Análisis de Conexión de Generación

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y 
ELECTRÓNICA
ANÁLISIS DE LOS PUNTOS ÓPTIMOS PARA LA CONEXIÓN DE 
GENERACIÓN TÉRMICA E HIDRÁULICA AL SISTEMA ELÉCTRICO 
DE LA EEQ
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO 
ELÉCTRICO
LUIS ENRIQUE SÁNCHEZ VELARDE 
lucho_esv@hotmail.com
EDGAR ARTURO BONILLA PAUCAR 
arturoepn83@hotmail.com 
DIRECTOR: Msc. LUIS ELÍAS TAPIA CAL OPIÑA
luis.tapia@epn.edu.ec 
Quito, junio 2014 
I 
 
 
 
 
 
 
DECLARACIÓN
Nosotros, Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis Enrique Sánchez Velarde, declaramos bajo 
juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente 
presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las 
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. 
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual 
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por 
la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional 
vigente. 
 
 
 
 _________________________ __________________________ 
Edgar Arturo Bonilla Paucar Luis Enrique Sánchez Velarde 
 
 
 
 
 
 
II 
 
 
 
 
 
 
CERTIFICACIÓN
 
 
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis 
Enrique Sánchez Velarde, bajo mi supervisión. 
 
 
 
 
_________________________ 
 Msc. Luis Tapia 
DIRECTOR DE PROYECTO 
III 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS
 
Agradecimiento infinito a mis padres por su apoyo incondicional y por ser un 
ejemplo en mi vida. 
A mi hermana y cuñado, Silvia y Xavier que me apoyaron y acogieron en su hogar. 
Al Ing. Luis Tapia por colaborar y guiarnos en el desarrollo de este proyecto de 
titulación. 
A mi compañero Edgar Bonilla por toda la colaboración y esfuerzo dedicado a este 
trabajo. 
A los ingenieros Ismael Valdivieso y Medardo Castillo del Departamento de 
Planificación de la EEQ por su valiosa colaboración en el proyecto. 
 
Luis 
 
 
 
 
 
 
IV 
 
 
 
 
 
A la Escuela Politécnica Nacional por darme la oportunidad de formarme en ella. 
 
 A mi familia por su respaldo y sacrificio gracias a los cuales se concluyó este 
trabajo. 
 
De manera especial al ingeniero Luis Tapia Director de este proyecto por 
brindarnos su conocimiento, guía y apoyo. 
 
A mi compañero en este proyecto Luis Sánchez. 
 
A la EEQ y su personal, en especial al Ingeniero Medardo Castillo por 
proporcionarnos su valiosa ayuda. 
 
Al personal de Transelectric, Termopichicha, CONELEC por su ayuda prestada. 
 
A todos mis amigos y compañeros que conocí en esta gran universidad. 
 
Edgar 
 
 
 
 
V 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA
 
A mis padres Fidel y Marcia
A mis hermanos Silvia, Mayra, Bladimir 
A mis sobrinos, Jhonny, Estefano, Paul y Elizabeth 
 
LUIS
 
 
 
 
 
 
VI 
 
 
 
 
 
 
A mi madre, hermana y a la
memoria de mi padre 
A todas a aquellas personas que de una
u otra forma han pasado por mi vida 
EDGAR
 
 
 
 
 
 
VII 
 
 
 
CONTENIDO
DECLARACIÓN............................................................................................................................................I
CERTIFICACIÓN..........................................................................................................................................II
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................III
DEDICATORIA........................................................................................................................................... V
CONTENIDO ........................................................................................................................................... VII
RESUMEN .............................................................................................................................................. XII
PRESENTACIÓN ...................................................................................................................................... XV
CAPITULO 1...............................................................................................................................................1
1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................1
1.1 SITUACIÓNACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ ..................................................................... 1
1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10MW] ................................................................................ 3
1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 3
1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 4
1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO.............................................................................................. 6
1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas ......................................................................................... 6
1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO .............................................................................................. 7
1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ....................................................................................... 7
1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia............................................................. 7
1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50MW].................................................................................... 8
1.3.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 8
1.3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 9
1.3.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 11
1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 11
1.3.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 12
1.3.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 12
1.3.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia........................................................... 12
1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50MW] ................................................................................... 13
1.4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................. 13
1.4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ................................................................................... 14
1.4.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 16
1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 16
VIII 
 
 
 
1.4.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 17
1.4.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 17
1.4.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia...........................................................18
1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40MW].............................................................................................. 19
1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL................................................................................................. 19
1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO..................................................................................... 19
1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO ..................................................................................... 20
1.5.3.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 20
1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación................................................................................... 21
CAPÍTULO 2.............................................................................................................................................22
2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.......................................................................................................22
2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................... 23
2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDADEL SISTEMADE LA EEQ........... 24
2.2.1 ASPECTOS GENERALES.............................................................................................................. 24
2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES................................................................................................. 25
2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓNDE LA DEMANDA ........................................................... 28
2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL................................................................................... 28
2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados ............................................................................................... 31
2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón ........................................................................................................ 32
2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ ...................................................... 33
2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDADEL SEQ............................................................................................. 35
2.4.1 Recopilación de información técnica ........................................................................................ 35
2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA........................................................................ 36
2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ ............................................... 37
2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales de generación... 38
2.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS.................................................................................................................. 45
CAPÍTULO 3.............................................................................................................................................47
3 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ..........................................................................47
3.1 MODELACIÓNDE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .................................................................. 47
3.1.1 MODELO DE ADMITANCIA DE NODO ....................................................................................... 49
3.1.2 MODELO DE IMPEDANCIA DE BARRA....................................................................................... 50
3.2 POWER FACTORY DE DIGSILENT COMO SIMULADORDE SEP ............................................................. 54
3.2.1 MODULO DE FLUJO DE POTENCIA ............................................................................................ 54
3.2.2 MODULO DE CORTOCIRCUITO.................................................................................................. 56
IX 
 
 
 
3.2.3 MODULO DE PROTECCIONES.................................................................................................... 57
3.2.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA ........................................................................................... 57
3.2.5 ELEMENTOS QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA.............................. 57
3.2.5.1 Barras o Nodos............................................................................................................................... 57
3.2.5.2 Líneas de Transmisión .................................................................................................................... 58
3.2.5.3 Transformadores............................................................................................................................ 58
3.2.5.4 Generadores................................................................................................................................... 59
3.3 MODELACIÓNDEL SEQ CON POWER FACTORY DE DIGSILENT............................................................ 59
3.3.1 DATOS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL SEQ ........................................................... 59
3.3.1.1 Líneas de subtransmisión ............................................................................................................... 60
3.3.1.2 Centrales de generación................................................................................................................. 63
3.3.1.3 Transformadores de potencia ........................................................................................................ 65
3.4 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA ................................................................................................... 67
3.4.1 EQUIPAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES................................................................................. 68
CAPITULO 4.............................................................................................................................................72
4 ESTUDIO DE LA RUTA PARA LA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................................72
4.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO ELÉCTRICO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................ 72
4.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN................................ 73
4.1.1.1 Capacidad Máxima de Transmisión de Potencia ............................................................................ 73
4.1.1.2 Pérdidas en Líneas De Transmisión ................................................................................................ 75
4.1.2 ASPECTOS ECONÓMICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ......................... 78
4.1.2.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO...................................................................................... 78
4.1.2.2 ESTRUCTURAS DE SOPORTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................ 79
4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA ..................................................................................................... 80
4.3 UBICACIÓNDE LAS SUBESTACIONES .................................................................................................. 81
4.3.1 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL TÉRMICA PERUCHO..... 81
4.3.2 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES HIDRÁULICAS QUIJOS
BAEZA 83
4.4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICAS QUIJOS BAEZA ............................................................................................................. 85
4.4.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E EL INGA ..................................... 85
4.4.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 85
4.4.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS...........................................................................86
4.4.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 87
4.4.1.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 88
4.4.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E TABABELA ................................. 90
X 
 
 
 
4.4.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 90
4.4.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 92
4.4.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 92
4.4.2.4 Análisis de Contingencia................................................................................................................. 93
4.4.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA ................................ 96
4.4.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 96
4.4.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 98
4.4.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 98
4.4.3.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 99
4.5 ESTUDIO TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN
TÉRMICA .................................................................................................................................................... 102
4.5.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E SAN ANTONIO ..................... 102
4.5.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 102
4.5.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 104
4.5.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 104
4.5.1.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 105
4.5.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E ZÁMBIZA.............................. 107
4.5.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 108
4.5.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 109
4.5.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 109
4.5.2.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 110
4.5.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – NUEVA CUMBAYÁ ..................... 113
4.5.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 113
4.5.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 114
4.5.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 115
4.5.3.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 115
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS................................................................................................................ 118
4.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ............................................................................................... 118
4.6.2 CENTRAL TÉRMICA.................................................................................................................. 119
CAPITULO 5...........................................................................................................................................121
5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVA ................................................................................121
5.1 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA EVALUACIÓNDE PROYECTOS DE INVERSIÓN........................... 121
5.1.1 MÉTODO DEL VALOR ACTUAL NETO VAN ............................................................................ 121
5.1.2 MÉTODO DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................................................ 122
5.1.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN..................................................................... 123
5.1.4 ESTRUCTURA DEL FLUJO DE FONDOS..................................................................................... 123
XI 
 
 
 
5.1.4.1 Consideraciones para la simulación del flujo de fondos .............................................................. 124
5.2 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA QUIJOS – EL INGA...................................................................... 124
5.2.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 124
5.2.1.1 Costos de inversión ...................................................................................................................... 125
5.2.1.2 Datos para el Flujo de fondos....................................................................................................... 126
5.2.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 126
5.3 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA PERUCHO – SAN ANTONIO ....................................................... 130
5.3.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 130
5.3.1.1 Costos de Inversión ...................................................................................................................... 130
5.3.1.2 Datos para el flujo de fondos ....................................................................................................... 131
5.3.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 131
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................................................................135
4.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 135
4.2 RECOMENDACIONES........................................................................................................................ 137
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
XII 
 
 
 
RESUMEN
El desarrollo del país está relacionado directamente con la matriz energética, esta 
constituye una buena aproximación para cuantificar el crecimiento de su 
economía. Ecuador cuenta con un gran potencial de recursos energéticos 
renovables como el solar y el hídrico, también posee recursos no renovables como 
el petróleo que es el principal combustible. 
Debido al continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país y 
con el fin de abastecer este servicio es necesario la implementación de nuevas 
centrales de generación, por lo que, se realizan estudios para el desarrollo de 
proyectos de generación eléctrica a nivel nacional. 
En este contexto, la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) desarrolla un proyecto de 
generación hidroeléctrica, -Central Hidroeléctrica Victoria- y CELEC EP dos 
centrales que operarán en cascada Quijos y Baeza, por otra parte, la Unidad de 
Negocio Termopichincha estudia la posibilidad de construir una central térmica en 
la parroquia Perucho,esto con el fin de proveer a los consumidores un servicio 
continuo y de calidad. 
Por lo antes mencionado, se requiere de un estudio tanto técnico como financiero 
con el fin de establecer el punto de conexión en el sistema de las nuevas centrales 
de generación que se mencionaron anteriormente. 
Para el efecto, haciendo uso del programa de estudios eléctricos Power Factory 
de DigSilent, se realiza el análisis de flujos de potencia el cual permitirá 
determinar, de entre las siguientes alternativas: subestaciones El Inga, Vicentina y 
Tababela para recibir la generación hidráulica y subestaciones San Antonio, 
Nueva Cumbayá y Zámbiza para la generación térmica, cual es la mejor opción. 
En este contexto, de manera preliminar se determinó la posible ruta de cada una 
de las alternativas de conexión, se calculó el conductor económico y se obtuvieron 
los parámetros eléctricos necesarios para realizar los estudios eléctricos. 
 
XIII 
 
 
 
Mediante el análisis de flujos de potencia y contingencias en el sistema del área 
de influencia de las centrales se definió cuál de las alternativas es la indicada para 
recibir la energía producida. 
El análisis financiero abarca la valoración de costos para la construcción de la 
línea de transmisión hacia la subestación seleccionada en el estudio técnico como 
punto de conexión. 
Los resultados obtenidos del estudio eléctrico se complementan con el análisis 
financiero para determinar los costos de operación e inversión que se generarán 
con la puesta en operación del proyecto de transmisión. 
De los estudios eléctricos realizados y con la inclusión de las centrales hidráulicas 
al sistema se comprobó que las tres alternativas eran aptas para recibir la 
generación ya que la capacidad de sus transformadores no se veía afectada por la 
potencia adicional, por la falta de espacio físico la subestación Vicentina fue 
descartada ya que la implementación de una nueva bahía significaría gastos 
adicionales. 
Por otra parte, la subestación Tababela, dado que se conecta a un ramal radial del 
sistema, ante una contingencia dejaría fuera de servicio a las centrales de 
generación por lo que técnicamente no conviene conectar la generación en este 
punto. 
En este sentido, se determinó que la subestación El Inga al ser el punto central del 
sistema de 500 kV y al estar conectada en una configuración en anillo al sistema 
de la EEQ presenta una alta confiabilidad y además que físicamente es posible 
implementar una bahía para recibir la potencia generada, por esta razón, 
técnicamente es factible transmitir la energía producida en las centrales Quijo-
Baeza hacia esta subestación. 
Del estudio económico se comprobó que la puesta en operación del sistema de 
transmisión Quijos – El Inga es económicamente factible. 
XIV 
 
 
 
Al simular la inclusión de la central térmica en las diferentes subestaciones que se 
tenían como opción se eligió a la subestación San Antonio, si bien todas las 
opciones tienen la capacidad de recibir la generación, la cercanía de esta 
subestación con la central térmica juega a su favor ya que presenta menores 
pérdidas de energía y el monto de inversión para construir el sistema de 
transmisión es menor en comparación con las otras opciones. 
Cabe mencionar que la subestación San Antonio tiene previsto en un futuro 
cercano alimentar al parque industrial Calacalí y a la planta de tratamiento de 
aguas servidas San Antonio cargas que se beneficiarían de tener continuidad en el 
servicio eléctrico. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
XV 
 
 
 
PRESENTACIÓN
El capítulo 1 tiene como principal tema la descripción actual del sistema eléctrico 
de la Empresa Eléctrica Quito, seguido de lo cual se da a conocer la ubicación, 
implantación general del proyecto y las características técnicas de los equipos que 
se instalarán en las centrales de generación que son objeto de estudio en el 
presente trabajo. 
En el capítulo 2 con la utilización de métodos estadísticos se realiza la proyección 
de la demanda de todas las subestaciones del sistema eléctrico de la EEQ así 
como del sistema en su totalidad. 
En el capítulo 3 con el uso del programa Power Factory de DIgSILENT, usando los 
datos proporcionados por la EEQ y los resultados obtenidos de la proyección de la 
demanda se modela el sistema eléctrico y se realiza estudios de flujos de potencia 
para conocer la situación operativa de los elementos que conforman el sistema. 
En el capítulo 4 se propone una ruta preliminar de las líneas de transmisión desde 
las centrales de generación hacia cada una de las subestaciones consideradas 
como puntos de conexión, seguido se realiza estudios de flujos de potencia y 
análisis de contingencias con la inclusión de las nuevas centrales de generación. 
El capítulo 5 muestra el desarrollo del estudio financiero, de la alternativa 
seleccionada en el estudio técnico realizado en el capítulo 4 como idónea para la 
conexión de las centrales. 
En el capítulo 6 finalmente se dan a conocer las conclusiones y recomendaciones 
del trabajo realizado. 
 
 
1 
 
 
CAPITULO 1 
1 INTRODUCCIÓN
1.1 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ 
La Empresa Eléctrica Quito EEQ en calidad de distribuidora de energía se encarga 
de proveer a Quito y al área de concesión, otorgada por el Consejo Nacional de 
Electricidad -CONELEC-, el servicio de electricidad. 
El área concesión de la EEQ alcanza una extensión de 14971 km2 que 
corresponde a los siguientes cantones: Quito, Rumiñahui, Mejía, Cayambe, San 
Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y Puerto Quito en la provincia de 
Pichincha, Quijos y El Chaco en la Provincia del Napo, García Moreno en la 
Provincia de Imbabura y CLIRSEN en la Provincia de Cotopaxi. 
Para abastecer la potencia requerida por el Sistema Eléctrico de la EEQ -SEQ- 
esta tiene siete centrales de generación propias de las cuales 5 son hidráulicas y 2 
térmicas, las que se describen a continuación: 
Tabla 1 Generadores propiedad de la EEQ 
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
NOMBRE
P INSTALADA Vn (conexión al SEQ)
[MW] [kV]
Cumbayá 40 46
Nayón 30 46
Guangopolo 20 46
Pasochoa 4.5 46
Chillos 1.8 22.8
CENTRALES TÉRMICAS
Gualberto Hernández 34.2 13.2
Luluncoto 9 46
 
En el sistema eléctrico de la EEQ existen clientes denominados autogeneradores 
que se conectan al sistema, entre estos tenemos: 
2 
 
 
La Calera, con 2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la 
subestación Machachi; la central Sillunchi de 0.4 MW se conecta al alimentador 
primario B de la subestación Machachi; la central HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de 
capacidad instalada que se conecta a nivel de 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 para alimentar al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabi 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; Uravia de 0.95 MW se 
conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche. 
Por otro lado, la EEQ compra energía al Mercado Eléctrico Mayorista, por lo que 
dispone de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en la S/E 
Santa Rosa: 3 a 138 kV y una en 46 kV; 2 en la S/E Vicentina: uno a 138 KV y uno 
a 46 kV; en la S/E Pomasqui existen 2 puntos en 138 kV, 1 punto a 138 kV en la 
S/E 23 Conocoto y en la S/E Guangopolo se dispone 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 la EEQ, una es en el lado primario del 
transformador de 138/46 kV, 45/60/75 MVA de la 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 la S/E Vicentina la entregaes 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. 
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 
3 
 
 
Selva Alegre 138/46 kV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46 
kV, 60/80/100 MVA. 
El SEQ, a diciembre 2012, 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 (Medio Voltaje) alcanza los 7113.3 km. 
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 medio voltaje y 6 en alto voltaje; todo orientado a disponer de un 
sistema eléctrico de alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad 
del servicio a sus clientes, sin restricciones. 
1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10 MW] 
1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO 
El Proyecto Hidroeléctrico Victoria, actualmente en construcción se desarrolla en 
la Provincia de Napo a 90 km al sureste de la ciudad de Quito y a 17 km de 
Papallacta, se desarrolla en las coordenadas 831558 E 9954254 N sitio de la toma 
y 832606 E 9956592 N lugar de la casa de máquinas, como se muestra en la 
Figura 1. 
 
4 
 
 
1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO 
El proyecto utiliza el recurso hídrico de la cuenca del rio Victoria el cual consiste 
en captar las aguas del mencionado río a través de un conjunto de obras que 
inician a 2790 m.s.n.m. con la toma de fondo para luego mediante un túnel de 
conducción, desarenador, tanque de presión y tubería de presión llegar hasta la 
casa de máquinas a 2335 m.s.n.m. 
A partir de la salida de la toma se despliega el túnel de conducción con una 
longitud de 1156 metros y sección tipo baúl de 3 x 3 metros, el cual llega hasta la 
entrada del desarenador. 
Figura 1 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Victoria 
 
 
El desarenador consta de dos cámaras de 40 metros de longitud, 2.5 metros de 
ancho y 4.5 metros de profundidad, éste a su vez, a través de dos vertederos, se 
conecta con el túnel de carga. 
5 
 
 
Aguas abajo se encuentra la tubería de presión que parte del túnel de carga hacia 
la casa de máquinas, la longitud de esta tubería es de 1508 metros con un 
diámetro interno de 1 metro y espesores variables entre 10 y 20 milímetros. 
A continuación se presentan los caudales medio y 90 % probable en la toma, para 
cada uno de los meses del año, en el período 1965-1997, período seleccionado 
para el análisis, por cuanto el año 1964 está incompleto. 
 
Tabla 2 Caudal medio y 90% del rio Victoria 
MES
CAUDAL
MEDIO (m3/s)
CAUDAL 90%
(m3/s)
Enero 1.72 0.88
Febrero 1.71 0.97
Marzo 2.03 1.11
Abril 2.14 1.31
Mayo 2.44 1.42
Junio 2.98 1.62
Julio 3.15 1.77
Agosto 2.59 1.60
Septiembre 2.15 1.42
Octubre 1.84 1.16
Noviembre 1.79 1.14
Diciembre 1.66 1.00
 
 
Los caudales turbinados serán restituidos al rio Papallacta a través de un canal de 
hormigón de 2 metros de ancho esto sin afectar el nivel del caudal de este rio ya 
que el rio Victoria es afluente del Papallacta, la implantación general del proyecto 
se muestra en la Figura 2. 
 
 
6 
 
 
Figura 2 Implantación general del Proyecto Victoria 
 
1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO 
1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas 
La casa de máquinas alojará dos turbinas de tipo Pelton de eje horizontal las 
cuales proporcionarán una potencia mínima al eje de 5100 kW cada una y con una 
eficiencia que será mayor o igual a 89%. Operando bajo los parámetros 
establecidos en el diseño, con un caudal de 2.74 m3/s y una caída bruta de 448.06 
metros, la velocidad nominal se encuentra en un rango entre 720 rpm a 900 rpm. 
7 
 
 
1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO 
1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores 
En el proyecto se instalarán dos unidades generadoras que serán sincrónicas de 
polos salientes de eje horizontal con una potencia nominal de 5.9 MVA, cuyos 
parámetros se indican en la Tabla 3. 
Tabla 3 Especificaciones Técnicas de Generadores Central Victoria 
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 5900 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,85 (AT)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE
SINUSOID
AL
Velocidad sincrónica 900 rpm
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia subtransitoria de eje
directo (X"q/X"d)
1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
 
1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia 
El transformador de elevación que se instalará en la central Victoria tendrá los 
siguientes parámetros: 
Tabla 4 Especificaciones Técnicas de Transformadores Central Victoria 
PARÁMETROS
Potencia nominal 12 MVA
Clase de enfriamiento ONAN
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 22,8 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
8 
 
 
Grupo de conexión Dyn
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2 %
Pasos 2,5 %
Impedancia 8 %
Eficiencia mínima 99.5 %
 
 
1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50 MW] 
 
1.3.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO 
El proyecto Hidroeléctrico Quijos de 50 MW de capacidad instalada, en 
construcción desde febrero de 2012, se encuentra ubicado a 80 km al sureste de 
la ciudad de Quito y se desarrollará en el tramo comprendido entre la población de 
Cuyuja y la confluencia de los ríos Quijos y Papallacta, su entrada en operación 
será para el año 2016. 
Las obras de captación se encuentran localizadas en las coordenadas 9952065 N 
837439 E y 9950130 N 832277 E, correspondientes a los ríos Papallacta y Quijos 
respectivamente. La casa de máquinas está ubicada a 9952065 N 831768 E, en la 
Figura 3 se muestra la ubicación geográfica de la central. 
El principal acceso al proyecto se hace por la carretera Quito – Lago Agrio, de esta 
vía principal, en la población de Cuyuja se desprende un camino que cruza el río 
Papallacta que finalmente a través de varios ramales llegan a los diferentes puntos 
del proyecto. 
 
 
9 
 
 
Figura 3 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Quijos 
 
1.3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO 
El proyecto consiste en captar las aguas de los ríos Papallacta y Quijos mediante 
un conjunto de obras tales como azud de derivación, captación lateral, 
desarenadores, etc. 
Las obras de captación en el rio Quijos se encuentran localizadas a 8 km de la 
confluencia de este río con el Papallacta a 2323 m.s.n.m., éstas consisten en un 
azud de derivación de 25 metros de ancho, un desarenadordel tipo subterráneo 
con una sola cámara de 90 metros de longitud, 6 metros de ancho y una 
profundidad de 8 metros. 
Por otro lado, la toma del rio Papallacta se encuentra ubicada a 2323 m.s.n.m., 
esta consiste en un azud de derivación de 30 metros de ancho, un desarenador de 
dos cámaras cada una con 58,5 metros de longitud, 5,5 metros de ancho y 5 
metros de profundidad. 
10 
 
 
La conducción de las aguas captadas desde los dos ríos hasta la casa de 
máquinas se lo realizará a través de dos túneles de conducción, uno desde el río 
Quijos con una longitud de 2373 metros y otro desde el Papallacta con 2392 
metros de longitud, los cuales se unen y forman un túnel común de 4522 metros 
hasta llegar a la casa de máquinas, mismo que tendrá un diámetro interno de 3 
metros. 
La chimenea de equilibrio se conecta al túnel principal a 1194 metros antes del 
portal de salida, es del tipo orificio restringido, de 9 metros de diámetro y 39 
metros de altura. El tanque, que se conecta al túnel de presión, hasta la casa de 
máquinas de tipo superficial ubicada a 2040 m.s.n.m. 
De acuerdo con el escenario más probable del desarrollo del suministro de agua a 
la ciudad de Quito la transferencia de agua esperada y el flujo promedio anual 
variarán en el tiempo como se muestra la Tabla 5. 
Tabla 5 Caudales promedio ríos Papallacta y Quijos 
Periodo
Máximo flujo transferido
(m3/s)
Flujo promedio anual (m3/s)
Río Papallacta Río Quijos Total
Sin transferencia 21,4 13,2 34,6
2001 2008 3,37 18,0 13,1 31,1
2009 2015 4,67 16,8 13,1 29,9
2016 en adelante 12,69 13,2 10,1 23,3
 
A la salida de la casa de máquinas se construirá un canal de hormigón rectangular 
de 4 metros de ancho, el mismo que servirá para la restitución de las aguas 
turbinadas, las cuales serán devueltas al rio Quijos en la confluencia con el río 
Papallacta. 
 
 
11 
 
 
Figura 4 Implantación general del Proyecto Quijos 
 
1.3.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO 
1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas 
Con un caudal de 22 m3/s y una caída bruta de 286 metros la casa de máquinas 
alojará tres turbinas de tipo Francis, de eje vertical, de 17 MW cada una de las 
cuales permitirá producir 50 MW en su máxima capacidad con el distribuidor 
abierto al cien por ciento, operando en este punto la eficiencia esperada es del 
91,5 %. 
La velocidad nominal de rotación de las turbinas será de 720 rpm y la máxima 
velocidad de embalamiento esperada es de 1.200 rpm (166,6%). La velocidad 
crítica del conjunto total de partes rotantes de la unidad deberá ser como mínimo 
un 20% mayor que la máxima velocidad de embalamiento. 
12 
 
 
1.3.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO 
1.3.4.1 Especificaciones técnicas de generadores 
Los tres generadores que se conectaran con las turbinas serán sincrónicos de eje 
vertical y se conectarán a un banco de tres transformadores monofásicos que 
elevan el voltaje de 13,8 a 138 kV. 
Tabla 6 Especificaciones técnicas de generadores Central Quijos 
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,9 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)
1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
 
1.3.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia 
De acuerdo con los estudios de conexión y la evaluación técnico - económica 
realizada para la configuración de la conexión de la central, se seleccionó un 
banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6 MVA, 13.8-138/ 3 kV, 
enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de 55.8 MVA. 
El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes 
deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las 
normas ANSI e IEC. 
 
13 
 
 
Tabla 7 Especificaciones técnicas de transformadores Central Quijos 
PARÁMETROS
Potencia nominal 18.6 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138/ 3 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Yd5
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2
Pasos 2,5 %
Impedancia 8,35 %
Eficiencia mínima 99.5 %
 
1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50 MW] 
1.4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO 
El proyecto, se encuentra en etapa de planificación y se espera entre en operación 
para el año 2016, está ubicado en las derivaciones de la Cordillera Oriental de Los 
Andes en la cuenca del río Quijos, la toma se encuentra en las coordenadas 
9'951.892 N 837.610,54 E y la casa de máquinas estará localizada en los puntos 
georeferenciados 9'950.037,18 N 844.068,39 E. 
La principal vía de acceso al proyecto es la carretera Quito – Baeza 
aproximadamente en el km 105 de esta vía. 
 
 
 
14 
 
 
 
Figura 5 Localización de Proyecto Hidroeléctrico Baeza 
 
 
1.4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO 
La producción de energía en el Proyecto Baeza se lo hará mediante el 
aprovechamiento de los caudales turbinados del Proyecto Hidroeléctrico Quijos, 
del que toma las aguas a la salida de la casa de máquinas a 2043 m.s.n.m. 
Las obras de captación están constituidas por un dique de derivación, rejillas, 
desripiador y sedimentador, prosiguiendo con la construcción, se ha diseñado una 
estructura que permitirá que las aguas turbinadas en la central Quijos sean 
conducidas al rio Papallacta en el posible caso de que la central Baeza se 
encuentre fuera de operación, por lo que, se han previsto los respectivos 
vertederos de control y compuertas de lavado. 
El pozo de captación de la Central Baeza tiene un diámetro interno de 3 m, un 
espesor de 30 cm revestido de hormigón armado y una profundidad de 41 m lo 
15 
 
 
que le da una altura de seguridad suficiente en el cruce bajo el cauce del Río 
Papallacta. 
El túnel de carga tiene una sección de excavación tipo baúl, de 3.5 m de diámetro 
interior, revestido completamente con hormigón de 35 cm de espesor y 7 484 m de 
longitud, hasta la base de la chimenea de equilibrio. 
Se ha previsto una ventana de acceso mediante un túnel de 215.50 m de longitud, 
sección tipo baúl, con un diámetro de 5.60 metros, que servirá para el desalojo de 
los materiales provenientes de la excavación del túnel de carga y de la chimenea 
de equilibrio. 
La chimenea de equilibrio es de 58 m de altura, sección cilíndrica, de 9 m de 
diámetro interno, totalmente revestida con hormigón de 90 cm de espesor. 
La tubería de presión, que es de sección circular de 3 m de diámetro interior, está 
constituida por dos tramos, el uno vertical con una altura de 187.50 m y el otro un 
tramo horizontal final de 724 m de longitud hasta la entrada a casa de máquinas. 
Antes de la llegada a la casa de máquinas, la tubería de presión se reduce a 2.5 m 
y posteriormente a 2.0 y 1.5 m hasta la llegada a las válvulas de guardia tipo 
mariposa. 
La casa de máquinas tiene 46.70 m de longitud, 21.70 m de ancho y 24.85 m de 
altura en la zona del puente grúa. Está parcialmente enterrada desde la cota 
1806.80 m.s.n.m hasta el sector más bajo de la cimentación de la casa de 
máquinas, en la cota 1793.80 m.s.n.m. 
En la figura 6 se puede observar la implantación del proyecto. 
 
 
 
 
16 
 
 
Figura 6 Implantación general del Proyecto Baeza 
 
1.4.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO 
1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas 
Las tres turbinas hidráulicas serán del tipo Francis, de eje vertical, provistas con 
rodetes fundidos en acero inoxidable, con su cámara espiral y su tubo de 
aspiración de construcción soldada en acero laminado.Las características hidráulicas de la conducción se determinaron asumiendo, 
como condición de diseño, un caudal nominal de 22 m3/s, el cual podrá ser 
aprovechado en la casa de máquinas cuando operen simultáneamente las tres 
unidades. Para esta condición de operación se ha determinado un coeficiente total 
de pérdidas en la conducción igual a 0.023468, con lo cual se obtiene un valor 
total de pérdidas hidráulicas de 11,4 metros y un salto neto de 272,1 metros. 
17 
 
 
Haciendo uso de estos valores de salto neto y de caudal para determinar la 
potencia nominal de las unidades y la capacidad total instalada de la central, se 
obtendrá una potencia activa total, en bornes de salida de los transformadores, de 
52.083 kW, valor superior al que ha sido establecido como criterio básico de 
diseño de la central y que corresponde a 50.000 kW. 
Por lo tanto, la capacidad instalada de la central se determinó en 50.000 kW, 
considerando los respectivos valores nominales de eficiencia adoptados para las 
turbinas (91,5%), los generadores (97,5%) y los transformadores de potencia 
(99,5%), y un factor de potencia para los generadores de 0,90. 
1.4.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO 
1.4.4.1 Especificaciones técnicas de generadores 
Las características nominales, de construcción y pruebas de las tres unidades de 
generación están de acuerdo con las normas: "American National Standard 
Institute" (ANSI), "International Electro-technical Commission" (IEC), "Institute of 
Electrical and Electronic Engineers, Inc."(IEEE), "The National Electrical 
Manufacturers Association" (NEMA), y "Verband Deutscher Elektrotechniker" 
(VDE). 
Cada generador tendrá las siguientes características nominales: 
Tabla 8 Especificaciones técnicas de generadores Central Baeza 
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,9 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
18 
 
 
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)
1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
 
1.4.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia 
De acuerdo con los estudios realizados para la configuración de la conexión de la 
central, se seleccionó un banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6 
MVA, 13.8-138/ 3 kV, enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de 
55.8 MVA. 
El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes 
deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las 
normas ANSI e IEC y tendrán las siguientes características nominales: 
Tabla 9 Especificaciones técnicas de transformadores Central Baeza 
PARÁMETROS
Potencia nominal 18.6 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138/ 3 [kV]
Voltaje X 13.8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Yd5
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2
Pasos 2.5 %
Impedancia 8.35 %
Eficiencia mínima 99.5 %
19 
 
 
1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40 MW] 
1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL 
La Central Térmica, actualmente en planificación, se encontrará ubicada a unos 25 
km al norte de la ciudad de Quito a una altura de 1900 m.s.n.m., frente a la 
población de Perucho en el cantón Quito se espera su entrada para el año 2016. 
Figura 7 Localización de la Central Térmica 
1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO 
Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de 
energía eléctrica a partir de calor. Este calor puede obtenerse tanto de 
combustibles fósiles (petróleo, gas natural o carbón) como de la fisión 
nuclear del uranio u otro combustible nuclear o del sol como las solares 
termoeléctricas. 
Lugar del
Proyecto 
Termoeléctrico
20 
 
 
La Central Térmica a implementarse en la parroquia de Perucho utilizará motores 
de combustión interna como fuerza motriz, éstos estarán acoplados a los 
generadores para producir energía eléctrica. 
La potencia de la central se obtendrá de 5 motores de 8.7 MW cada uno, utilizarán 
combustible fuel oil N°6 para operación normal y para el arranque y paradas diesel 
oil N° 2, operan a una velocidad de 720 rpm con una eficiencia del 30%. 
1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO 
1.5.3.1 Especificaciones técnicas de generadores 
Los 5 generadores eléctricos serán sincrónicos, de polos salientes, de eje 
horizontal con una potencia activa de 8119 kW cada uno, dando en total una 
potencia instalada de 40.6 MW operando en conjunto todas la máquinas, el 
rendimiento será de 192.1 gr/kWh con combustible de valor calórico bajo de 42700 
kJ/kg. 
Las características técnicas se detallan a continuación: 
Tabla 10 Especificaciones técnicas de generadores Central Térmica 
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 8119 kW
FACTOR DE POTENCIA 0,8 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)
1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
21 
 
 
1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación
La subestación es de tipo aislada en aire, consta de dos transformadores de 33 
MVA de 13.8/138 kV, para la medición de protección de este transformador se 
utilizará TC con una relación de transformación de 1500/5A en el lado de 13,8 kV y 
500/5A en el lado de 46 kV. 
Tabla 11 Especificaciones técnicas de transformadores Central Térmica 
PARÁMETROS
Potencia nominal 33 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Dyn1
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2,5 %
Pasos 5
Impedancia 10 %
Eficiencia mínima 99.5 %
 
 
 
 
 
22 
 
 
CAPÍTULO 2 
2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 
La proyección de la demanda de potencia y energía es un aspecto fundamental 
para la toma de decisiones operativas y estratégicas, que permite realizar una 
planificación adecuada del suministro de la energía eléctrica para determinar una 
expansión ordenada con base en el sistema presente, que satisfaga futuras 
demandas. 
El pronóstico de la demanda se realiza para horizontes de corto, mediano y largo 
plazo. El corto plazo corresponde al periodo en el cual se desarrolla un plan para 
la ejecución de construcciones en el presente y con un horizonte de hasta dos 
años, que asegure que el equipo requerido este operativo en el momento previsto. 
El mediano plazo corresponde al pronóstico mensual con un horizonte de hasta 
cinco años a partir de la demanda histórica de electricidad, y la predicción de 
algunas variables explicativas como el crecimiento de la economía. 
Finalmente, el largo plazo abarca un horizonte de hasta quince años; la predicción 
de la demanda en el largo plazo es usada para la planeación y expansión del 
sistema, lo que permite estimar el desarrollo del mismo y el momento en el que se 
debe ampliar la cobertura con la instalación de nuevos equipos o la repotenciación 
de los ya existentes, con el fin de elaborar un completo plan de inversiones. 
Con la finalidad de realizar una proyección óptima de la demanda, es necesario 
conocer de manera acertada el comportamiento de la misma en un sistema, un 
aspecto importante que se debe conocer es la segmentación del consumo por tipo 
de clientes queayuda a determinar la conducta que cada sector tendrá en el 
futuro. En la Figura 8 se detalla la composición del área de concesión de la EEQ. 
 
 
 
23 
 
 
Figura 8 Composición del consumo de energía del SEQ 
 
2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA 
DEMANDA
Demanda
Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo 
previamente establecido. Los valores instantáneos tienen un interés limitado a 
condiciones transitorias en el análisis de un sistema de distribución, lo que 
realmente interesa para dimensionarlo, dado el tiempo asociado, es la demanda. 
Los intervalos de demanda normalmente utilizados son: 5, 15, 30, 60 minutos, 
siendo de 15 el más usual. 
Demanda máxima 
Es la mayor demanda de potencia ocurrida en el sistema o en la parte que 
interesa de él en el periodo considerado, denominada también demanda o carga 
pico. 
Potencia 
Físicamente es la transferencia de energía por unidad de tiempo, es el trabajo 
necesario para mover cargas eléctricas a través de un circuito, se mide 
Residencial;
38,47%
Comercial;
23,59%
Industrial;
28%
Alumbrado
publico;
5,50%
Otros;
4,44%
24 
 
 
generalmente en vatios [W], que equivale a la potencia necesaria para realizar 1 
julio de trabajo por segundo. 
Energía Eléctrica 
Se denomina energía eléctrica a la forma de energía que resulta de la existencia 
de una diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite establecer una 
corriente eléctrica entre ambos, cuando se los pone en contacto por medio de un 
conductor eléctrico, y obtener trabajo. 
 
Factor de Potencia 
Se define factor de potencia, f.p., de un circuito de corriente alterna, como la 
relación entre la potencia activa, P, y la potencia aparente, da una medida de la 
capacidad de una carga de absorber potencia activa. 
2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA 
DEMANDA DEL SISTEMA DE LA EEQ 
2.2.1 ASPECTOS GENERALES 
La proyección anual de la demanda de energía y potencia máxima del sistema 
eléctrico, se la realiza para escenarios optimista, probable y pesimista, toma en 
cuenta los siguientes aspectos: 
 Diagnóstico actual de las condiciones del Sistema Eléctrico de la EEQ, que 
incluyen factores como: carga eléctrica existente, análisis y sistematización 
de la información técnica de las cargas eléctricas horarias de los circuitos 
primarios, de las subestaciones de distribución y sus respectivos factores 
de potencia, de la potencia y energía suministradas al SEQ por el Sistema 
Nacional Interconectado (SNI), en los puntos de conexión con el Sistema 
Nacional de Transmisión (SNT), así como, por las centrales eléctricas de la 
EEQ y los generadores privados que están conectados a nivel de las redes 
25 
 
 
de medio voltaje, equipamiento existentes en las subestaciones de 
distribución. 
 Los equipamientos en las subestaciones de distribución que están en 
proceso de implementarse. 
 La incorporación de nuevas cargas eléctricas grandes y las transferencias 
de carga eléctrica que se hayan dado o deban darse a futuro. 
 Análisis de las series históricas correspondientes utilizando modelos 
estadísticos estándar, la determinación de las funciones matemáticas 
correspondientes y/o las tasas de crecimiento mensual o anual de las 
subestaciones de distribución. 
2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES 
La metodología seguida por la EEQ para realizar el pronóstico de la demanda 
eléctrica según el instructivo, se enfatizará lo que involucre al pronóstico anual de 
la demanda eléctrica del sistema, para lo que se tomará en cuenta el siguiente 
procedimiento: 
a. Disponer de la información técnica de cargas eléctricas horarias del suministro 
del SNT en los puntos de conexión con el SEQ, de la producción de energía y 
potencia de las centrales de la EEQ y de la generación privada que se entrega 
en las redes de media tensión de la EEQ, del año pasado, para obtener la 
potencia máxima anual activa y reactiva del suministro total al sistema eléctrico 
de la EEQ, calcular el factor de potencia correspondientes, así como, en cada 
punto de conexión con el SNT, obtener las potencias activa y reactiva 
correspondientes, también, de las centrales propias y de los generadores 
privados que están conectados a las redes de media tensión de la EEQ. 
b. Realizar el análisis estadístico del abastecimiento mensual y anual de la 
potencia y energía al sistema de potencia de la EEQ correspondiente y obtener 
las funciones matemáticas existentes o las tasas de crecimiento anual 
correspondientes, luego de lo cual, realizar los pronósticos mensual y anual de 
los próximos 10 años para los escenarios: optimista, pesimista y probable. 
26 
 
 
c. Similar al punto b) pero para la energía facturada y el número de consumidores 
por tipo de tarifa residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros. 
d. A partir de los resultados de b) y c) realizar el balance anual de energía, entre 
el pronóstico anual del suministro de energía y energía facturada, para los 
escenarios optimista, pesimista y probable, con el fin de obtener las pérdidas 
eléctricas e índices correspondientes, así como, obtener la demanda de 
potencia reactiva (MVAR) anual del sistema de potencia, para el periodo y 
escenarios analizados, así como, el factor de potencia y el factor de carga 
respectivos. 
e. Simultáneamente con las actividades establecidas en los puntos b) y c), se 
debe obtener, las cargas máximas de las subestaciones en corriente eléctrica 
(A) y potencia aparente (MVA) y las correspondientes coincidentes de los 
primarios, luego, determinar las tasas de crecimiento anual de cada 
subestación para los dos últimos años y los periodos de tiempo: 3, 5, 8 y 10 
últimos años y para todo el periodo, desde 1986, y por grupos de 
subestaciones típicas, mediante factores de ajuste de cada periodo analizado. 
En el caso de nuevas subestaciones, que hayan ingresado al sistema en los 
últimos 15 años, se utilizará el año de su ingreso como base para los cálculos 
correspondientes. En base a dicha información determinará las tasas anuales 
a utilizarse en el pronóstico de la demanda de las subestaciones de 
distribución, considerando además: las características urbanísticas, el tipo de 
consumidores predominantes en la zona de servicio de cada subestación y de 
su grupo, el nivel socio económico de dichos consumidores, así como, la 
densidad de carga eléctrica de la zona de servicio. 
f. Calcular para cada subestación, su demanda en potencia activa y reactiva 
(MW y MVAR), luego, sumar dichas cargas y al total obtenido se suma las 
pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas de grandes consumidores 
que estén conectados a este nivel de voltaje, resultado que se compara con la 
potencia activa y aparente del sistema de potencia, de haber diferencias 
mayores al 1.0% en activa y 5.0% en potencia reactiva, se revisan las 
27 
 
 
demandas obtenidas, en el caso de la demanda en potencia activa, se obtiene 
un factor de ajuste (coincidencia) entre los dos valores, que se aplica a la 
demanda en potencia activa de cada subestación de distribución, en 
proporción a su demanda, con el fin de que su suma más los otros 
componentes, sean igual a la demanda en potencia activa del sistema de 
potencia, en la condición analizada, en cambio, en el caso de la demanda en 
potencia reactiva, se revisa el factor de potencia en las subestaciones con 
mayor carga. 
g. Para otras condiciones de carga del sistema eléctrico, se procede ídem al 
“literal f”. 
h. Calcular el pronóstico de la demanda anual a 10 años de las subestaciones, en 
potencia activa, reactiva y aparente, en una hoja Excel, tomando como base 
las demandas máximas y los factores de potencia correspondientes de cada 
subestación del último año transcurrido y aplicando la tasa de crecimiento 
anual obtenidas anteriormente para cada subestación, la potencia aparente así 
obtenida, en cadaaño del pronóstico, constituye la potencia aparente 
proyectada “sin transferencia”. En el caso de que se prevea “transferencia”, el 
resultado será la suma de las potencias aparentes sin transferencia más o 
menos el valor de la potencia aparente transferida, o recibida de otras 
subestaciones por el ingreso de una nueva subestación, por el aumento de la 
capacidad instalada de otra subestación, por la descarga de sus 
transformadores o por el ingreso de cargas eléctricas grandes, valor que se 
constituye en la base del pronóstico del nuevo año y para definir los nuevos 
equipamientos en la capacidad instalada de transformadores en cada 
subestación. Los valores así obtenidos de cada año se suman, obteniéndose 
un total, al que se suma las pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas 
de grandes consumidores que estén conectados a este nivel de voltaje, 
resultado que se compara con la potencia activa y aparente del sistema de 
potencia proyectados, para cada caso analizado y de haber diferencias 
28 
 
 
mayores al 2.0% en potencia activa y/o 5% en potencia reactiva, se revisan las 
demandas obtenidas. 
i. Con los resultados obtenidos en los puntos b) y h), se procede al cálculo 
mensual del indicador: “exactitud del pronóstico de la demanda de energía del 
SEQ”, entre la demanda de energía pronosticada sin autoconsumos y grandes 
consumidores AC&GC y la demanda real de energía del sistema eléctrico de la 
EEQ (total para comercialización sin AC&GC), a partir de la disponibilidad de 
los registros en la base de datos del sistema MEM respectiva. 
j. Los resultados del pronóstico de la demanda a diferentes niveles se utilizan en 
los estudios eléctricos anuales del sistema de potencia. 
2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓN DE LA 
DEMANDA
2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL 
El análisis de regresión es una técnica estadística utilizada para determinar 
modelos o expresiones matemáticas que relacionen el comportamiento entre 
variables. 
La manera para determinar si existe o no dependencia entre las variables es 
representando gráficamente los valores observados de las variables tanto 
dependiente (Y) como de la independiente (X), a dicho gráfico se le denomina 
nube de puntos o diagrama de dispersión, así podrían darse los siguientes casos: 
- Ausencia de relación entre variables 
- Relación lineal positiva 
- Relación lineal negativa 
- Existe relación pero no es lineal 
En la Figura 9 se puede observar los diferentes tipos de diagramas de dispersión. 
Existen varios modelos de regresión tales como: lineal, potencial, polinomial, 
logarítmico, exponencial, los cuales pueden ser aplicados dependiendo del grado 
de ajuste respecto al comportamiento de las variables analizadas. 
29 
 
 
 
Figura 9 Ejemplos de Gráficos de Dispersión 
 
Para el presente trabajo se hará el respectivo análisis estadístico utilizando el 
modelo de regresión exponencial simple que matemáticamente se representa: 
 (1) 
Dada la complejidad que presenta el resolver la ecuación 1 esta se debe linealizar 
para determinar los valores de a y , para lo cual se aplica la función logaritmo 
natural a los dos extremos de la ecuación. 
 (2) 
Resolviendo: 
 
 
Reemplazando ln (y) por Y y ln (a) por resulta: 
 (3) 
30 
 
 
Con esto el modelo exponencial se ha transformado en lineal, cuyo principal 
objetivo es la determinación o estimación de y a partir de la información 
contenida en las observaciones que se dispone, en este caso los datos históricos 
de consumo de energía y demanda de potencia del sistema. 
En el caso de tener n observaciones de la variable Y (Y1, Y2,……Yn) y las 
correspondientes observaciones de X (X1, X2,…… Xn) se tendrá la ecuación de la 
siguiente forma: 
 (4) 
En el supuesto de que la relación entre las variables X e Y sea exacta, las 
observaciones estarían ubicadas a lo largo de una recta, así, las estimaciones de 
 y , serían, la ordenada en el origen y la pendiente de la recta 
respectivamente. 
Como contraparte, si la dependencia entre las variables es estocástica, es decir, 
las observaciones forman una nube de puntos, se puede contemplar las 
estimaciones de y , como la ordenada en el origen y la pendiente de una 
recta próxima a los puntos. Por lo que dicha recta se representará como lo indica 
la ecuación 1. 
El problema que ahora se presenta es el de estimar los valores de , tales 
que, la recta que pase por los puntos ( , Xt) se ajuste lo mejor posible a los puntos 
(Yt, Xt). La diferencia entre la variable original y la ajustada se denomina error o 
residuo, así: 
 (5) 
Con el propósito de obtener estimadores que mas se ajusten a la 
tendencia del grupo de observaciones se debe minimizar los valores de los 
residuos, para el efecto, existen varios criterios o métodos para realizar el ajuste 
siendo el más efectivo y menos complicado de desarrollar el de los Mínimos 
Cuadrados. 
31 
 
 
2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados 
El objetivo de este método es minimizar la suma de los cuadrados de los residuos 
(S) para ello se procede como se indica: 
 Expresar S en función de los residuos 
 (6) 
 Para minimizar estos valores se deriva respecto a y se igualan a 
cero estas ecuaciones 
 Realizando las operaciones necesarias se obtiene las ecuaciones normales 
de la recta de regresión
De la solución de este sistema de ecuaciones se obtiene el valor de así: 
 (7) 
Donde: 
 
Una vez calculado se procede a calcular con la siguiente expresión: 
 (8) 
32 
 
 
Una vez obtenidos los valores de se procede a calcular el valor de a y de 
esta forma se obtiene la curva que mas se ajusta a las observaciones dadas. 
Para el efecto de afirmar que el modelo escojido es el adecuado se debe 
determinar que tan alta es la bondad de ajuste entre los datos observados y los 
pronosticados, para lo cual se calcula el coeficiente de determinación. 
2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón 
El coeficiente de determinación al que se denomina como R2, es un indicador el 
cual permite medir el nivel de ajuste entre los datos o mediciones y el modelo 
obtenido en el numeral anterior. 
Este coeficiente se determina a través de la descomposición de la varianza de la 
variable endógena u original, a la que se denomina varianza total, para lo cual se 
procede como se indica: 
 Partiendo de la ecuación: 
 (9) 
 Restando y luego elevando al cuadrado a ambos miembros se obtiene: 
 
 Desarrollando la ecuación anterior se obtiene: 
 
 Tomando en cuenta que la suma de los residuos mínimo-cuadráticos es 
igual a cero: 
 
 Se cumple que: 
33 
 
 
 
 Al reducir la ecuación que se obtuvo en el punto anterior y luego dividir para 
el número de observaciones T se obtiene: 
 
La varianza total de la variable endógena se descompone en dos partes: 
Varianza Total = Varianza Explicada + Varianza Residual 
A partir de la descomposición anterior, el coeficiente de determinación se define 
como la proporción de la varianza total explicada por la regresión. Su expresión es 
la siguiente: 
 (10) 
Los valores de este indicador de ajuste de la curva dada por el modelo y la curva 
de observaciones están en el rango de 0 a 1 y mientras más se acerque a la 
unidad la bondad de ajuste es más alta. 
2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ 
El crecimiento de la demanda en un sistema eléctrico se debe a dos procesos 
simultáneos: 
 Incremento en el número de consumidores dentro del área de servicio de la 
empresa
 Incremento en el consumo de energía promedio por consumidor 
El primero se debe al crecimiento poblacional, causado por la migración dentro de 
un área, el incremento del sector comercial e industrial o a la electrificación de 
zonas que no lo estaban, en este contexto, se observa que la demanda en el área 
de concesión de la EEQ ha tenido un crecimiento sostenido durante los últimos28 
34 
 
 
años; el segundo implica el aumento del consumo por cliente, esto se debe al 
aumento de la carga instalada o al cambio en las costumbres de consumo de cada 
abonado. 
En base a datos históricos la demanda de potencia en el sistema eléctrico de la 
Empresa Eléctrica Quito creció 454 MVA respecto a 1983, la tasa media de 
crecimiento en el periodo 1983 – 2011 es de 4,41%, siendo la mayor de 13,5% 
registrada en el año 1995 y la menor se registró en el año de 1992 con un 0,45%. 
En las Figuras 10 y 11 se observa la evolución de la demanda de potencia en el 
SEQ y las tasas de crecimiento anual respectivamente. 
Figura 10 Evolución de la Demanda de Potencia en el SEQ 
 
Figura 11 Tasa de crecimiento anual de la demanda de potencia del SEQ 
 
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
1
9
8
3
1
9
8
4
1
9
8
5
1
9
8
6
1
9
8
7
1
9
8
8
1
9
8
9
1
9
9
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
0
9
2
0
1
0
2
0
1
1
M
V
A
Año
10,00%
5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
1
98
3
1
98
4
1
98
5
1
98
6
1
98
7
1
98
8
1
98
9
1
99
0
1
99
1
1
99
2
1
99
3
1
99
4
1
99
5
1
99
6
1
99
7
1
99
8
1
99
9
2
00
0
2
00
1
2
00
2
2
00
3
2
00
4
2
00
5
2
00
6
2
00
7
2
00
8
2
00
9
2
01
0
2
01
1
2
01
2
%
Año
35 
 
 
2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEQ 
Partiendo del análisis de los datos históricos de demanda del sistema del período 
1983 - 2011 y con la ayuda de las herramientas estadísticas de Microsoft Excel se 
encontrará la ecuación o expresión matemática para realizar la proyección de la 
demanda de los próximos 10 años. 
2.4.1 Recopilación de información técnica 
Los datos de las cargas eléctricas en los puntos de conexión con el SNT, la 
energía y potencia suministradas por las centrales de la EEQ así como de los 
generadores privados, del año 2012, se muestran en las Tablas 12 y Tabla 13 
respectivamente. 
Tabla 12 Suministro del SNT al SEQ 
MW MVAR MVA FP
TRANSFERENCIA SNI : 566,7 143,2 584,5 1,0
VICENTINA T1 46 kV 16,2 0,9 16,2 0,998
VICENTINA T2 138 kV 59,3 18,0 62,0 0,957
SANTA ROSA TRN 46 kV 50,7 14,5 52,7 0,961
SANTA ROSA TRP 138 kV 53,6 16,6 56,1 0,955
S. ROSA E. ESPEJO S. ALEGRE 77,7 13,2 78,8 0,986
S. ROSA SELVA ALEGRE 134,9 40,8 140,9 0,957
3T0 0,0 0,0 0,0 0
POMASQUI QUITO 1 99,7 29,6 104,0 0,959
POMASQUI QUITO 2 38,8 12,1 40,6 0,955
S. ROSA PAPALLACTA 0,0 0,0 0,0 0
23 CONOCOTO 138 kV 19,9 0,0 19,9 1,000
TABABELA 138 kV 15,9 0,7 15,9 0,999
 
Tabla 13 Potencia suministrada por centrales de la EEQ y generadores privados 
DESPACHO DE CARGA: MW MVAR MVA FP
GENERACIÓN PROPIA : 90,1 14,5 91,3 1,0
C.H. CUMBAYÁ 30,0 1,5 30,0 0,999
C.H. NAYON 22,5 2,0 22,6 0,996
C.H. GUANGOPOLO 12,0 2,0 12,2 0,986
C.H. PASOCHOA 3,2 2,0 3,8 0,850
C.H. CHILLOS 1,8 0,3 1,8 0,990
36 
 
 
C.T. GUALBERTO HERNANDEZ 20,6 6,8 21,7 0,950
C.T. LULUNCOTO 0,0 0,0 0,0
AUTOPRODUCTORES : 6,65 2,81 7,2 0,9
ECOLUZ (HCJB) 3,5 1,0 3,6 0,962
LA CALERA (Machachi) 0,7 0,3 0,8 0,900
SILLUNCHI 0,0 0,0 0,0 0,0
EQUINOCCIAL 0,0 0,0 0,0 0,0
EMAAP (NOROCC) 0,4 0,2 0,900
PERLABI 1,2 0,9 1,5 0,813
URAVIA 0,9 0,4 1,0 0,898
 
Utilizando la función de regresión exponencial de Microsoft Excel se obtiene la 
curva de tendencia con su respectiva ecuación y el coeficiente de determinación, 
valores que se indica la Figura 12: 
Figura 12 Línea de tendencia de la demanda del SEQ 
 
2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA 
El pronóstico de la demanda se realiza mediante la extrapolación de la línea de 
tendencia del modelo de regresión exponencial, utilizando las herramientas 
estadísticas disponibles en Microsoft Excel, obteniendo los siguientes resultados 
para el período 2012 - 2021. 
y = 1,366E 34e4,205E 02x
R² = 9,781E 01
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
1
9
8
1
1
9
8
2
1
9
8
3
1
9
8
4
1
9
8
5
1
9
8
6
1
9
8
7
1
9
8
8
1
9
8
9
1
9
9
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
0
9
2
0
1
0
2
0
1
1
M
V
A
Año
37 
 
 
Tabla 14 Pronostico de la Demanda del SEQ 2012-2021 
PROYECCIÓN 2012 – 2021
Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Potencia MVA 756,42 788,90 822,78 858,12 894,97 933,41 973,50 1015,30 1058,91 1104,38
 
Todo proceso o modelo para realizar un pronóstico está sujeto a errores, por lo 
que es necesario cuantificar dichos equívocos con el propósito de determinar la 
bondad de ajuste, para tal fin se utilizará el criterio del error porcentual medio 
absoluto, MAPE por sus siglas en inglés (mean absolute percent error), el cual 
relaciona el error del pronóstico con el nivel de la demanda; esta medida permite 
contrastar diferentes modelos ya que es proporcional e independiente de la escala 
por lo que se debe seleccionar el modelo que tenga el menor MAPE asociado. 
El MAPE se calcula como el promedio de las diferencias absolutas entre los 
valores pronosticados y los reales y se expresa como porcentaje de los valores 
reales, como se indica en la ecuación 11. 
 (11) 
Aplicando la ecuación del MAPE con los resultados obtenidos del modelo de 
regresión exponencial y los valores reales de datos históricos, resulta un error de 
4,3% por lo que se concluye que el modelo presenta un nivel de ajuste adecuado 
respecto a los valores reales. 
2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ 
La metodología a aplicar para realizar la proyección de la demanda para cada 
subestación varía respecto al método utilizado para el total del sistema, esto 
debido a que los modelos de regresión tienen una baja bondad de ajuste frente a 
los datos observados en cada subestación. 
La curva de datos (mediciones) en las subestaciones no obedecen a tendencia 
alguna ya que bajo determinadas condiciones como: abastecimiento normal de 
energía, condiciones operativas, se debe transferir carga entre subestaciones para 
38 
 
 
mantener la continuidad del servicio así como resguardar la integridad de los 
equipos. 
Con este antecedente, se procede como lo indica la metodología del numeral 2.1, 
es decir, mediante el cálculo de tasas de crecimiento se procede a proyectar la 
demanda para cada una de las subestaciones. 
Por otra parte, más allá de hacer una estimación estadística de la demanda se 
tomará en cuenta la operatividad de las subestaciones considerando su capacidad 
disponible y años de servicio, por lo que los resultados esperados podrían variar, 
puesto que en el futuro la EEQ prevé aplicar un plan de transferencias de carga 
entre subestaciones con el fin de no sobrecargar los equipos en las 
subestaciones. 
Si bien la proyección de la demanda se la realiza para todas y cada una de las 
subestaciones pondremos énfasis en el desarrollo de la metodología para aquellas 
que son objeto de análisis en el presente trabajo. 
2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales 
de generación 
Para el período 2012-2021 se prevé que entrarán en operación tres centrales 
hidráulicas y una central térmica, mismas que son objeto de estudio en el presente 
trabajo. 
Para transportar la energía producida en las centrales hidráulicas Quijos, Baeza y 
Victoria se han tomado en cuenta como opciones para la conexión las 
subestaciones Tababela, EL Inga y Vicentina. 
Respecto a las posibles subestaciones consideradas para evacuar la potencia 
generada desde la central térmica ubicada en Perucho, estas son: San Antonio, 
Zámbiza y Nueva Cumbayá. 
39 
 
 
Subestación El Inga 
La Subestación (S/E) El Inga propiedad de CELEC EP - Transelectric, dentro del 
cual se ubicarán e instalarán los patios para 138 kV, 230 kV y 500 kV, el patio de 
230/138 kV con un transformador de 180/240/300