros de redes secundarias; 418078 acometidas y 849325 medidores, entre monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4536 están instalados en media tensión y 6 en alta tensión; todo orientado a disponer de un sistema eléctrico de alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad del servicio a sus clientes, sin restricciones. 1.8SISTEMA DE SUBTRANSMISION. Los puntos de conexión con el SNT se unen con las subestaciones de distribución mediante un sistema de subestaciones de reducción de 138/46 KV, de líneas de subtransmisión a 138 KV y 46 KV y varias subestaciones de seccionamiento a 138 KV y 46 KV, que permiten disponer de varios anillos de alimentación a las subestaciones de distribución, tanto desde los puntos de enlace con el SNT a 138 kV y 46 kV como con los de enlace a las centrales eléctricas propias a 46 kV y la central Chillos 23 kV, lo que le ha permitido disponer de un sistema de subtransmisión confiable y seguro. 1.9ACCIONISTAS.

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El crecimiento intensivo de la demanda eléctrica y de los clientes ha incidido para que la composición accionaria de la Empresa se modifique en el transcurso del tiempo, llegando el Estado a participar en su composición, por la falta de recursos económicos de los accionistas existentes para financiar la expansión de las instalaciones eléctricas, participación que hasta 1996 fue mediante el INECEL, luego hasta el 2009 por medio del Fondo de Solidaridad y desde el 4 de diciembre del 2009, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER) quien por ley asumió el accionariado del FS, además tiene participación el Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, con los aportes de las instalaciones nuevas de urbanizaciones y aportes propios, también, el Consejo Provincial de Pichincha en base a ley del FER y luego del FERUM, fondo que desde la expedición de la nueva ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1996, volvió a pertenecer al Estado manejado por el Fondo de Solidaridad (FS), por lo que, a continuación se indica la composición y accionistas de la EEQ:

COMPOSICIÓN ACCIONARIA desde el 4 dic.2009 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable. Ilustre Municipio del Distrito Metropolitano de Quito. Consejo Provincial de Pichincha. Industriales y Comerciantes.

Capital Actual 84.188.897 ,0 47.100.047 ,0 14.165.179 ,0 2.099.618, 0 Consejo Provincial del Napo. 192.047,0 Cámara de Industriales de 396,0 Pichincha. Comité de Empresa de la 314,0 EEQ. Ec. Ramiro Gómez 45,0 TOTAL:

Acciones Acciones (%) ordinarias preferidas 84.188.897 56,98 ,0 45.372.137 1.727.910, 31,88 ,0 0 14.165.179 9,59 ,0 2.099.618, 1,42 0 192.047,0 0,13 396,0 0,0002 7 314,0 0,0002 1 45,0 0,0000 3 147.746.54 146.018.63 1.727.910, 100,0 3,0 3,0 0

2. ANÁLISIS DEL SISTEMA ELECTRICO ACTUAL (2010) 2.1Balance de energía y potencia. La energía y potencia requerida por nuestro sistema eléctrico se incrementó al 2010, ya que la demanda llegó a los 647.04 MW, como se desprende de los

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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.

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El cambio de la regulación sobre el cumplimiento del factor de potencia (FP) en los puntos de conexión con el SNT del CONELEC, que según la última regulación disminuyó de 0.98 a 0.96, en demanda máxima y media, y menor a 0.99 en mínima, ha incidido positivamente en nuestro sistema para no tener limitaciones eléctricas importantes ni de voltajes, ni de FP, ni de sobrecargas de líneas, aunque a nivel de subestaciones de distribución tenemos algunos problemas de sobrecarga por el atraso en los nuevos equipamientos, lo que aspiramos corregir en los próximos años. Sin embargo, los apagones dispuestos por el CENACE y el Ministerio de Electricidad a partir del viernes 30 de octubre de 2009 del 5%, 10% y 15%, hasta el 8 de febrero del 2010, a las Empresa Eléctricas Distribuidoras han dejado en evidencia una vez más el déficit de generación eléctrica con el que cuenta el país. 2.3

MERCADO ELÉCTRICO.

El mercado eléctrico de consumidores y los consumos de energía facturados creció en el 2010, confirmándose una vez más su crecimiento intensivo, con tasas promedio anual del 5.27% para los consumidores y el 5.12% para el consumo facturado, como se indican en la tabla 2.3.1 a continuación. De la composición del mercado eléctrico por consumidores se desprende que, los residenciales siguen teniendo la mayor participación con un 84.8% del total, luego le siguen los comerciales con el 12.5%, los industriales con el 1.6%, el sector otros con el 1.1% y los no regulados con el 0.00%, sin embargo, los consumidores residenciales han disminuido su participación con respecto al 2001, debido al mayor crecimiento de los otros tipos de consumidores. En lo que se relaciona al mercado eléctrico por consumos facturados se tiene que, el sector residencial mantuvo la mayor participación con el 39.7%, luego le sigue el sector industrial con el 27.6%, a continuación está el comercial con el 22.2%, luego están la iluminación pública con el 5.3%, el sector otros con el 5.1% y los no regulados con el 0.0%, pero la participación del consumo residencial facturado en el total bajo en el 2010, esto debido al racionamiento eléctrico de enero y febrero 2010 pese a un ligero incremento en la tasa de crecimiento de sus consumidores, en el sector industrial la cantidad de consumidores se mantuvo siendo que su consumo creció, el comercial creció en consumos y consumidores, en cambio el sector otros su consumo facturado disminuyó su participación frente al total.

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ABONADOS: Año Residencial Comercial Industrial Regulados # % # % # % # 2001 463,611 86.1 60,806 11.3 9,049 1.7 2002 479,310 85.7 64,523 11.5 10,030 1.8 2003 496,706 85.4 68,181 11.7 10,567 1.8 2004 519,046 85.3 72,364 11.9 10,996 1.8 7 2005 545,569 85.1 77,229 12.0 11,498 1.8 14 2006 575,286 85.0 82,194 12.1 12,015 1.8 13 2007 602,708 85.0 86,619 12.2 12,406 1.7 0 2008 636,000 84.7 93,488 12.5 12,713 1.7 0 2009 672,123 84.8 98,604 12.4 13,009 1.6 0 2010 724,447 84.8 106,617 12.5 13,665 1.6 0 tasa(%) Composición de consumidores y consumos facturados. FACTURACION: Año Residencial Comercial Industrial AP MWh % MWh % MWh % MWh 2001 780,084 37.8 374,880 18.2 619,424 30.0 161,185 2002 830,180 38.3 408,044 18.8 633,830 29.3 170,139 2003 886,862 39.4 453,224 20.2 612,355 27.2 162,467 2004 950,518 40.7 492,957 21.1 588,026 25.2 154,000 2005 1,031,804 42.7 539,984 22.3 540,764 22.4 154,000 2006 1,092,608 40.4 581,620 21.5 552,993 20.5 160,160 2007 1,146,439 41.1 610,145 21.9 633,870 22.7 160,028 2008 1,186,909 40.3 644,803 21.9 775,322 26.4 167,987 2009 1,241,193 39.9 672,042 21.6 853,276 27.4 171,389 2010 1,285,757 39.7 719,359 22.2 893,450 27.6 171,828 tasa(%)

%

0.001 0.002 0.002 0.000 0.000 0.000 0.000

% 7.8 7.9 7.2 6.6 6.4 5.9 5.7 5.7 5.5 5.3

Otros # 4,687 5,543 5,940 6,354 6,854 7,261 7,717 8,372 8,908 9,500

Total % 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1

Regulados MWh %

28,496 123,273 163,617 85,538 -

1.2 5.1 6.1 3.1 0.0 0.0 0.0

# 538,153 559,406 581,394 608,760 641,150 676,769 709,451 750,574 792,643 854,230 5.27

Otros MWh 129,782 124,490 133,656 148,525 151,306 151,550 156,080 166,688 174,952 165,857

% 6.3 5.7 5.9 6.4 6.3 5.6 5.6 5.7 5.6 5.1

Total MWh 2,065,355 2,166,683 2,248,564 2,334,026 2,417,858 2,702,548 2,792,098 2,941,709 3,112,852 3,236,251 5.12

Tabla 2.3.1 En el caso del alumbrado público, a partir del 2002 hasta el 2005 se produce una disminución de su consumo, por los ajustes introducidos al cambio de tipo de iluminación hechas desde 1995, al haberse reemplazado las luminarias de mercurio de 125 W y 175 W por sodio de 70W y 100W, las de 250 W de Hg por 150W de Na y las de 400 W de mercurio por sodio de 250 W. Adicionalmente a partir del 2007 empiezan a instalarse las luminarias de sodio de doble potencia, que permite ahorrar energía luego de las primeras 4 horas de su funcionamiento diario. A partir del 2009 se ha determinado que existe un déficit en los cálculos del consumo de la IP, por lo que a partir del 2011 se lo corregirá. 2.4CARGAS DE PRIMARIOS Y SUBESTACIONES. Las cargas de los circuitos primarios y subestaciones de distribución, que se indican a continuación, en la tabla 2.4.1a, se obtuvieron de la base de datos de la Unidad de Pérdidas Técnicas donde se guardan los registros horarios de los medidores electrónicos instalados en las subestaciones, para el día del pico 2010 del SEQ (14 dic.2010, 19:30). También se disponen de factores de potencia reales de las cargas de cada primario y subestación de distribución, lo cual permite una mayor exactitud en los estudios eléctricos del sistema.

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CORRIENTE ALIMENTADORES PRIMARIOS (A) A DEM. MX. S/E - DIC. 2010 SUBESTACION 01 Olímpico 02 Luluncoto 23 kV 02 Luluncoto 02 Luluncoto 03 Barrionuevo 6.3 kV 03 Barrionuevo 23 kV 04 Chimbacalle 06 Esc. Sucre 07 San Roque 08 La Marín 09 Miraflores 10 Diez Vieja 11 Belisario Quevedo 12 La Floresta 13 Granda Centeno 15 El Bosque 16 Rio Coca T1 16 Rio Coca T2 17 Andalucia 18 Cristiania T1 18 Cristiania T2 19 Cotocollao T1 19 Cotocollao T2 138/23 kV

21 Epiclachima T1 21 Epiclachima T2 23 Conocoto T1 24 Carolina 27 San Rafael 27 San Rafael C 28 Iñaquito 32 Diez Nueva 34 Machachi

A

B

57 Pomasqui T2

D

E

F

G

315,84 238,08 303,36 287,04 316,80

H

E

SO

RIO

165,76 195,84 242,56 333,12 252,48 270,86 329,28 278,08 240,96 84,48 209,28 64,32 28,80 54,24 133,44 352,64 317,76 363,84

253,44 43,20 189,12 126,72

239,04 132,00 308,16 60,00 179,84 151,68 270,72 271,68 242,88 416,00 219,84 271,68 197,76 431,04

1,95 48,21

363,84 267,84 115,20 133,92 62,08 116,64 173,76 57,60 80,64 284,16

421,44 18,72 0,026 189,44

200,64 214,08 353,28 368,64 246,72 360,00 5,15

24,05

437,76 336,00 428,16 382,08 192,00 318,72 277,44 340,80 154,79 141,78 137,94 40,24 132,96 111,19 105,28 275,75 81,60

250,03

192,48 174,72 269,28 128,40 28,80 323,98 249,9 349,7 146,7 3,2

24,0

178,72 66,84 153,42 213,12 183,84

195,83 80,16

229,44 344,64 320,64 324,48 236,16 200,64 334,08 171,84 300,48 186,24 236,64 257,76 139,2 217,44 236,64 193,44 235,68 161,28 148,80 65,76 158,40 194,88 133,44 144,96 215,52 170,88 153,60 203,04 172,32 206,88 206,20 140,27 269,76 446,40 238,08 336,00 316,8 170,88 188,16 77,76 109,92 76,80 114,72

36 Tumbaco T1 33 MVA (Q) 257,76 36 Tumbaco T2 20 MVA ® 118,08 37 Santa Rosa 131,01 62,06 49 Los Bancos 66,56 26,88 53 Pérez Guerrero 268,04 55 Sangolquí 179,04 73,44 57 Pomasqui T1

C

TROL EXPRE TERCEA AUT OG

143,52

ENERA DOR

TOTAL Dem. S/E

(A)

1.461,1 0,0 165,8 438,4 1.463,8 197,8 1.413,3 422,4 1.243,2 651,4 460,2 593,3 821,8 826,2 1.090,6 0,00 1.490,9 1.333,8 1.219,2 1.429,4 851,0 665,8 729,1 278,4 540,0 582,2 346,5 1.802,0 567,4 0,0 1.584,0 1.129,0 474,7 0,0 4,496 583,2 562,1 487,9 55,21 227,5 1.491,5 484,0 649,0 0,0 540,5

(MVA) 14,81 1,83 5,32 15,19 7,83 14,65 4,01 13,52 7,06 4,98 6,31 8,73 9,21 11,64 15,72 13,30 13,27 15,39 31,95 25,49 28,01 12,20 19,73 22,38 17,25 18,72 24,32 17,08 12,11 17,03 29,50 21,82 19,63 5,60 16,42 19,90 25,67 21,10

Tabla 2.4.1.a Cargas de primarios a demanda máxima de las subestaciones – diciembre 2010.

Además, de la misma tabla se desprende, que hay primarios y subestaciones que están en su límite de carga y otros que están descargados, valores que sirven de base para hacer el diagnóstico por subestación de distribución y que también han 12

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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

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Desarrollar el sistema de subtransmisión a 138kV eliminando sistemáticamente el nivel de 46KV existente fuera del área urbana del Cantón Quito y las redes de distribución de medio voltaje desarrollarlas a 22,86kV en las áreas periféricas y rurales del Cantón Quito por su gran extensión geográfica y su potencial crecimiento demográfico, como es el caso de los valles de Los Chillos y Tumbaco, así como de las parroquias: El Quinche, Guayllabamba, Pomasqui, San Antonio, Calderón; y de los Cantones de la Provincia de Pichincha: Mejía, San Miguel de Los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, Puerto Quito; El Chaco y Quijos en la Provincia del Napo. 3.1 PRONÓSTICO DE LA POTENCIA Y ENERGÍA DEL SISTEMA DE POTENCIA. Del análisis estadístico a las series históricas de la energía suministrada y potencia demandada correspondientes se determinó que al 2021, la variación de la proyección pesimista es menor a la optimista en el 3.76% para la energía y el 3.55% para la potencia en MW, diferencias consideradas razonables al final del periodo del pronóstico de la energía y la demanda de nuestro sistema en condiciones normales de suministro de energía, valores que han servido de base para el pronóstico de la demanda eléctrica por subestaciones. PL.DPT.710.FRO.13 (PRO.02).- pronóstico de la demanda del SEQ. EEQ - PL_DPTO. PLANIFICACIÓN TÉCNICA. Realizado: MCP

Fecha:

J efe Planificación 24.feb.2011 Aprobado: _______

optimis ta prob ab le pe s imis ta

2010 664.2 664.2 664.2

2011 694.0 692.8 691.7

2012 725.3 722.7 720.3

2013 757.9 753.9 750.2

2014 792.0 786.4 781.2

MV A 2015 827.6 820.3 813.6

2016 864.9 855.7 847.3

2017 903.8 892.6 882.4

2018 944.4 931.1 919.0

2019 986.9 971.3 957.0

2020 1031.3 1013.2 996.7

2021 1077.7 1056.9 1038.0

optimis ta prob ab le pe s imis ta

647.0 647.0 647.0

0 675.6 674.5 673.4

705.5 703.1 700.9

736.7 732.9 729.4

769.2 764.0 759.2

MW 803.2 796.4 790.1

838.7 830.2 822.3

875.8 865.4 855.9

914.5 902.1 890.8

954.9 940.3 927.1

997.1 980.2 964.9

1041.1 1021.8 1004.2

optimis ta prob ab le pe s imis ta

149.9 149.9 149.9

158.8 158.3 157.9

168.2 167.2 166.3

178.1 176.6 175.1

188.6 186.4 184.4

MV A R 199.5 196.7 194.1

211.1 207.5 204.2

223.2 218.8 214.8

236.0 230.7 226.0

249.4 243.2 237.6

263.5 256.3 249.8

278.4 270.1 262.6

0.974 0.974 0.974

0.973 0.974 0.974

0.973 0.973 0.973

0.972 0.972 0.972

0.971 0.972 0.972

COS O 0.970 0.971 0.971

0.970 0.970 0.971

0.969 0.969 0.970

0.968 0.969 0.969

0.968 0.968 0.969

0.967 0.967 0.968

0.966 0.967 0.967

3,691 ,128 3,684,443 3,678,276

3,864,784 3,850,798 3,837,918

4,046,61 0 4,024,663 4,004,487

4,645,041 4,594,793 4,548,841

4,863,576 4,802,250 4,746,266

5,092,391 5,01 9,074 4,952,259

5,331 ,972 5,245,687 5,167,192

5,582,824 5,482,533 5,391 ,454

5,845,478 5,730,071 5,625,449

0.624 0.624 0.624

0.625 0.625 0.625

0.627 0.627 0.627

0.634 0.633 0.633

0.636 0.635 0.635

0.637 0.637 0.636

0.639 0.639 0.638

0.641 0.640 0.639

optimis ta prob ab le pes imis ta

optimis ta 3,525,276 prob ab le 3,525,276 pe s imis ta 3,525,276 optimis ta prob ab le pe s imis ta

0.622 0.622 0.622

SUMINIST R O MWH 4,236,990 4,206,378 4,1 78,286

4,436,326 4,396,298 4,359,629

FA CT OR DE CA R GA 0.629 0.631 0.632 0.629 0.630 0.632 0.628 0.630 0.631

0 optimis ta prob ab le pe s imis ta CP = > optimis ta prob ab le pe s imis ta

3,236,251 3,236,251 3,236,251

0 7.98 7.98 7.98

3,389,326 3,383,501 3,378,646

3,549,641 3,537,450 3,527,307

3,717,539 3,698,404 3,682,508

7.96 7.95 7.93

7.94 7.92 7.88

7.92 7.89 7.83

FA CT URA CION MWH 3,893,379 3,866,681 3,844,538

4,077,535 4,042,615 4,01 3,698

4,270,403 4,226,554 4,1 90,301

4,472,393 4,418,862 4,374,674

4,683,937 4,61 9,921 4,567,1 60

4,905,487 4,830,127 4,768,1 15

5,137,517 5,049,898 4,977,912

5,380,521 5,279,668 5,1 96,940

PERDIDAS (% ) CONPEAJES 7.90 7.88 7.86 7.86 7.84 7.81 7.78 7.73 7.68

7.84 7.78 7.63

7.81 7.75 7.58

7.79 7.72 7.52

7.77 7.69 7.47

7.75 7.66 7.42

Tabla 3.1.1 Resultados del pronóstico de la demanda y energía requerida, consumos facturado, factor de carga, factor de potencia y pérdidas eléctricas del SEQ. 3.2

PRONOSTICO DE LA DEMANDA DE SUBESTACIONES.

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Se basa en el análisis estadístico de los datos históricos disponibles del período 1983-2010, de energía y potencia suministrada a nuestro sistema eléctrico, así como de la facturada a nuestros clientes, de las pérdidas y de los datos de carga de nuestros primarios, subestaciones y líneas de subtransmisión, el análisis de la estructura y evolución de nuestro mercado eléctrico, por tipo de consumidor, datos con los cuales se realizan los pronósticos de carga correspondientes para el corto, mediano y largo plazos, utilizando las opciones de análisis estadístico y de pronóstico disponible en el Excel, lo que nos permite determinar la evolución histórica de la demanda y establecer su proyección, tanto por subestación, como por grupos de subestaciones que caracterizan un sector geográfico de servicio. Las cargas por primario y subestaciones del 2010 utilizadas de base para los pronósticos indicados se indican en la tabla 2.4.1.a. El pronóstico de cargas de las subestaciones de distribución en cualquier condición de carga del sistema de potencia, se determina tomando como base las cargas coincidentes de las subestaciones con la condición analizada del sistema de potencia, gracias a la disponibilidad actual de registros electrónicos horarios, de los medidores digitales ubicados en las subestaciones, sin embargo, se ha estandarizado 3 condiciones típicas a estudiarse como son: para la demanda pico del sistema, para la demanda pico industrial o media del sistema y para la mínima del sistema, resultados que son obtenidos de la base de datos de Despacho de Potencia del último año transcurrido. Sin embargo, por la diferencia entre la suma total de las cargas de las subestaciones, incluido autogeneradores y las pérdidas de L/T y S/Es con la demanda del sistema, para el año base, es necesario ajustar dichos valores con un factor de relación entre la suma total de las cargas de las subestaciones y la demanda pico, media o mínima del sistema analizada, respectivamente, factores que se aplican en proporción a las cargas de las subestaciones que se utilizaron como base del pronóstico correspondiente, según cada caso, lo que permite una mayor exactitud en la simulación eléctrica de las condiciones del sistema de potencia analizados. Como sabemos, todo pronóstico y en especial el de demanda eléctrica puede variar entre valores máximos a mínimos, correspondientes a tasas de crecimiento optimista y pesimista, lo que en el caso de nuestro mercado eléctrico depende del crecimiento o recesión del sector industrial y comercial, así como, del poder adquisitivo del sector residencial, con una mínima influencia del incremento del precio de la tarifa. Además, se debe tener presente que por necesidades de operación de los circuitos primarios, de las subestaciones o del sistema, es usual que se hayan producido transferencias temporales o permanentes de carga entre subestaciones adyacentes, por lo que, para realizar los estudios del pronóstico de la demanda en las diferentes condiciones se han agrupado las subestaciones por áreas geográficas de clientes típicos y voltajes primarios similares, con el fin de corregir en parte los errores en las tasas de crecimiento que por transferencias pudieron darse al hacer el estudio a nivel de subestaciones individuales, ya que en unos casos su demanda puede ser inferior a la del año anterior y en otros pueden ser muy superior a su tasa de crecimiento normal.

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En la Tabla 3.1.1., se resumen los resultados del pronóstico de las demandas del sistema y de la facturación para los escenarios optimista, probable y pesimista. 3.2.1 Diagnóstico de las subestaciones - Análisis de la situación existente y futura de cada subestación 1. Subestación N° 2 Luluncoto: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, el uno alimenta a los primarios, 2-C y 2-D; el otro al primario 2-B. Hasta mayo 2010 dispuso de un auto-transformador de 2.5/7.5 MVA, 46/22/6.3 KV, que alimentaba al primario 2-A en 22,8 KV, carga que fue transferida en el 100% a uno de los primarios de la S/E 23 Conocoto. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic. 2010 de la dem. max. de esta S/E son: 2-B 165.76 A, 2-C 195.84 A, 2-D 242.56 A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 7.15 MVA en 6.3 KV, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, aunque los dos trafos de 6.25 MVA y sus cabinas, tienen problemas de reparaciones y mantenimiento por la falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1960. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 debe instalarse un trafo nuevo de 15/20, 46/6.3 KV, en vez de los dos viejos existentes, para aumentar su confiabilidad y la reserva de su capacidad instalada, recibir transferencias de carga desde la S/E 4 Chimbacalle en el caso de fallas del trafo o por operaciones de sus circuitos primarios, también debe reemplazarse las cabinas metal clad viejas por nuevas, incluido los disyuntores. Al 2021 dispondrá de 20.0 MVA de capacidad instalada y alcanzaría los 9.9 MVA de demanda máxima, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual para la carga a 6.3KV variaría entre el 2.75% y 3.0%. 2. Subestación N° 3 Barrio Nuevo: Situación al 2010: Dispone de dos transformadores, uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, que alimenta a cinco primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR y otro de 15/20 MVA, 46/22/6.3 KV, de 1977, que alimenta a dos primarios en 22.8 KV, el uno que sirve a una estación del Trolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 3-A 333.12 A, 3-B 252.48 A, 3-C 270.86 A, 3-D 329.28 A, 3-E 278.08 A y 3-T_23 195.83 A, 3Trole_23 2.0 A. Las demandas de la subestación ajustada al pico del año son de 15.2 MVA en 6.3 KV y 7.8 MVA en 23 KV, si bien, ninguno de los primarios tiene problemas de regulación de voltaje, ya que están soportados en transformadores con cambiador de taps tipo LTC, aunque el primario a 23KV y los primarios a 6.3KV: 3-A, 3-B, 3-C, 3-E tienen problemas de altas pérdidas eléctricas, por encontrarse la subestación fuera del baricentro de la carga de 6,3KV. Uno de los transformadores presenta problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que es equipo viejo. A diciembre 2010 el FMIK del primario 3-A es 5.06 y del 3-T es 8.0, excediendo el 3-A en el 1.2% y el 3-T en el 59.2% los límites establecidos por el

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CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2013 deberá transferirse carga a la nueva subestación No. 5 Chilibulo, de 138/23 kV, para descargar el sistema de 46 kV que lo alimenta y evitar que en contingencia de falla simple de una de las líneas a 46 KV que alimentan a la S/E No. 7 y/o S/E No. 3, se sobrecargue la otra alimentación. La carga a transferirse corresponderá a la zona ubicada entre la Av. M. A. José de Sucre, Angamarca y camino a Lloa por el Sur, La Colmena y Cima de la Libertad por el Norte, en las siguientes magnitudes: 100% del 3-terciario a 23 KV; 75% del 3-B, 75% del 3-C y 75% del 3-D, más el 75% del 7-B, a 6.3 kV. La carga de 6.3 kV indicada se transferirá a 22.86 kV de la S/E 5 Chilibulo, mediante transformadores de redes 22.86/6.3 kV, de 500 kVA, 750 kVA, 1000 kVA y 1500 kVA, luego de lo cual, todas las cargas nuevas de la zona de servicio de la S/E 5 Chilibulo que requieran transformador de red serán servidas con extensiones de red a 22.86 kV. Al 2015 deberá reubicarse esta subestación, al baricentro de su carga eléctrica ubicado aproximadamente en la Av. Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), para resolver los problemas de regulación de voltaje y de altas pérdidas eléctricas de los primarios largos. Al 2021 su demanda proyectada alcanza los 10.8 MVA en 6.3KV y dispone de 20.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento promedio anual varía entre el 2.5% y el 3.0%. Cuando se haya finalizado la transferencia de carga de los circuitos 3_T y 3_Trole, la estación del Trolebús que es atendida desde esta S/E deberá alimentarse del mismo circuito primario de la S/E Epiclachima que sirve a la estación del Trolebús del Mercado Mayorista, con el fin de descargar en el 100% al trafo de 46/23 kV de la S/E 3 Barrionuevo. 3. Subestación N° 4 Chimbacalle: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 KV, cinco primarios, un banco de condensadores de 3,0 MVAR y un primario expreso para el trolebús. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 4-A 240.96 A, 4-B 253.44 A, 4-C 239.04 A, 4-D 363.84 A, 4-E 267.84 A y Trole 48.2 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14.7 MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecarga, si bien, el primario 4-D está al límite de su carga. Sus circuitos primarios tampoco tienen problemas de regulación de voltaje, ya que están abastecidos por un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, pero el transformador está en operación desde 1987, requiere mantenimiento por posible falla interna. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2018 debe instalarse un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3, para descargar al trafo existente, aumentar la reserva en MVA, atender el crecimiento de sus cargas y recibir transferencias de otras

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subestaciones. Al 2021 su capacidad instalada sería de 40.0 MVA y alcanzaría los 21.4 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.0% y el 3.5% durante el período y no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 4. Subestación N° 6 Escuela Sucre: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, cuatro primarios, un alimentador expreso para el trolebús y un expreso para unir las barras a 6.3KV entre las subestaciones No. 6 y 8. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 6-A 84.5 A, 6-B 43.20 A, 6-C 132.0 A, 6-Aéreo 80.16 A y 6-Trole 46.08 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 4.0 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que es un transformador con cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1961. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2017 debe sustituirse el trafo de 5/6.25 MVA, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3 KV, para aumentar su reserva en capacidad instalada y por ser un equipo muy viejo. AL 2021 su capacidad instalada sería 10.0 MVA y alcanzaría los 5.1 MVA de demanda, considerando que durante el período la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0% y el 2.25 %; no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 5. Subestación N° 7 San Roque: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, cinco primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 7-A 209.3 A, 7-B 189.12 A, 7-C 308.16 A, 7-D 115.20 A y 7-E 421.44 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 13.5 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica, aunque el LTC está en Tap fijo por daño de su mecanismo. Sus equipos como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1986, pero el LTC está dañado y su reparación tiene el inconveniente de su alto costo, falta de repuestos y del fabricante para solicitarle, por lo que al 2011 se ha previsto su sustitución con uno nuevo. Sin embargo, debido a que la L/T a 46KV que lo alimenta en uno de sus tramos a doble circuito, está en una zona de alto riesgo de derrumbes por estar las torres muy cerca de un precipicio o corte de la ladera colindante, en el 2008 se construyó una variante de alimentación simple

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circuito por otra ruta y en el 2010 se cambió a 750 MCM ACAR el calibre y el tipo de conductor de la L/T desde la S/E S. Alegre hasta la S/E 7 S. Roque. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 debe instalarse un nuevo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para sustituir al existente por daño de su LTC; al 2013 debe transferirse el 75% de la carga del primario 7-B, a la S/E No. 5 Chilibulo, para descargar las líneas de alimentación de 46 kV a la S/E 7 y S/E 3 desde la S/E S. Alegre. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 16.7 MVA de demanda, por lo que dispone de una adecuada reserva para transferencias de carga y atender el crecimiento de su demanda eléctrica. Durante el período la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0% al 2.5%. 6. Subestación N° 8 La Marín: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cinco primarios y un primario expreso del trole. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 8-A 64.32 A, 8B 126.72 A, 8-C 60.0 A, 8-D 133.92 A, 8-Aéreo 0.0 A, y 8-Trole 18.72 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 7.06 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC y la subestación se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972. A diciembre 2010 el FMIK del primario 8-B es 14.0 y el TTIK es 25.9, excediendo el 180.0% y el 159.0% respectivamente los límites establecidos por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2016 se requiere sustituir el trafo de 8/10 MVA por uno de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver la falta de reserva en MVA de su capacidad instalada. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 9.0 MVA de demanda, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 2.0 % al 2.25%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 7. Subestación N° 9 Miraflores: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, con 4 primarios y un banco de condensadores de 1.3 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 9-A 28-8 A, 9-C 179.84 A, 9-D 62.1 A y 9-E 189.44 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 5.0 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que su transformador dispone de cambiador de taps tipo

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LTC y sus primarios son cortos, aunque la subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y alcanzaría los 6.4 MVA de demanda, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0 % y 2.25%, durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 8. Subestación N° 10 Diez Vieja: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 5/6.25 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1960, que está fuera de servicio y otro de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, que reemplazó al dañado de 5/6.25 MVA y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 10V-A 54.24 A, 10V-B 151.68 A, 10V-C 270.72 A y 10V-D 116.64 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 6.31 MVA, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, pero funciona en posición manual por problemas en su mecanismo automático, sus primarios son cortos, con cargas bajas, aunque la subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadores fusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1960, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La carga de la S/E demuestra lo innecesario de la conexión y energización del segundo transformador de 5/6.25 MVA, existente en la S/E. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 10.0 MVA y su demanda alcanzaría los 8.1 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.0% y 3.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 9. Subestación N° 32 Diez Nueva: Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 32-A 192.0 A, 32-B 318.72 A, 32-C 277.44 A y 32-E 340.80 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 12.11 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, aunque el LTC está en tap fijo por daño de su mecanismo automático, la

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subestación está fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1981, pero el trafo si tiene problemas de reparación su LTC por su alto costo, no existir repuestos, ni el fabricante para solicitarle. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2013 debe reemplazarse el trafo existente por el daño de su LTC con uno nuevo de 15/20 MVA, 46/6.3 kV. Al 2021 su capacidad instalada continúa de 20.0 MVA y su demanda alcanzaría los 17.3 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 10.

Subestación N° 11 B. Quevedo:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, cuatro primarios y un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según lecturas de dic/2010 de la dem. max. de esta S/E son: 11-A 133.44 A, 11-B 271.68 A, 11-C 242.88 A y 11-D 173.76 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 8.73 MVA, sus primarios son cortos, excepto el que sirve a las antenas o transmisores del Pichincha, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y seccionadores fusibles de alta, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, pero las cabinas y sus disyuntores son nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y su demanda alcanzaría los 14.5 MVA, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.25 % y 2.50 %. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 11.

Subestación N° 12 Floresta:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 8/10 MVA, 43.8/6.3 KV, de 1972, y tres primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 12-A 297.6 A, 12-B 390.4 A y 12-D 44.16 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 8.15 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de

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cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, presentan problemas de reparaciones y mantenimiento por falta de repuestos, ya que son equipos viejos, en operación desde 1972, con excepción de la cabina de alimentación en 6.3 KV que es nueva. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 está previsto sustituirse el transformador de 8/10 MVA, 46/6.3 KV por un trafo nuevo de 15/20MVA, 46/6.3KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría los 13.6 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 2.75 % y 3.75%. Al 2011 se ha previsto una transferencia de carga del 10 % desde la S/E 24 Carolina y luego hasta el 2021 no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, ya que podría sobrecargarse el trafo existente. 12.

Subestación N° 13 G. Centeno:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego de cabinas nuevos, con cinco primarios, un alimentador expreso del trolebús y 3.0 MVAR en capacitores. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 13-A 317.76 A, 13-B 219.84 A, 13-C 271.68 A, 13-D 80.64 A, 13-E 200.64 A y 13-trole 29.5 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 11.64 MVA, sus primarios son cortos, lo que permite concluir que esta subestación y sus primarios no tienen problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2021 su capacidad instalada es de 20 MVA y alcanzaría los 16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.25% y 3.75%. Durante el período de estudio no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 13.

Subestación N° 15 El Bosque:

Situación al 2010: En el 2009 se instaló un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para reemplazar al existente por daño del LTC, dispone de cinco primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 15-A 349.44 A, 15-B 194.88 A, 15-C 418.56 A, 15-D 294.72 A y 15-E 213.12 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 15.95 MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 15-A tiene

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poca reserva. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje pese a que la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2015 está previsto instalar un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría los 28.2 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varía entre el 3.25 % y 4.25 %. 14.

Subestación N° 16 Río Coca:

Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, con ocho primarios y un alimentador expreso para el trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 3.0 MVAR y otro de 4,5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 16-A 230.4 A, 16-B 341.76 A, 16-C 312 A, 16-D 321.6 A, 16-E 344.64 A, 16-F 355.2 A, 16-G 225.6 A, 16-H 363.84 A y 16-trole 10.8 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 25.94 MVA, sus primarios son cortos, pero el primario 16-B, 16-E, 16-G y 16-H están en el límite de su carga, por lo que no tienen reserva para recibir transferencias de carga de primarios vecinos. La subestación está ubicada dentro del baricentro de carga eléctrica y sus transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, por lo que esta subestación no tiene problemas de sobrecarga, ni sus primarios tienen problemas de regulación de tensión. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos relativamente nuevos, en operación desde 1985. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2014 se ha previsto la transferencia de carga a la nueva S/E 14 Zámbiza, de la zona de servicio entre la Av. El Inca hacia el Norte y la zona conocida como Monteserrín, mediante un circuito primario a 23KV desde la S/E 14 para tomar carga de las redes primarias a 6,3KV existentes, con transformadores de red 23/6.3KV de 500KVA, 750KVA, 1000KVA ó 1500KVA, o el cambio de tensión de las redes en la zona indicada. Al 2021 su capacidad instalada es de 40.0 MVA y alcanzaría 29.7 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3 % y 4 %. Durante el periodo no esta previsto otras transferencias de carga, con lo cual, se dispondrá de una reserva mínima para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su zona de servicio. 15.

Subestación N° 17 Andalucía:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1998, un juego de cabinas nuevos, con seis primarios y un banco de condensadores de 3.0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del

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14/dic/2010 son: 17-A 229.44 A, 17-B 201.6 A, 17-C 317.76 A, 17-D 167.04 A, 17-E 318.72 A y 17-G 184.32 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 15.47 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas, no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1999. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2015 debe transferirse 2.7 MVA de carga a la S/E 15 El Bosque por lo que su demanda sería de 15.6 MVA. Al 2017 debe volverse a transferir 1.7 MVA de carga a la misma S/E 15, por lo que su demanda sería 14.9 MVA, para descargar al trafo existente de 20.0 MVA, por la imposibilidad de aumentar otro trafo en la S/E. Al 2021 su capacidad instalada es de 20.0 MVA y alcanzaría 16.8 MVA de demanda, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que varíe entre el 3.0% y 4.0%. 16.

Subestación N° 18 Cristianía:

Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 138/23 KV, uno de 20/27/33 MVA, de 1997 y otro de 20/27/33 MVA del 2003, con siete primarios y dos bancos, uno de 4.5 MVAR y otro 6.6 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 18-A 163.2 A, 18-B 230.4 A, 18-C 255 A, 18D 189.6 A, 18-E 89.76 A, 18-F 235.2 A y el 18-G 232.32 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 53.06 MVA. Sus primarios son cortos y no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Unos disyuntores de 23 KV presentan problemas de reparaciones y mantenimiento ya que son equipos viejos y con limitaciones en su capacidad de cortocircuito, por lo que se ha procedido a su cambio con equipos nuevos. A diciembre 2010 el FMIK del primario 18-D es 6.2, excediendo el 23.7 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2013 la subestación tendría una demanda de T1=34.5 y T2=34.4 MVA, por lo que, para descargarla se ha previsto la construcción de la S/E 14 Zámbiza para transferir carga a esta subestación y seguir atendiendo el crecimiento de cargas de su área de influencia. Al 2018 la demanda sería T1=35.2 y T2=32.2 MVA y esta vez estaría T1 sobrecargado, mientras que T2 estaría trabajando a su límite de operación, por lo que deberá transferirse carga a la S/E 51 M. Sucre, de 138/23 kV, con lo cual, se descargará a los trafos existentes, lo que permitirá disponer de una reserva adecuada para transferencias de carga y atender el crecimiento de su demanda eléctrica. Al 2021 su demanda sería T1= 29.6 y T2= 29.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.25% y 6.25%. Si no se

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pone en servicio hasta finales del 2013 la S/E 14, entonces al pico de este año existe el grave riesgo de que los trafos de la S/E 18 queden fuera de servicio por sobrecarga. 17.

Subestación N° 19 Cotocollao:

Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores uno 46/23 KV de 20/27/33 MVA, de 1994, con 5 primarios, dos bancos de condensadores de 4,5MVAR cada uno y otro de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, del 2010, con dos primarios a 23 KV; el que tomó la carga del transformador de 15/20 MVA, 46/23 kV, que salió de operación por falla. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 para el trafo 20/27/33MVA, 46/23 kV son: 19-A 155.52 A, 19-B 150.72 A, 19-C 62.4 A, 19E 156 A y 19-G 192.96A. Para el nuevo trafo 20/27/33 MVA, 138/23 son: 19-D 132.48 A y 19-F 147.84 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 40.17 MVA, que incluye la carga de ambos trafos de la S/E. Sus primarios son cortos y con carga normal, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, y la subestación está ubicada cerca del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores y disyuntores de alto voltaje no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. A diciembre 2010 el FMIK y TTIK del primario 19-E es 152 y 101.4, excediendo el 2941% y 914 % de los límites establecidos por el CONELEC; y, del primario 19-D el FMIK fue de 7.1 excediendo el 42.8 % el límite referido, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites que indica el órgano regulador. Situación futura: Al 2017 deberá instalarse un segundo trafo de 138/23 kV, 20/27/33 MVA, ante el riesgo de sobrecarga del trafo existente. AL 2021 la S/E tendría 66.0 MVA en 138/23 kV y 33 MVA en 46/23 kV de capacidad instalada y su demanda sería de 46.3 MVA y 22.3 MVA respectivamente, considerando que la tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0 %. Debido al riesgo ambiental que tiene la actual subestación en fuertes inviernos o por erupción del volcán Guagua Pichincha, se recomienda adquirir el terreno colindante del IESS, en un área aproximada de 10 mil m2, para construir la Nueva S/E y tener la posibilidad de reubicar la actual subestación en el caso del colapso de la S/E existente, por una avalancha de lodo y piedras que impactarían los equipos de la S/E, que bajarían por la quebrada donde está ubicada la subestación existente . 18.

Subestación No. 1 Olímpico:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, del 2006, con cinco primarios y un banco de condensador de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes para el transformador de 15/20 MVA a las 19h30 según las lecturas del 14/dic/2010 son: 1-A 324.48 A, 1-B 237.12 A, 1-C 259.2 A, 1-D 273.6 A y 1-E 301.44 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14,92 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la subestación está

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ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2018 está previsto instalar un nuevo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, por sobrecarga del transformador existente y falta de reserva en MVA para recibir transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 alcanzaría los 21.1 MVA en 6,3KV y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0% y 4.0%. Durante el período no se ha considerado transferencias de carga definitivas de primarios vecinos. 19.

Subestación No. 24 Carolina:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1985, seis primarios, un banco de condensadores de 3.2 MVAR y un alimentador expreso para el trolebús. Según las lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes a las 19h30 del pico de la S/E, son: 24-A 247,68 A, 24-B 336.96 A, 24-C 203.52 A, 24-D 280.32 A, 24-E 277.44 A, 24-F 176.64 A y 24-trole 20.21 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.57 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación está cerca al límite de su capacidad instalada y tiene el riesgo de sobrecarga, repitiéndose lo del 2003 por lo que fue transferida parte de su carga a la S/E 28 Iñaquito, para evitar su sobrecarga, sin embargo, no tiene problemas de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1985. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda máxima sería 19.6 MVA y estaría al límite de operación con peligro de sobrecarga, y se ha previsto transferir aproximadamente 3.9 MVA a la subestación 28 Iñaquito. Al 2016 su demanda llegaría otra vez a 19.2 MVA por lo que se debe instalar un segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para resolver el problema de sobrecarga y falta de reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.0 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.0% y 4.5%, y no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 20.

Subestación No. 53 P. Guerrero:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1995, 5 primarios y un alimentador expreso para el trolebús, un banco de condensadores de 3,0 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las

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lecturas del 14/dic/2010, al pico de la S/E son: 53-B 239.04 A, 53-C 249.6 A, 53-D 237.12 A, 53-E 236,8 A, 53-F 335.07 A y 53-trole 21,69 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 12.62 MVA, sus primarios son cortos y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1995. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2018 su demanda máxima sería 19.1 MVA y estaría al límite de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 21.5 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual del 4.0%. Durante el período no se ha previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva en su capacidad instalada. 21.

Subestación No. 28 Iñaquito:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, de 1996, un banco de condensadores de 3.0 MVAR y cuatro primarios. Según las lecturas del 14/dic/2010 las cargas coincidentes a las 19h30 del pico de la S/E, son: 28-A 332.16 A, 28-B 299.52 A, 28-C 336 A y 28-D 333.12 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 14.19 MVA, sus primarios son cortos y con alta carga el A, C y D. La subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1996. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2012 está previsto instalarse un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 KV, para recibir la transferencia de carga de la S/E 24 Carolina y disponer de reserva en MVA para recibir otras transferencias de subestaciones vecinas. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 23.6 MVA y 40.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.5% y 4.5%. 22.

Subestación No. 37 Santa Rosa:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas

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coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 37-A 120.96 A, 37B 88.8 A, 37-C 104.16 A y 37-D 125.76 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 17.55 MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde 1978. A diciembre 2010 el FMIK del primario 37-A es 6.2, excediendo el 3.4 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzaría los 20.8 MVA, por lo que, se ha previsto la instalación de un transformador nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, en reemplazo del existente de 15/20 MVA, para resolver su problema de sobrecarga y la falta de reserva para atender el crecimiento de la demanda de su área de servicio y disponer de reserva para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Al 2018 el trafo de 33 MVA estaría al límite de su capacidad instalada, por lo que se ha previsto la instalación de un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 46/6.3 KV, para descargar al existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 32.0 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 4.25% y 5.25%. 23.

Subestación No. 21 Epiclachima:

Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 20/27/33, 46/23 kV, instalados en el 2006 y en el 2010 respectivamente, con seis primarios y un expreso del Trolebús, dos bancos de condensadores, uno de 4.08 MVAR y otro de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 21-A 209.28 A, 21-B 213.6 A, 21-C 141.6 A, 21-D 167.68 A, 21-E 208.32 A, 21F 152.64 A y 21-trole 6.7 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 43.6 MVA, sus primarios son cortos y con carga alta, lo que permite concluir que en esta subestación debe monitorearse la carga de los primarios con alta carga y reconfigurarse los mismos, sin embargo los primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, aunque son equipos viejos, en operación desde 1977. A diciembre 2010 el FMIK de los primarios 21-B y 21-D fue 6.2 y 5.2, excediendo el 23.5 % y 3.3 % respectivamente del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2012 está previsto transferirse 1 MVA de la carga del primario 21-D a la S/E 23 Conocoto. Al 2021 los transformadores T1 y T2 tendrán una

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capacidad instalada de 33 MVA cada uno y una demanda de 30.8 y 31.7 respectivamente considerando que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.75% y 4.75%. 24.

Subestación No. 27 San Rafael-23:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994, cinco primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.5 MVAR y otro de 3.0 MVAR, además, al primario 27-C de esta subestación está conectada la generación de la C.H.Chillos. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 27-A 183.84 A, 27-B 72.96 A, 27-C 115.68 A, 27-D 76.32 A y 27-F 100.32 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 24,3 MVA, sus primarios en longitud son normales y con carga alta el 27-A, lo que permite concluir que esta subestación tiene suficiente reserva; sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: En los años 2011 y 2012 se ha previsto transferencias de carga de los primarios 27- B y 27-F a la S/E S/E 23 Conocoto. Al 2013, la carga restante de la S/E 27 San Rafael debe transferirse a primarios de la S/E 26 Alangasí, con lo cual, se descargaría la carga de los trafos de 138/46 kV de la S/E Santa Rosa y de las líneas a 46 kV que lo alimentan, las mismas que en adelante solo alimentarían la carga de la S/E 55 Sangolquí. Desde el pico del 2013 en adelante la S/E 27 San Rafael estaría con 0.0 MVA de carga. 25.

Subestación No. 55 Sangolquí:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, 5 primarios a 23 KV, 1 banco de condensadores de 4,5 MVAR y adicionalmente se dispone de un seccionamiento a nivel de 46 kV para alimentar a la S/E Enkador de 46/13.2 kV, 6.25 MVA. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 55-A 166.08 A, 55-B 76.32 A, 55-C 72.48 A, 55-D 148 A y 55-E 20 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 19,13 MVA, al límite de su capacidad nominal, sus primarios son cortos y con carga media, sin problemas de regulación de tensión, porque el transformador tiene cambiador de taps tipo LTC. Sus equipos son nuevos, excepto el trafo, sin problemas de mantenimiento, ya que están en operación desde 1996. A diciembre 2010 el FMIK del primario 55-A fue de 6.3, excediendo el 5.2 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011 su demanda proyectada alcanzará los 21 MVA y estaría sobrecargada, por lo que, se ha previsto la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV en reemplazo del existente de 15/20 MVA, 46/23 kV; con lo

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que se dispondría de reserva suficiente en MVA de la S/E para poder recibir transferencias temporales de carga y atender el crecimiento de sus cargas eléctricas. Al 2020 su demanda proyectada alcanzará los 31.8 MVA y estaría otra vez al límite de los 33 MVA de su capacidad instalada, por lo que a este año se ha planificado la puesta en servicio de la S/E a 138/23 kV, mediante la adquisición e instalación de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, y 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, alimentándola desde la línea 138 kV S/E Sta. Rosa – S/E El Inga de la EPMASQ, descargándole un 70% al trafo existente de 46/23 kV. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 31.9 MVA, por lo que se ha planificado la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para tomar el 30% de la carga restante del trafo de 46/23 kV y dejarlo fuera de servicio, aumentando su reserva en MVA. Se considera que, durante el período su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 4.5% y 5.5%. 26.

Subestación No. 34 Machachi:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1978, y cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 34-A 156.4 A, 34-B 119.8 A, 34-C 137.6 A y 34-D 34.6 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.5 MVA, sus primarios son largos y con carga alta, lo que permite concluir que esta subestación tiene poca reserva; la subestación no tiene problemas de regulación de voltaje, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, aunque la misma está ubicada fuera del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformadores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978. A diciembre 2010 el FMIK del primario 34-A fue de 9.5, excediendo el 58.7 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2014 su demanda alcanzaría los 19.9 MVA y existe el riesgo de sobrecarga de la subestación, por lo que, y en vista de que la L/T que lo alimenta es de 138 kV, se ha planificado a este año la puesta en servicio de la S/E a 138/23kV, mediante la adquisición e instalación de un trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV y 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, para sustituir al trafo de 15/20 MVA, 46/23 kV, existente y aumentar su reserva en MVA. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 24.9 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.75 % y 4.0 %. Durante el período no está previsto transferencias de carga definitivas de subestaciones vecinas, que puedan comprometer la reserva de su capacidad instalada. 27.

Subestación No. 36 Tumbaco:

Situación al 2010: Al 2010 dispone de un transformador T1 de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, de 1994 y otro T2 de 15/20 MVA, 46/23 KV, proveniente de la subestación Epiclachima, posee seis primarios y dos bancos de condensadores, uno de 4.8 MVAR y otro de 3.75 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 36-A 247.2, 36-B 117.6 A, 36-C 121.92 A, 36-D 172.8 A, 36-E

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190.08 A y 36-F 264.48 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 43.54 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga media, excepto el 36-A y el 36-F, que su carga es alta, lo que permite concluir que la L/T a 46 kV que lo alimenta está en riesgo de sobrecarga, pero sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos en buen estado, en operación desde 1978 y el transformador de 33 MVA desde 1995. A diciembre 2010 el FMIK del primario 36-C fue de 6.1, excediendo el 0.9 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC. Situación futura: Al 2011, la carga del T1 sería 30.3 MVA y T2= 16.1 MVA, con posible sobrecarga del transformador T1 y adicionalmente existe el riesgo de sobrecarga de la línea de alimentación a 46 KV, por lo que a este año se ha previsto transferir aproximadamente 12.25 MVA de carga del T1 a la S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23 y a la S/E 31 Tababela de 138/23 KV; también se ha previsto transferir 11.43 MVA del transformador T2 a la nueva S/E 29 Cumbayá 46/23 kV. Al 2013 se ha previsto transferir toda la carga restante del transformador T2 (20 MVA) a la S/E 29 Cumbayá 46/23 kV. Al 2018 se ha previsto transferir el 100% de la carga restante de los transformadores de la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kV, a la nueva S/E 36 Tumbaco, 138/23 kV, inicialmente con un trafo de 20/27/33 MVA, alimentada desde la L/T 138 kV, S/E INGA – S/E Vicentina de Transelectric, por lo que, a partir de este año quedaría fuera de servicio la S/E 36 Tumbaco, 46/23 kV, con lo cual, se habría logrado descargar a los trafos de 138/46 kV, de la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina. Al 2021 la demanda proyectada de la S/E 36 Tumbaco, 138/23 kV, alcanzaría los 16.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y 6.5 %. 28.

Subestación No. 58 Quinche:

Situación al 2010: Dispone de un transformador de 15/20 MVA, 46/23 KV, de 1977, cuatro primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 58-A 129.6 A, 58B 45.76 A, 58-C 95.36 A y 58-D 181.76 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 17,78 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga media, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de sobrecargas, ni de regulación de voltaje sus primarios, ya que el transformador dispone de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores, reconectadores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde 1998, sin embargo, la L/T a 46 kV de su alimentación cruza el sur del Nuevo Aeropuerto de Quito, por lo que se retirará la misma y deberá dejarse fuera de servicio esta S/E, transfiriéndose en principio el 100% de su carga a la S/E 31 Tababela, 138/23 kV y a la S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23 kV. La calidad del servicio técnico de esta

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subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 se transferirá aproximadamente el 50% de su carga a los circuitos primarios de las nuevas S/E 31 Tababela de 138/23 KV y S/E 33 Nuevo Aeropuerto 46/23. Al 2014 está previsto ponerse en servicio la nueva S/E 58 El Quinche 138/23 KV, ubicada aproximadamente a 7.0 km al norte de su ubicación actual y a 3.0 Km al Nor - Occidente del parque de la Parroquia de su mismo nombre, dentro de su nuevo baricentro de carga eléctrica, mediante la instalación de un trafo de 138/23 KV, 20/27/33 MVA, con una carga aproximada de 15.3 MVA. Al 2021 su carga alcanzaría los 22.2 MVA y 33.0 MVA de capacidad instalada, considerando durante el período una tasa de crecimiento promedio anual 5.50%, sin transferencias adicionales de carga definitivas de subestaciones vecinas. 29.

Subestación No. 57 Pomasqui:

Situación al 2010: Dispone de 2 transformadores de 138/23 KV, T1 de 20/27/33 MVA, de 1996 y T2 de 20/27/33 MVA, del 2007; con 7 primarios y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 57-A 246.24 A, 57-B 213.12 A, 57-C 183.84 A, 57-D 178.56 A, 57-E 34.08 A, 57-F 137.28 y 57-G 143.52. Al primario 57-D se interconecta la generación de la C. H. Equinoccial de 2.9 MW y al 59-E está interconectado la generación de la C.H. Perlabí de 2.7 MW. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 45.08 MVA, sus primarios 57-A y 57-B tienen carga alta, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos de la S/E como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos relativamente nuevos. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es buena, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2014 la carga del T1 seria 29.4 MVA corriendo el riesgo de sobrecargarse y se ha previsto la transferencia de carga en aproximadamente 8 MVA a la S/E 22 San Antonio de 138/23 kV. Al 2016 el transformador T2 estaría sobrecargado por lo que se prevé una transferencia de carga al transformador T1 vecino. Al 2018 los dos transformadores de la S/E 57 estarían en riesgo de sobrecarga por lo que se transferirá aproximadamente 3,80 MVA de cada trafo a la S/E 14 Zámbiza. Al 2020, se ha previsto instalar un tercer transformador T3 de 20/27/33 MVA en la subestación debido a problemas de sobrecargas de los dos transformadores existentes, para descargarlos y porque no existe reserva en subestaciones vecinas. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 64.1 MVA y 99.0 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 5.5 % y 6.5 %. 30.

Subestación No. 59 E. Espejo:

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Situación al 2010: Dispone de dos transformadores de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, de 1998 y del 2007, cuatro primarios y un alimentador expreso para el trolebús 59E y dos bancos de condensadores de 4.5 MVAR cada uno. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 59-A 193.92 A, 59-B 192.48 A, 59-C 235.68A y 59-D 134.4 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es 31.36 MVA, sus troncales primarios tienen longitudes < 20 Km, con carga alta el primario 59-C, media los primarios 59-A y 59-B, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos como: transformador, disyuntores y cabinas no presentan problemas de reparaciones y mantenimiento, ya que son equipos nuevos, en operación desde el 2000. A diciembre 2010 el FMIK del primario 59-B fue de 7.1, excediendo el 41.2 % del límite establecido por el CONELEC, sin embargo, la calidad del servicio técnico de esta subestación y del resto de primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites regulados por el CONELEC Situación futura: Al 2011 debe recibir una carga de 2.4 MVA de la nueva estación de bombeo “El Corazón” de Petrocomercial. Al 2014 alimentaría una parte de la carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E incidiría en un incremento de 6.0 MVA de su demanda máxima. Al 2021 su demanda alcanzaría los 59.3 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 4.25% y 5.25 %. Durante el período no se ha considerado transferencias adicionales de carga definitivas a subestaciones vecinas. Primario HCJB - Baeza-Quijos (Futura S/E 42 Baeza): Situación al 2010: La carga de este primario en el pico es de 3.0 MVA, pero su longitud es mayor a los 50 Km, que es la causa de problemas de bajos voltajes, aunque el circuito primario fue remodelado y cambiado de calibre de conductor. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2012, la carga de este primario se alimentaría desde la S/E Móvil, 138/23 kV, 20/25 MVA. En este año desde esta S/E se atendería 6.0 MVA de carga de los equipos eléctricos utilizados para la construcción de la C.H. Los Quijos. AL 2015 la carga de la S/E Móvil se transferiría a la S/E Baeza de 138/22.8KV, 20/27/33 MVA, resolviendo de una manera definitiva los problemas de bajos voltajes y la insuficiencia del suministro de energía para atender toda su demanda eléctrica, por lo que, en condiciones normales la generación de energía de la C.H. Ecoluz (HCJB), estaría conectada a uno de los primarios de esta S/E. 31.

Subestación No. 49 Los Bancos:

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Situación al 2010: Dispone de un transformador de 46/13.2 KV, 8/10 MVA, de 1972, actualmente cuenta con cuatro primarios. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 49-A 59.84 A, 49-B 28.8 A, 49-C 99.52 A, 49-D 28.16 A. El ingreso desde el 2002 de esta subestación a permitido mejorar la calidad del servicio en los cantones: San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 5.39 MVA, lo que permitirá atender el crecimiento de la carga eléctrica por muchos años, sin problemas. La calidad del servicio técnico sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos, sin embargo, la L/T a 46 kV que lo alimenta presenta un FMIK y un TTIK muy superior a los límites referidos, por lo que, se está construyendo una nueva L/T a 69 kV, de alimentación a la S/E para resolver dicho problema. Situación futura: Al 2012 se ha previsto por medio de la Dirección de Subtransmisión poner en servicio la S/E 50 Los Bancos 69/23/13.8 kV, 12/16 MVA, la misma que servirá para abastecer la zona de San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y parte de Puerto Quito, de la Provincia de Pichincha, y cuando existan desconexiones por cortocircuitos de esta línea o derrumbes de sus torres en lluvias, alimentar las cargas indicadas desde la actual S/E de 46/13.8 kV. Al 2021 su demanda proyectada alcanzaría los 7.7 MVA, y se tendría 12/16 MVA de capacidad instalada en 69/23/13.8 kV y 8/10 MVA en 46/6.3 kV, con una tasa de crecimiento promedio anual que variaría entre el 3.0 % y 4.0%. 32.

Subestación No. 23 Conocoto:

Situación al 2010: Esta subestación se puso en servicio en febrero 2010. Dispone de un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con dos primarios y un banco de condensadores de 4.5 MVAR. Sus cargas coincidentes a las 19h30, según las lecturas del 14/dic/2010 son: 23-B 205.83 A y 23-C 140.67 A. La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.78 MVA, lo que permite concluir que esta subestación no tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque la S/E no está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. La calidad del servicio técnico de esta subestación y sus primarios es aceptable, ya que el FMIK y el TTIK están dentro de los límites permitidos. Situación futura: Al 2011 se ha previsto reciba 2.67 MVA de la S/E 27. Al 2012 se prevé otras transferencias de cargas desde la S/E 27 y de la S/E 21. Al 2015 está previsto instalarse un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 39.2 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, considerando que, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.45 % y 5.75 %. 33.

Subestación No. 31 Tababela:

Situación al 2010: No existe.

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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 -

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Terciario en 23 KV y el 40 % de la carga del primario 7-B, con el fin de descargar al sistema de 46KV que alimenta a las subestaciones No. 3 y No. 7. Al 2014 alimentaría 30 MVA de carga del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en un incremento de 12.0 MVA de demanda máxima. Al 2018 se ha previsto ponerse en servicio un segundo trafo de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, para descargar al trafo existente y aumentar la reserva de su capacidad instalada. Al 2021 su demanda sería 33.6 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 3.25 % y 3.5%. 37.

Subestación No. 14 Zámbiza:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2013 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 16.7 MVA, que permitirá descargar a la S/E 18 Cristianía, mediante transferencias de carga de: 30% del 18-B, 30% del 18-D, 30% del 18-G y 70% del 18-F, por el riesgo de sobrecarga de la S/E 18 de sus dos transformadores. Al 2014 se transferirá carga desde la S/E 16 Rio Coca de 40 MVA, 46/6.3 kV, de la siguiente manera: 60% del 16E, 50% del 16-F y 50% del 16-G, para incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA en su grupo de subestaciones. Al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, ya que su demanda alcanzaría los 47.6 MVA por transferencias de carga de primarios desde las subestaciones: S/E 18 Cristianía y S/E 57 Pomasqui, que deben hacerse para descargar a dichas subestaciones ante el riesgo de sobrecarga de sus transformadores de 33 MVA, 138/23 kV, y aumentar la reserva en MVA. Al 2021 su demanda sería 38.9 MVA y 66.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo la tasa de crecimiento variaría entre 4.75% y 5.75 %. 38.

Subestación 42 Móvil (S/E 42 Baeza)

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2012 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E Móvil, en Papallacta, con un transformador de 20/25 MVA, 138/23 kV, para alimentar la carga de la C.H. Quijos. Al 2015 se ha previsto la puesta en servicio de la S/E 42 Baeza, con un transformador de 138/23 kV, 20/27/33 MVA, para tomar la carga del primario HCJB – Baeza y resolver su falta de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de Quijos, Baeza, El Chaco. Al 2021 su demanda llegaría a 24.7 MVA y 33 MVA de capacidad instalada, con una tasa de crecimiento del 3.0% durante el periodo. 39. Subestación No. 29 Cumbayá (46/23 kV) / Subestación No. 35 Cumbayá (138/23 kV): Situación al 2010: No existe.

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Situación futura: En marzo del 2011 se la puso en servicio con un transformador nuevo de 20/27/33 MVA, 46/23 KV, instalado provisionalmente en el patio de 46 kV de la S/E 80 Cumbayá, con una carga aproximada de 17.33 MVA, la cual permitió descargar al trafo de 15/20 MVA de la S/E 36 Tumbaco y a la L/T a 46 kV que lo alimenta; al 2015 está previsto la puesta en servicio de la subestación No. 35 Cumbayá, 138/23 KV, con un transformador de 20/27/33 MVA, en el terreno junto a la tribuna del estadio de fútbol del Complejo Deportivo de EEQ en Cumbayá, al Sur, con una carga de 20.6 MVA, para evitar el riesgo de colapso de los puntos de transferencia de carga del sistema de 138 kV a 46 kV, en la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina, para lo cual debe transferirse el 100% de la carga del trafo de 33 MVA, 46/23 kV instalado provisionalmente. Al 2017 la S/E 35 Cumbayá 138/23 kV, recibe un 50 % de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23, por lo que es necesario incrementar su capacidad instalada con un nuevo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV. Al 2021 su demanda sería 35.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual es de 5.75 %. 40.

Subestación No. 22 San Antonio:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 18.9 MVA, para descargar a las S/E 57 y S/E 19 por el riesgo de sobrecarga de sus transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su grupo de subestaciones; adicionalmente se alimentarían las cargas del parque industrial Calacalí (aproximadamente 10 MW) y de la planta de depuración de aguas servidas de San Antonio de Pichincha y parroquias aledañas (aproximadamente 15 MW). Al 2021 para cubrir el crecimiento de demanda de la zona se prevé la puesta en funcionamiento de un segundo transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kV. Durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual es del 5.5%. 41.

Subestación No. 19 Cotocollao Nueva :

Situación al 2010: Se la puso en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV y 2 circuitos primarios, para tomar la carga del trafo de 15/20 MVA, 46/23 kV, que salió de operación por falla. Situación futura: Al 2011 está previsto que reciba más carga del trafo de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, mediante la transferencia del 20% de su carga. Al 2012 se construiría un nuevo primario para alimentar las cargas del Parque Industrial Calacalí. Al 2014 desde esta subestación se alimentaría con un circuito primario expreso parte de la carga (15 MVA) del Metro de Quito, carga que a nivel de la S/E incidiría en 6.0 MVA de incremento de su demanda máxima. Al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para descargar nuevamente a la subestación No 19 Cotocollao 46/23 kV, por sobrecarga, mediante la transferencia del 35 % de su carga, con lo cual su demanda sería de 44.1 MVA y se dispondría de reserva en MVA para seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia. Al 2021 su demanda sería 42.5 MVA y 66.0 MVA su

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capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual variaría entre el 5.0 % y 6.0%. 42.

Subestación No. 25 Vicentina:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2014 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, para alimentar una carga aproximada de 30 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA. Al 2021 su demanda sería de 14.7 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento promedio anual estaría entre el 3 y 3.5 %. 43.

Subestación No. 51 Aeropuerto Mariscal Sucre:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2018 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 25.3 MVA, para alimentar la carga del Metro de Quito, en vez de la que estaría alimentando la S/E 19, descargar a las S/E 18 y S/E 14 por el riesgo de sobrecarga de sus transformadores e incrementar la reserva de capacidad instalada en MVA de su zona de influencia; Al 2021 su demanda sería 28.6 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es de 5.25 %. 44.

Subestación No. 42 Baeza:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, con una carga de 20.7 MVA, para descargar a la S/E Móvil; Al 2021 su demanda sería 25.5 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento es del 3 %. 45.

Subestación No. 44 Selva Alegre:

Situación al 2010: No existe. Situación futura: Al 2015 está previsto su puesta en servicio con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por adquirirse, para alimentar una carga de 30.0 MVA del Metro de Quito, mediante dos circuitos primarios expresos, carga que a nivel de la S/E incidiría en una demanda máxima de 12.0 MVA y atender posibles transferencias de carga de subestaciones vecinas de su área de influencia. Al 2021 su demanda sería 13.5 MVA y 33.0 MVA su capacidad instalada, durante el periodo su tasa de crecimiento estaría entre el 3.0 % y el 3.5%. 3.2.2 Pronóstico y equipamiento de subestaciones

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En el anexo 1 se presentan los resultados del pronóstico de carga por subestaciones para el escenario de demanda máxima y su equipamiento para los próximos 10 años, la que considera, las transferencias de carga entre subestaciones, por el ingreso de nuevas subestaciones o el incremento de la capacidad de las existentes y el ingreso de cargas especiales consideradas grandes que están fuera de tasa de crecimiento normal de cada subestación. 3.3

RESULTADOS ANUALES DE LOS FLUJOS DE CARGA

Los estudios eléctricos de flujos de potencia y cortocircuitos tienen como fin definir el dimensionamiento de los elementos del sistema para las máximas solicitaciones de carga y tipo de falla respectivamente e identificar las eventuales deficiencias técnicas en términos de confiabilidad, cargabilidad, pérdidas, niveles de voltaje, factor de potencia, etc, que conducirán a la formulación de recomendaciones para superar las limitaciones o deficiencias observadas, en base a las cuales se formularán los proyectos principalmente de las líneas de alto voltaje, subestaciones de transferencia 230/138 kV, 138/46 kV y de seccionamiento del plan de expansión a 10 años. La metodología adoptada es la correspondiente a la modelación del sistema eléctrico de potencia para la demanda máxima anual al año horizonte del plan de expansión, con el software técnico denominado PSS/E, por lo cual las cargas eléctricas anuales de las subestaciones de distribución que se ingresan a su base de datos son las coincidentes con dicha condición; los aportes de generación de las centrales propias tanto hidráulicas como térmicas se determinan en base a las estadísticas de producción y potencia de generación de cada una ellas, obteniéndose el valor más probable de aporte de generación que cada una entregará al sistema eléctrico en los próximos años. El aporte de los autoproductores conectados a nuestro sistema eléctrico es mínimo y se asumen igual a sus potencias efectivas de generación. La diferencia del suministro de energía y potencia para cubrir la demanda máxima de nuestro sistema eléctrico se considera lo cubre el Sistema Nacional Interconectado, en base a la generación hidráulica y térmica del resto de centrales eléctricas disponibles en el país y la interconexión con el Sistema Eléctrico Colombiano. En el software PSS/E para los estudios de flujos de potencia se considera a la barra Santa Rosa SNT – 230 kV como barra de referencia con magnitudes en voltaje de 0.995 P.U. y 0˚ grados. Los flujos de potencia mencionados son efectuados bajo consideraciones de operación normal del sistema EEQ, complementados mediante análisis de contingencias, lo cual permite determinar el impacto que sufre el sistema debido a la restricción operativa de un elemento del sistema, de tal forma de verificar si la capacidad nominal de los equipos de transformación o transmisión han sido superados y definir la existencia o no de puntos débiles y su solución. De los flujos de potencia y el análisis de contingencia se pueden determinar en condiciones normales y de contingencias la situación de las barras del Sistema Eléctrico Quito (SEQ), cuyos resultados se comparan con los valores límites establecidos en la Regulación No. CONELEC 004/02, Transacciones de potencia

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reactiva en el MEM, Oficio No. DE-09-1006 del 14 de mayo de 2009, que se indican a continuación: Voltaje nominal [kV] 230 138 69, 46 y 34.5

Límites de voltajes Máximo p.u. Mínimo p.u. 1.07 0.95 1.05 0.93 1.03 0.97

Los límites indicados corresponden a los niveles de voltaje del SNT y puntos de conexión con las Empresas Eléctricas Distribuidoras, para la EEQ estos rangos aplican en los puntos de entrega del SNT como Santa Rosa 138kV y 46 kV, Vicentina 138 kV y 46 kV y Pomasqui 138 kV. Para el caso de los límites de voltaje de los sistemas de distribución, se consideran los valores indicados en el punto 2.1 niveles de voltaje, 2.1.3 límites, de la Regulación No. CONELEC 004/01, que se indican a continuación. Niveles de voltaje Alto V > 40kV Medio 0.6 kV 50,0 Km). Plazo 2015. 4.2.1.31 Subestación 3 La Magdalena.- Reubicación de la S/E 3 Barrionuevo, 46/6.3 kV, a su centro de carga, Av. T.H.Ortiz e Iturralde, para lo cual se requiere la adquisición e instalación de un transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 2 posiciones a 46 kV con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios, para mejorar la calidad del servicio técnico y reducir las pérdidas técnicas de algunos de sus primarios. Plazo 2015. 4.2.1.32 Subestación 44 Selva Alegre.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 1 posición con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de alimentar parte de la carga del proyecto Metro de Quito, mediante transferencias de carga a la nueva subestación y también disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de carga de sus área de influencia y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2015 4.2.1.33 Subestación 15 El Bosque.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 1 posición a 46 kV con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 6.3 kV, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2015. 4.2.1.34 Subestación 14 Zámbiza.- Adquisición e instalación de una posición con disyuntor a 138kV, completa, con transformadores de corriente, seccionadores, pararrayos, tableros de control, protección y demás equipos y materiales asociados, para la protección de la L/T 138 kV a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2016. 4.2.1.35 Subestación 58 El Quinche.- Adquisición e instalación de dos posiciones con disyuntor a 138kV, completa, para la protección de la L/T 138 kV a la S/E Quinche, con el fin de cerrar el anillo S/E Inga_T - S/E Tababela - S/E Quinche - S/E Zámbiza - S/E Pomasqui_T. Plazo 2016. 4.2.1.36 Subestación 08 La Marín.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución del transformador existente de 8/10 MVA, 46/6.3kV, por uno de 15/20MVA, 46/6.3kV, 1 juego cabinas metal-clad, con disyuntores 6.3 kV, para alimentación de barra, 5 salidas primarias y 1 protección de BC y

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un banco de capacitares de 3.0 MVAR, para ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2016. 4.2.1.37 Subestación 24 Carolina.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, 2 interruptores tripolares 46 kV, 1 juego de cabinas metal clad a 6.3 kV, y 4 salidas primarias, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente y seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia. Plazo 2016. 4.2.1.38 Subestación Vicentina -T.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 60/80/100 MVA, 138/46 kV, en reemplazo del trafo existente de 48 MVA, y que sirva de respaldo frente a fallas simultáneas en las líneas de transmisión de 138 kV Sta. Rosa - Eugenio Espejo y Sta. Rosa – S. Alegre, adicionalmente para seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia. Plazo 2016. 4.2.1.39 Subestación 35 Cumbayá 138/23 kV.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición condisyuntor 138 kV, completa, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kV, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2017. 4.2.1.40 Subestación 06 Escuela Sucre.- Ampliación de la S/E mediante la sustitución del transformador existente de 6.25 MVA, 46/6.3kV, por uno de 8/10 MVA, 46/6.3kV, para ampliar su capacidad instalada, resolver el problema de sobrecarga del trafo existente, la falta de reserva para atender nuevas cargas y recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2017. 4.2.1.41 Subestación 05 Chilibulo 138/23 kV.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, completa, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, tomar el resto de carga de la S/E 36 Tumbaco 46/23 kV, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada

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para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2018. 4.2.1.42 Subestación 53 Pérez Guerrero.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2018. 4.2.1.43 Subestación 01 Olímpico.- Ampliación de la S/E mediante la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, y por adquirirse, un seccionador tripolar a 46kV, 1 juego de cabinas metal clad con disyuntor a 6.3kV, completas, con tablero de protección, control y medición, accesorios y materiales complementarios, un banco de capacitores de 3,0 MVAR, 6.3 kV, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2018. 4.2.1.44 Subestación 04 Chimbacalle.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 12/16/20 MVA, 46/6.3 kV, 1 juego de cabinas metal clad, con disyuntor a 6.3 kV, 2500 A, para la alimentación de barra, disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2018. 4.2.1.45 Subestación 14 Zámbiza.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas Plazo 2018. 4.2.1.46 Subestación 26 Alangasí.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de

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influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2018. 4.2.1.47 Subestación 19 Cotocollao Nueva.- Ampliación de la S/E de distribución mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, completa, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias; un banco de capacitores de 4.5 MVAR, completo; tableros de protección, control y medición, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza y de control, etc., con el fin de descargar al trafo existente, disponer de reserva en MVA para recibir carga por transferencias de subestaciones vecinas y seguir atendiendo el crecimiento de las cargas de su área de influencia. Plazo 2018. 4.2.1.48 Subestación 36 Nueva Tumbaco 138/23 kV, construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar completamente al T1 de la S/E No. 36 Tumbaco, 46/23kV y el sistema de 46 kV que lo alimenta, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2018. 4.2.1.49 Subestación 51 Aeropuerto Viejo.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 18 Cristianía 138/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2018. 4.2.1.50 Subestación 37 Sta. Rosa.- Ampliación de la S/E mediante la adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 46/23 kV, 1 posición a 46 kV con disyuntor, completa, 1 juego de cabinas tipo metal clad, con 1 disyuntor a 23 kV, 2500A de alimentación de barra y 4 disyuntores 1200 A, para salidas primarias, completa, con tablero de protección, control y medición, un banco de capacitores de 3.0 MVAR, completo, accesorios y materiales complementarios. Con el fin de descargar a trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de carga de

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su área de influencia y tener una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2018 4.2.1.51 Subestación 55 Nueva Sangolquí.- construcción de la nueva subestación mediante la adquisición e instalación de 3 posiciones con disyuntor a 138 kV, completas, un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control. Con el fin de descargar a la S/E 55 Sangolqui 46/23kV, mediante transferencias de carga a la nueva subestación, disponer de reserva adecuada para seguir atendiendo el crecimiento de su carga y recibir transferencias de carga de subestaciones vecinas. Plazo 2020. 4.2.1.52 Subestación 57 Pomasqui.- Adquisición e instalación de un tercer transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2020. 4.2.1.53 Subestación 55 Nueva Sangolquí.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2021. 4.2.1.54 Subestación 22 San Antonio.- Adquisición e instalación de un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23kV, 1 posición con disyuntor 138 kV, con tablero de protección, control y medición, 1 juego de celdas modulares aisladas, 24 kV, completa, con disyuntores 1200 A, 25 kA, TC; 1 para la alimentación de barra, 4 de salidas primarias, un banco de capacitores de 4.5 MVAR, 22.8 kV, completo, tableros de control, pararrayos, barras, aisladores, accesorios, materiales para puesta a tierra, cables de fuerza, cables de control, para descargar al trafo existente, seguir atendiendo el crecimiento de la carga de su área de influencia y disponer de una reserva adecuada para recibir transferencias de carga de primarios vecinos de otras subestaciones. Plazo 2021.

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Varias Subestaciones.- adquisición e instalación de relés, bancos de baterías, cargadores de baterías, bancos de capacitores, conductores, equipos de calidad de energía, adquisición e instalación de equipos de comunicación y fibra óptica, obras civiles, disyuntores, seccionadores, etc., para mejorar la operación, control, protección y medición de las subestaciones, etc. Plazo anual en el periodo 2011 – 2021.

4.2.1.55

4.2.2 Obras a ser financiadas por EEQ en líneas 2011 - 2021: Varias Líneas de Subtransmisión (S/T) a 46kV, Cambios de conductor, obras civiles para mejorar la seguridad de las estructuras, cambios de ruta de ciertos tramos de líneas, para evitar afectación a terceros, mejorar su seguridad ó ampliar su capacidad, reubicación de torres, etc., presupuestadas anualmente por el Dpto. de Mantenimiento L/T y S/E y por el Dpto. de Ingeniería Civil. Plazo anual en el periodo 20112021. 4.2.2.2 Soterramiento líneas de alto voltaje (S/T) a 46kV, Cambio de la red aérea de 46 kV por red subterránea en las zonas definidas en el Proyecto Soterramiento de redes Zona “A”. Plazo anual en el periodo 2011-2015. 4.2.2.3 L/T 138 kV, S/E El Tablón EPMAPS -Q a S/E 31 Tababela, Construcción de la L/T a 138 kV en una longitud aproximada de 14.0 Km, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación No. 31 Tababela. Plazo 2011. 4.2.2.4 L/T 46 kV Deriv. a S/E 33 Nuevo Aeropuerto, construcción de la derivación a 46 kV, simple circuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una longitud aproximada de 1 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la S/E Nuevo Aeropuerto. Plazo 2011. 4.2.2.5 LT 46 kV, C.H Papallacta – Pifo, Compra de la línea de 46 kV, 1C, de propiedad de la HCJB, en una longitud aproximada de 23 Km. Plazo 2012. 4.2.2.6 LT 138 kV, S/E S. Rosa - S/E El Inga-T, Compra de la línea de 138 kV, 1C, de propiedad de la Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento de Quito EPMAPS en una longitud aproximada de 24 Km. Plazo 2012. 4.2.2.7 L/T 138 kV, S/E Inga-Transel a S/E El Tablón-EPMASQ (Tablón), Construcción de la L/T a 138 kV, doble circuito, en una longitud aproximada de 8.0 Km., con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para independizar la alimentación a la nueva S/E 31 Tababela de la L/T 138 kV, de EPMAAS-Q, Papallacta a la S/E Inga_T. Plazo 2012. 4.2.2.8 L/T 138 kV, Derivación a S/E 26 Alangasí, Construcción de la derivación a 138 kV, desde la L/T 138 kV Papallacta a S/E S. Rosa de la EPMASQ, en una longitud aproximada de 0.1 Km, doble circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación Alangasí. Plazo 2012. 4.2.2.9 L/T 69 kV, S/E Sto. Domingo - S/E 49 Los Bancos, Construcción de una línea a 69 kV, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 50 km, en estructuras 4.2.2.1

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metálicas, para alimentar a la S/E 49 Los Bancos y mejorar la confiabilidad de su alimentación, debido a fallas graves de la línea radial a 46 kV S/E Cotocollao – S/E Los Bancos por los derrumbes frecuentes de sus estructuras y para conectar a futuro una nueva central hidráulica. Plazo 2012. 4.2.2.10 LT 138 kV, S/E S. Rosa - S/E Vicentina – S/E Pomasqui, Compra de la línea de 138 kV, 2C, de propiedad de Transelectric, en una longitud aproximada de 39 Km. Plazo 2013. 4.2.2.11 L/T 138 kV, Derivación a S/E 5 Chilibulo, Construcción de la derivación a 138 kV, doble circuito, con conductor 636 MCM ACSR, en una longitud aproximada de 0.5 Km., en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva subestación Chilibulo. Plazo 2013. 4.2.2.12 L/T 138 kV, Derivación a S/E 14 Zámbiza, Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de la L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, a la altura del barrio Gualó de Zámbiza, en una longitud aproximada de 0.3 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 14 Zámbiza. Plazo 2013. 4.2.2.13 L/T 138 kV, S/E C.H. Quijos - S/E El Inga (Tablón), Construcción de la línea a 138 KV, en una longitud de 42 Km. doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas. Plazo 2013. 4.2.2.14 L/T 138 kV, S/E 31 Tababela - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kV para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 17.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E Quinche reubicada. Plazo 2013. 4.2.2.15 L/T 46 kV, S/E 37 S. Rosa - S/E 55 Sangolquí, Construcción de un tramo de línea para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 500 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 3,5 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de implementar una segunda alimentación a la S/E Sangolquí para mejorar su confiabilidad. Plazo 2014. 4.2.2.16 L/T 138 kV, Derivación a S/E 22 S. Antonio EEQ, Como primera alternativa se considera la construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las torres de la L/T 138 kV S/E Pomasqui – T a Ibarra, en una longitud aproximada de 2.0 Km, doble circuito, con conductor 477 MCM-ASCR, S/E San Antonio. Plazo 2014. 4.2.2.17 L/T 138 kV, Derivación a S/E 18 Cristianía, Construcción de la derivación a 138 kV, a una distancia aproximada de 9.5 Km de la línea L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T, en una longitud aproximada de 5.6 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, para implementar una segunda alimentación a la S/E No. 18, con el fin de mejorar su confiabilidad. Plazo 2014. 4.2.2.18 L/T 138 kV, Derivación a S/E 35 Cumbayá, Construcción de la derivación a 138 kV, desde el cruce de la L/T 138 kV S/E Vicentina-T a S/E Pomasqui-T con la L/T 46 kV S/E Cumbayá a S/E Norte, en una longitud aproximada de 5.0 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-

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ACAR, en estructuras metálicas y postes de hormigón, utilizando la franja de servicio de una de las líneas 46 kV, 2C, S/E Cumbayá a S/E Norte, para alimentar a la nueva S/E Cumbayá y sea parte de un anillo en 138 kV. Plazo 2015. 4.2.2.19 L/T 138 kV, 2 circuito, S/E El Inga T- S/E Santa Rosa, construcción de la L/T, 138 kV, 2C, 750 MCM ACAR, en torres metálicas, 24 Km, para ampliar la capacidad de transferencia desde la S/E El Inga y alimentar a la S/E 26 Alangasi, 138/23 kV y futura S/E 55 Sangolquí 138/23 kV. Plazo 2015. 4.2.2.20 L/T 46 kV Deriv. a S/E 03 Magdalena, construcción de la derivación a 46 kV, doble circuito, con conductor 500 MCM ACAR, en una longitud aproximada de 0.6 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de alimentar a la nueva S/E 3 Magdalena, por reubicación. Plazo 2016. 4.2.2.21 LL/T 138 kV, S/E Inga-T a S/E Vicentina-T, Construcción de la línea a 138 kV en una longitud aproximada de 23.4 Km., doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para descargar a las subestaciones Santa Rosa, Pomasqui, Vicentina y Selva Alegre y aumentar la transferencia desde la S/E Inga _T 230/138 kV. Plazo 2016. 4.2.2.22 L/T 138 kV, S/E 14 Zámbiza - S/E Quinche, Construcción de la línea a 138 kV para unir las subestaciones indicadas, simple circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en una longitud aproximada de 18.0 Km., en estructuras metálicas y postes de hormigón, con el fin de proporcionarle una doble alimentación a la S/E Quinche reubicada y cerrar el anillo S/E 14 Zámbiza – S/E Quinche – S/E 31 Tababela – S/E Inga _T. Plazo 2016. 4.2.2.23 L/T 138 kV, Derivación a S/E 51 Mariscal Sucre, Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de la L/T 138 kV S/E Vicentina-Ibarra T a S/E 18 Cristianía, en una longitud aproximada de 2.2 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 51. Plazo 2018. 4.2.2.24 L/T 138 kV, Derivación a S/E 36 Tumbaco Nueva, Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de la L/T Inga – Vicentina, en una longitud aproximada de 2.6 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 36. Plazo 2018. 4.2.2.25 L/T 138 kV, Derivación a S/E 55 Nueva Sangolquí, Construcción de la derivación a 138 kV, desde una de las estructuras de la L/T Sta. Rosa-T a S/E 26 Alangasí en una longitud aproximada de 1.0 Km, doble circuito, con conductor 750 MCM-ACAR, en estructuras metálicas, para alimentar a la nueva S/E 55. Plazo 2020. El programa de inversiones de las obras de L/T y S/E se adjuntan como anexo 3 4.3

Inversiones a ser financiadas por EEQ en redes de media y baja

tensión 2011-2021:

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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.

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CAPÍTULO Puntos de Recepción Puntos de Entrega a E/D Puntos de Entrega a GC Grandes Consumidores Subestaciones de Distribución Subestaciones de Distribución Líneas de subtransmisión Líneas de subtransmisión Circuitos Primarios o Primarios Circuitos Primarios o Primarios Transformadores de distribución Transformadores de distribución Redes Secundarias Luminarias Luminarias Acometidas Equipos de Medición para clientes

Unida d # # # # # MVA # km # km # MVA km # kW # #

Real Dic-10

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

9 10 12 13 15 16 16 16 17 17 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 8 8 9 9 9 9 10 10 10 32 36 37 39 41 41 41 41 41 41 887.8 1072.25 1101.25 1167.25 1193.25 1259.25 1256.25 1293.00 1485.00 1452.00 68 70 73 78 81 82 85 85 85 86 293.7 306.28 365.58 467.18 486.68 491.68 531.28 531.28 531.28 532.28 171 177 180 186 191 197 199 199 203 203 7,113.3 7,427.7 7,748.6 8,075.6 8,408.4 8,746.4 9,089.3 9,436.5 9,787.5 10,141.9 32,323 34,126.9 35,997.4 37,934.3 39,937.6 42,006.7 44,141.0 46,339.6 48,601.4 50,925.0 2,041.4 2,120.8 2,201.1 2,282.2 2,364.1 2,446.5 2,529.4 2,612.5 2,695.8 2,779.0 6,429.4 6,673.7 6,920.6 7,169.7 7,420.7 7,673.0 7,926.2 8,179.8 8,433.4 8,686.4 198,911 209,652 220,764 232,243 244,088 256,292 268,851 281,755 294,998 308,568 29,374.5 30,666.9 31,985.6 33,329.0 34,695.5 36,083.3 37,490.6 38,915.2 40,355.1 41,807.9 418,078 466,655 494,689 524,335 555,682 588,828 623,876 660,932 700,112 741,535 849,325 903,103 954,771 1,009,395 1,067,144 1,128,197 1,192,743 1,260,982 1,333,125 1,409,395

2020

2021

19 1 0 10 42 1584.00 88 553.28 210 10,498.9 53,308.7 2,862.0 8,938.3 322,453 43,271.1 785,331 1,490,029

19 1 0 11 42 1584.00 88 553.28 212 10,857.9 55,750.7 2,944.7 9,188.6 336,641 44,742.3 812,913 1,575,276

El programa de inversiones anuales requeridas para el periodo 2011-2021, en redes de distribución, iluminación, FERUM, acometidas y medidores, soterramiento de redes, proyectos de eficiencia energética, en la reducción de pérdidas eléctrica y en inversiones generales (Equipos y Diversas), se indican a continuación tabla 4.3.1.

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Tabla 4.3.1 Programa de inversiones en redes, acometidas, medidores e inversiones generales.

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4.4

Inversiones en Generación

Para el periodo 2011-2021, la EEQ tiene previsto la ejecución de la central hidroeléctrica Victoria de 10 MW, con una inversión aproximada de $19.9 millones de dólares, mediante un préstamo del financiamiento del BEDE para su construcción. Además tiene previsto una inversión anual en mantenimientos mayores y en la modernización de su control de operación aproximadamente de 2,0 millones de dólares en las unidades de generación de las centrales hidráulicas y de 3,0 millones de dólares en las unidades de generación de la central térmica Gualberto Hernández. 5.

INFORME DE LA PLANIFICACIÓN FINANCIERA DEL PLAN DE EXPANSIÓN 2011-2021 El presente estudio tiene como objetivo dar una visión general de la situación financiera de la Empresa en el período 2011-2021, realizando un estimación del Estado de Resultados de Operación de la Empresa y los requerimientos tarifarios que permitan cubrir sus costos de operación y la depreciación de sus activos, así como también proyectar el flujo de fondos que servirá de soporte al Plan de Expansión del Sistema Eléctrico 2011-2021 y la ejecución de su obras. 5.1

CONSIDERACIONES GENERALES:

- El programa de Inversiones durante los 10 años contemplados en el Plan de Expansión, están valorados a precios del año 2011 sin considerar el índice inflacionario en todo el período, de acuerdo a instrucciones dadas por el CONELEC en el instructivo respectivo. -

Las Fuentes de Financiamiento consideradas son: Aportes del Presupuesto General del Estado, FERUM, recursos propios provenientes de utilidades netas del ejercicio anterior, depreciaciones. - Proyección del Valor Agregado de Distribución VAD, que permita cubrir la totalidad de los gastos de operación y mantenimiento y el fondo de reposición de los activos que se estima entrarán en operación durante el período de análisis. - Cumplimiento del valor anual en concepto de pagos por contratos de deuda adquiridos. 5.2

ESTADO DE RESULTADOS 2011-2021

INGRESOS DE OPERACION INGRESOS OPERACIONALES POR VENTA DE ENERGÍA En el cálculo de los ingresos por venta de energía para el período de análisis, se toma en cuenta lo siguiente:

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- Los Mwh facturados a clientes regulados para el año 2011 son los previstos en el Presupuesto de Operación de este año; para el período 2012-2021 la facturación tiene como sustento el Pronóstico de la Demanda en su escenario de crecimiento medio. - Para el cálculo de los ingresos se asume una tarifa constante en todos los años para cada uno de los sectores de consumo, según el siguiente detalle:

SECTORES DE CONSUMO Residencial Comercial Industrial Entidades Oficiales Asist. Social y Beneficio Público Suministros especiales Bombeo de agua Alum público Precio Medio Total

Precio Medio USD/Kwh 0,0895 0,0765 0,0658 0,0702 0,0607 0,0853 0,0757 0,0953 0.0791

Cabe señalar que el precio medio del Kwh del Sector Residencial en el año 2011 es de 0.084 USD/Kwh, el mismo que se incrementa a 0.00895 por los nuevos cargos tarifarios para consumos mayores a 500Kwh de acuerdo con el Esquema Tarifario con señales de eficiencia para el Sector Residencial. INGRESO POR PEAJES En la proyección de ingresos por peajes, se considera la energía de grandes consumidores y un precio medio constante durante todo el período de 0.00767 USD/Kwh , que es el precio medio promedio del año 2010. 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mwh 133.283 137.948 142.776 147.773 152.946 158.300 163.839 169.573 175.509 181.651 188.009

GASTOS DE OPERACION 68

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COMPRA DE ENERGÍA: En el cálculo del valor de la compra de energía, se toma en cuenta la energía requerida detallada a continuación y un precio medio estimado para todo el período de 0.05356 USD/Kwh, que es el costo promedio del primer semestre del 2011, el mismo que se lo considera constante durante todo el período de análisis.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mwh 3.690.99 5 3.864.50 4 4.046.17 0 4.236.37 6 4.435.52 3 4.644.03 2 4.862.34 3 5.090.91 6 5.330.23 4 5.580.80 3 5.843.15 0

GASTOS: MANO DE OBRA, MATERIALES Y OTROS Todos estos gastos operacionales toman como base el costo operacional presupuestado del año 2011; a partir del 2012, estos valores se ven afectados únicamente por la inflación, aplicando una tasa de escalamiento del 5.72% que es la variación esperada del índice General Nacional de Precios SEGUROS La estimación de los Seguros, toma como referencia la relación del valor del seguro frente al valor de los activos, índice que para el año 2010 está alrededor

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de 0.704%, el mismo que se aplica en cada uno de los años al valor total del activo proyectado para cada uno de los años del período analizado. DEPRECIACION DE BIENES E INSTALACIONES El cálculo de la Depreciación se realiza sobre el valor activo proyectado año a año en cada una de las etapas funcionales, considerando su valor histórico, nuevos ingresos de acuerdo a los plazos de de ejecución de obras detalladas en el Plan de Expansión y retiros estimados de cada año; aplicando una vida útil en cada una de las etapas funcionales acorde con lo aprobado por el CONELEC, mediante Resolución No. 229/03. INGRESOS AJENOS A LA OPERACIÓN Los ingresos ajenos a la operación a más de arriendo de propiedades, intereses y dividendos, entre otros conceptos, incluye un rubro muy importante como es la recuperación del Déficit Tarifario, en cumplimiento a lo establecido en el Mandato No.15 del 23 de Julio de 2008, Artículo 2 que establece que el Estado cubrirá las diferencias entre los costos de generación, transmisión, distribución y la tarifa única al consumidor final fijada por el CONELEC. Este déficit se proyecta bajo los siguientes supuestos: -

Un precio medio de venta de 0.0781 USD/Kwh en el 2011 y de 0.0791 USD/Kwh constante durante todo el período 2012-2021, por lo ya expuesto anteriormente respecto de un incremento en la tarifa residencial por la aplicación de un de un esquema tarifario con señales de eficiencia.

-

Un mismo costo de Generación y Transmisión de 0.0536 USD/Kwh,

-

Una proyección del VAD tomando en consideración lo dispuesto en la Regulación No. 006/08 que toma en cuenta los gastos de operación y mantenimiento y el valor de reposición de los activos en servicio calculado en base de la vida útil de los activos aprobada por el CONELEC. Considerando los costos de Generación y la proyección de los costos de Distribución (VAD), se estima que el déficit tarifario que alcanzaría los siguientes valores:

-

AÑ O 201 1 201 2 201

Precio Generaci ón y Transmis . 0,0525 0,0536 0,0536

VAD

0,03 21 0,03 39 0,03

Preci o Total 0,08 46 0,08 74 0,08

DÉFICIT TARIFARIO

Precio Real USD/Kw h

USD/k wh

0,0781

0,0065

0,0791 0,0791

0,0083 0,0092

USD x 1000 22.02 8 29.40 7 34.14

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3 201 4 201 5 201 6 201 7 201 8 201 9 202 0 202 1

0,0536 0,0536 0,0536 0,0536 0,0536 0,0536 0,0536 0,0536

47 0,03 53 0,03 57 0,03 60 0,03 62 0,03 64 0,03 66 0,03 68 0,03 70

83 0,08 89 0,08 93 0,08 96 0,08 98 0,09 00 0,09 02 0,09 04 0,09 05

0,0791

0,0098

0,0791

0,0102

0,0791

0,0105

0,0791

0,0107

0,0791

0,0109

0,0791

0,0111

0,0791

0,0113

0,0791

0,0115

0 38.27 8 41.64 1 44.99 9 48.29 0 51.46 2 55.09 9 58.74 5 62.46 5

EGRESOS AJENOS A LA OPERACIÓN: Incluye los gastos financieros de los créditos: Hawker Siddeley Power, Credit Comercial de Francia (Bono Global 2012 y 2030), Toyo Menka Kaisha, que representa en promedio el 30.6% del total de estos gastos. RESULTADOS La proyección de Ingresos y Gastos presenta resultados: negativo en el año 2011 y una mínima utilidad a partir del año 2012 procedente del beneficio ajeno a la operación. 5.3

FLUJO DE FONDOS

USOS El programa de inversiones para distribución, incluye las obras actualmente programadas en el Presupuesto del 2011 y a las establecidas en el Plan de Expansión hasta el año 2021 a precios de este año. Pago de la deuda de acuerdo a las tablas de amortización de Banca Privada Internacional, Bonos Global 2012 ,2030 Credit Comercial de Francia, Hawker Siddeley Power, El Impuesto a la Renta proyectado en base a las utilidades obtenidas.

FUENTES: RESULTADO OPERATIVO NETO:

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La fuente de ingresos producto del Resultado Operativo Neto, genera recursos a partir del año 2012, producto de las utilidades que no son de operación. Cabe enfatizar en el hecho de que estos resultados asumen una aplicación estricta del Mandato 15 y por ende una recuperación total del déficit tarifario. DEPRECIACIONES Y AMORTIZACIONES: Valor que incluye el Fondo de Reposición calculado sobre la totalidad de los activos, concepto analizado anteriormente. APORTES FERUM y PGE: Los aportes del FERUM corresponde al valor total de las obras que se estima se realizaran con estos fondos y el PGE es el valor restante que necesitaría la Empresa para dar cumplimiento del con Plan de Expansión. Por lo mencionado en los numerales anteriores, para el período 2011-2021 se necesitaría un aporte del Gobierno de 44,13 millones de dólares con cargo al FERUM y 692,69 millones de dólares con cargo al PGE. 6.

ANEXOS 6.1 ANEXO 1: PRONÓSTICO DE LA DEMANDA EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN. PERIODO 2011-2021 6.2 ANEXO 2: RESUMEN FLUJOS DE CARGA DEL SEQ. PERIODO 2011-2021 6.3 ANEXO 3: CRONOGRAMA DE INVERSIONES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES. PERIODO 2011-2021 6.4 ANEXO 4: RESULTADOS DE FLUJOS DE CARGA EN CONDICIÓN DE DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA ELÉCTRICO EEQ. PERIODO 2011-2021 (PDF) 6.5 ANEXO 5: DIAGRAMAS UNIFILARES. AÑOS 2011-2015-2021 (AUTOCAD) 6.6 ANEXO 6: MAPA GEOGRÁFICO DE SUBESTACIONES Y LÍNEAS. AÑO 2021 (AUTOCAD)

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