Estudio de coordinación de protecciones en alta y media tensión en ...

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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA

SEDE CUENCA

FACULTAD DE INGENIERÍAS

CARRERA: INGENIERÍA ELÉCTRICA

Tesis previa a la obtención del Título de:

Ingeniero Eléctrico

TEMA:

“ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN

ALTA Y MEDIA TENSIÓN EN LA SUBESTACIÓN “MACHALA”

PROPIEDAD DE LA CORPORACIÓN NACIONAL DE

ELECTRICIDAD S.A. - REGIONAL EL ORO”

AUTOR:

EDIXON STALIN ARCE LAZO

DIRECTOR:

ING. JAIME SANCHEZ

Cuenca – Febrero de 2010

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Los conceptos, análisis realizados y las conclusiones de la presente tesis, son de

exclusiva responsabilidad del autor.

Cuenca, Febrero 21 del 2010

_____________________________

EDIXON STALIN ARCE LAZO.

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Certifico que la presente tesis fue realizada en su totalidad por el señor Edixon

Stalin Arce Lazo.

___________________________

Ing. Jaime Sánchez.

Director de Tesis

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AGRADECIMIENTO

A Dios, creador de todo lo bello y grandioso que conocemos, el

cual bendice nuestro camino y guía nuestros pasos, llevándonos

siempre por la senda del bien y de la justicia.

Quiero expresar un sincero agradecimiento para con todas las

personas que de una u otra forma colaboraron en la ejecución de

este trabajo final tan esperado en mi carrera universitaria, en

especial a nuestro director de tesis Ingeniero Jaime Sánchez, quien

estuvo presente siempre asesorándonos de tal forma que el presente

proyecto sea realizado de la mejor manera, a nuestros tutores por

parte de CNEL EL ORO S.A., los Ingenieros Sergio Zambrano y

Jorge Moscoso los cuales fueron los partícipes principales de este

trabajo, los mismos que compartieron sus conocimientos,

anécdotas y experiencia laboral, me brindaron algo más

importante, su amistad.

A todos los docentes de la Universidad Politécnica Salesiana, los

cuales nos impartieron sus conocimientos en el día a día que

representa la vida universitaria, conocimientos valiosos para poder

crecer como profesionales y más aún, como seres humanos; a

nuestros compañeros, que luego se convirtieron en grandes amigos

y con los que vivimos momentos de alegría y también de tristeza, y

de los cuáles siempre nos llevaremos el mejor de los recuerdos,

pues de alguna manera se convirtieron en artífices para la

consecución de todos nuestros propósitos.

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DEDICATORIA

Gracias a Dios, a mis padres Narcisa Lazo y Benjamín Arce,

amigos y concejeros de toda la vida, siempre me guiaron por el

camino del bien y me enseñaron que con entrega y sacrificio se

puede alcanzar las metas tan anheladas, con la bendición de Dios

todo poderoso me supieron brindar su confianza, apoyo, me

brindaron algo más importante, su amistad.

A mis hermanos Irwin y Raúl, amigos de toda la vida, que de una u

otra manera supieron apoyar en esta vida estudiantil, porque si no

fuera por el amor de ellos no estaría culminando esta etapa muy

importante en mi vida.

A toda mi familia, que siempre me estuvo apoyando y brindando los

concejos necesarios para llegar al sueño tan esperado. Gracias

Leonor Pauta, Luis Lazo, Lourdes Lazo, Rocio Lazo, Mauricio

Noblecilla, Luis Orlando Lazo, Darwin Lazo, Luz García, Digna

Arce, Pedro Arce Mirian Arce, Cesar García. Gracias William

Torres amigo de toda la vida. Gracias Katherine por el apoyo

brindado en los momentos más difíciles de mi vida, porque el amor

que te tengo sobrepasa cualquier barrera, siempre juntos hasta el

final. Gracias a todos los creyeron en mi y gracias para los que no

creyeron.

Gracias Dios todo poderoso, porque sin tu ayuda no sería posible

la realización de este proyecto de tesis, Gracias

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ÍNDICE GENERAL

CAPITULO I: MARCO TEÓRICO

1.1 Generalidades……………………………………………………….……….-2-

1.1.1 Definición……………………………………………….....................-2-

1.1.2 Objetivos y Principios de Coordinación……………………………….-2-

1.1.3 Dispositivos de Protección…………………………………………….-4-

1.1.3.1 Fusibles………………………………………..…………………-4-

1.1.3.2 Reconectadores………………………………………….……….-7-

1.1.3.3 Relés de Sobrecorriente…………..…………………………….-11-

1.1.3.4 Relés Diferencial………………………..……...………...…….-14-

1.2 Tipos de Coordinación………………………………………...…………...-15-

1.2.1 Coordinación de Sobrecorriente………………………...………….-15-

1.2.1.1 Coordinación Fusible – Fusible…………………………..……-15-

1.2.1.2 Fusible – Reconectador……………………..……….…………-15-

1.2.1.3 Relé – Fusible………………………………………...…...……-20-

1.2.1.4 Relé – Reconectador…………………………….………..…….-21

1.2.1.5 Relé – Relé………………….……………..………...….……...-22-

1.3. Coordinación diferencial…………………………………………………..-23-

CAPITULO II: SITUACIÓN ACTUAL DE LA COORDINACIÓN

EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

2.1 Topología de las redes de distribución………………………...…………...-26-

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2.1.1 Obtención de datos en los transformadores de subtransmisión y media

tensión en esta subestación…………………………………………………-26-

2.1.2 Determinación de los parámetros de las líneas de distribución…....…-37-

2.1.3 Análisis y corrida de flujos en los alimentadores………………….…-43-

2.2 Estado actual del Sistema de Protección………………………...……..…..-44-

2.2.1 Detalles de los Equipos de Protección…………………….………...-44-

2.2.2 Análisis de la información obtenidas de los Sistemas de Protección..-53-

CAPITULO III: ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES

3.1 Obtención de datos del Software y Registro de Información……...…...…-121-

3.1.1 Parámetros Requeridos para el análisis………………………….…-121-

3.1.2 Curvas y Parámetros de los equipos de protección……..……….…-130-

3.1.3 Generalidades y modo de operación del software…………….……-132-

3.1.4 Alcance y efectividad de resultados obtenidos con el software…....-133-

3.2 Estudio de Flujos de Potencia………………………………….....….…...-133-

3.2.1 Distribución de la Carga…………………………………….…...…-133-

3.2.2 Determinación de la corriente de carga……………………….…....-136-

3.3 Estudio de cortocircuito…………………………………………...…...….-140-

3.3.1 Tipos de fallas…………………………...…………………...…......-140-

3.3.2 Determinación de las corrientes de falla…………….……...…..….-144-

3.4 Coordinación de Protecciones de sobrecorriente……………..….…..…...-148-

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3.4.1 Identificación de los equipos de protección existentes……….….…-148-

3.4.2 Determinación de los ajustes en base de la filosofía establecida…..-149-

3.5 Coordinación de Protecciones Diferencial……………..…………..……..-278-

3.5.1 Identificación de los equipos de medición existente…………..…...-278-

3.5.2 Determinación de los ajustes del equipo.............................…….....-282-

CAPITULO IV: ESTUDIO ECONÓMICO

4.1 Estudio de costos del proyecto de coordinación………………..….……..-292-

4.2 Estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A...-302-

CAPITULO V: CONCLUSINES Y RECOMENDACIONES

Recomendaciones………………………………..………………..……...…...-319-

Conclusiones………………………………..…………………………......….-322-

Bibliografía……………………………………………………………………-325-

Anexos………………………………………………………………….….….-327-

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CAPITULO I

Marco Teórico

En este capítulo se pretende realizar una revisión teórica de los

aspectos involucrados en el desarrollo de la tesis.

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1.1 Generalidades

1.1.1 Definición

A medida que el tiempo pasa se desarrollan diferentes dispositivos de

protecciones de sobrecorriente, teniendo en cuenta el factor económico que dicta

la necesidad de cada uno de estos dispositivos de protección en serie. Cuando

aumentan las distancias de la subestación, los dispositivos de protección a

utilizarse son menos costosos y menos sofisticados. El correcto estudio de la

aplicación de estas filosofías y los dispositivos de protección se conoce con el

nombre “coordinación”1.De acuerdo con esta definición, cuando se aplican en un

sistema dos o más dispositivos de protección, el dispositivo más cercano a la falla

(en el lado de alimentación de la falla) es el dispositivo “principal”. El

dispositivo adyacente a la alimentación es el de “respaldo”.

1.1.2 Objetivos y Principios de Coordinación.

GENERAL:

Realizar un Estudio de Coordinación de Protecciones de sobrecorriente en los

alimentadores a nivel de media tensión, protección diferencial y sobrecorriente de

los transformadores de Potencia, de la subestación “Machala” propiedad de

CNEL S.A. Regional El Oro.

ESPECÍFICOS:

o Recopilación de información, de la topología de las redes y equipos

eléctricos, curvas de equipos de protección, curvas de daño, etc.

o Determinación de los parámetros requeridos para el análisis

técnico, esto es, resistencias y reactancias de los componentes de

secuencia.

1 ZAMBRANO Sergio, MONTALVO Mauricio; “Coordinación Gráfica de Protecciones de

sobrecorriente en sistemas radiales”; Tesis de grado de Ingeniería Eléctrica; Universidad de

Cuenca; 2001.

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Modelación de redes, distribución de la carga, estudios de flujos de

potencia y cortocircuito empleando programas computacionales

disponibles en la Empresa.

Obtener un estudio técnico económico de los cambios a efectuar a dichos

equipos de protección.

Los principios comunes de coordinación para cualquier dispositivo de protección

de sobrecorriente están basados en reglas generales, las cuales se detallan a

continuación.

El equipo de protección no debe actuar con la corriente máxima de carga

actual, ni con la proyectada adecuadamente hacia el futuro más una

sobrecarga.

La protección principal debe eliminar una falla permanente o temporal

antes de que la protección de respaldo inicie su proceso de interrupción

(como en el caso de un elemento fusible) y opere hasta apertura definitiva

(como en el caso de un reconectador). De cumplirse con este criterio, la

protección de respaldo cubrirá a la protección principal en caso de que esta

fallara en su actuación.

El tiempo acumulado de permanencia de la falla debe ser menor que el

tiempo de recocido de los conductores y de las curvas térmicas de los

equipos.

El equipo debe soportar, abrir y cerrar la corriente de falla máxima del

sistema al que se encuentre conectado.

La protección principal debe detectar y actuar para la corriente de falla mínima en

la zona a proteger (punto extremo) contemplando la protección de respaldo, El

valor de esta corriente depende de la impedancia de la línea, resistencia de falla y

tierra, exclusivamente de la impedancia de

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secuencia positiva y cero al inicio del alimentador. Estos valores de

impedancia son dados por el CENACE los mismos que son analizados y

simulados, obteniendo nuevos valores para cada uno de las subestaciones

existentes en la CNEL S.A. – Regional El Oro.

Las interrupciones de servicio, causadas por fallas permanentes deben ser

restringidas a una sección lo más pequeña posible del sistema por el

tiempo más corto posible.

Debe detectar y actuar coordinadamente, tanto para fallas con máxima

generación como con mínima generación.

1.1.3 Dispositivos de Protección

1.1.3.1 Fusibles

Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y

confiable dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como:

Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido.

Interrumpir sobrecorrientes.

Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición

(extinción controlada del arco).

Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que

se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”;

y el intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina

“tiempo máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre

que es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde

y queda sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da

hasta que un técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible.

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Figura 1.1. Porta fusible Tipo L (intercambiable) fuente (COOPER-KEARNEY).

Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI

C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos.

Fusible tipo K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de

velocidades 6 a 8).

Fusibles Tipo T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).

Fusible tipo Std: Intermedia entre los K y T; son permisivos a las

fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11).

Fusible Tipo H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen

característica de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).

Fusible Tipo N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más

rápidos aún que los H.

Fusible Tipo X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las

fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32).

Fusible Tipo Sft: Provisto de elemento dual; no actúan ante fallas

temporarias en transformadores.

Fusibles Tipo MS o KS: Respuesta ultra lenta y mayor permisividad de

corriente que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad

20).

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Fusibles Tipo MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin

daños; poseen un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241

AYEE.

Fusibles tipo DUAL: Son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad

es de 13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente).

En siguiente grafico mostraremos diferentes tira fusibles los cuales conocemos

comúnmente, existen tira fusibles de diferentes marcas entre las más comunes

están Change, ABB, Cooper etc. A continuación se muestra la gráfica de algunos

tira fusibles según el tipo de amperaje.

Figura 1.2. Tira fusibles utilizados en media tensión

Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de

cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los

diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de

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protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y

subdivisión.

De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que

uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente

hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y

sub división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido

se funda antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda

antes que uno de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes

curvas según su valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos.

En la siguiente gráfica mostraremos curvas de tira fusibles de diferentes valores

en amperios.

Figura 1.3. Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente.

Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8).

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1.1.3.2 Reconectadores

Los reconectadores son dispositivos automáticos de recierre de un circuito

cuando se produce una falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar

corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir

la corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla

abren o cierran el circuito en una secuencia predeterminada. Si la falla persiste

después de ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga

de aislar el resto del sistema.

Los reconectadores se clasifican de acuerdo a la técnica de extinción del arco

utilizado, existen los de vacío y los de aceite mineral y al tipo de control que

utilizan para ejecutar la secuencia de recierre, la inteligencia o control puede ser

hidráulico ó electrónico. Las características principales del reconectador son las

siguientes:

Corriente de interrupción: Es la máxima corriente simétrica RMS que el

reconectador puede interrumpir.

Ciclo de trabajo: El ciclo de trabajo del reconectador es la secuencia de

operación que el equipo utiliza para despejar una falla y sobre la cual se determina

el tiempo de vida útil del equipo según la corriente de interrupción.

Corriente nominal: Es la corriente continua a 60 Hz que el equipo puede

soportar por un tiempo indefinido. Los reconectadores con control electrónico

vienen provistos de bobinas de 560 A ó 1120 A, según las cantidades de potencia

manejadas por el sistema. Los reconectadores con control hidráulico tienen

bobinas en serie con el circuito bajo supervisión, los cuales están en un rango de

25 hasta 560 A.

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Tensión de servicio: Es el voltaje nominal de operación del

reconectador, generalmente, el reconectador está diseñado para

soportar voltajes superiores a los voltajes de línea del sistema. Por

ejemplo, para un sistema de distribución a 13.8 KV, la clase de voltaje

de un reconectador es de 15.5 KV.

Los reconectadores tienen diversas curvas de tiempo inverso, lo que permite

escoger la adecuada para cualquier caso de coordinación, estas curvas se

denominan “lentas”, mientras que la operación de apertura instantánea también

posee curvas, denominadas curvas “rápidas”.

Figura 1.4. Curva de un reconectador Cooper Form 4. Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8.)

La secuencia de operación es un parámetro que se puede manejar, generalmente la

secuencia se compone de cuatro operaciones, entendiéndose cada operación como

una apertura del circuito. La rapidez de cada operación (apertura) la podemos

ajustar estableciendo en el reconectador qué curva domina la primera apertura, la

segunda, la tercera y la cuarta. La secuencia o ciclo estándar de trabajo para un

reconectador se muestra en la figura 1.5, el recierre del circuito después de una

apertura demora dos segundos en equipos con control hidráulico, y para equipos

con control electrónico este tiempo es ajustable. La figura 1.6 se muestra la

secuencia de operación del reconectador ante una falla en el circuito que

supervisa.

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Figura 1.5. Ciclo de trabajo de un reconectador 2

Figura 1.6. Secuencia completa de operación de un reconectador 2

Además los reconectadores poseen curvas que pueden ser usadas para el caso de

coordinación de un reconectador con cualquier equipo de protección, los

reconectadores pueden ser trifásicos o monofásicos dependiendo de las redes de

distribución existentes en el sistema de distribución.

ESTADO INICIAL

CONTACTOS

CERRADOS

APERTURA INSTANTANEA

DE CONTACTOS

CIERRE Y APERTURA DE

CONTACTOS

CIERRE Y APERTURA

DE CONTACTOS

CIERRE Y APERTURA DE

CONTACTOS ESTADO FINAL

CONTACTOS ABIERTOS

Sin retardo

intencional

retardo 2 seg.

Sin retardo

intencional

retardo 2 seg

retardo 2 seg.

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Figura 1.7. Curvas de un reconectador

Fuente (TCC simulador Cooper)

Figura 1.8. Reconectador Trifásico fuente (Ing. Sergio Zambrano CNEL EL ORO

SF 62)

1.1.3.3 Relés de Sobrecorriente

Este dispositivo de protección es uno de los más simples y muy altamente

utilizado, especialmente en alimentadores radiales de distribución (10 a 25 KV) y

transformadores de poca potencia hasta 4 MVA. Se usa como protección de

respaldo en equipos más importantes dentro de un sistema eléctrico de potencia,

2 LEÓN Andrés, VILLÓN Javier “Estudio de Coordinación de las protecciones eléctricas para la

Empresa Eléctrica Península de Santa Elena (EMEPE), Sub-Estaciones: Sta. Rosa, Libertad,

Salinas y Chipipe” Escuela Suprior Politécnica del Litoral Año 2001.

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como generadores, transformadores de gran potencia, líneas de media tensión, etc.

El funcionamiento de un relé de sobrecorriente es simple ya que su operación

depende de dos variables básicas las cuales describimos a continuación:

El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es

aquel valor que produce el cambio de estado del relé.

La característica de tiempo de operación.

Características de operación

De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden

clasificarse en:

Cuadro 1.1. Tipos de relés según su característica de tiempo de operación.

Protecciones de sobrecorriente instantáneas

Los relés de unidades aisladas, son pocos usados en los sistemas eléctricos de

potencia, normalmente se utilizan en conjunto con otras protecciones, con el

propósito de combinar sus características. Se construyen del tipo de armadura

succionada, armadura atraída y copa de inducción. El torque de estos elementos

responde a una expresión del tipo KI2, sus tiempos de operación son del orden de

los 10 a los 60 milisegundos.

instantaneos

tiempos de relés tiempo definido

retardados inverso

tiempo inverso muy inverso

extremadamente inverso

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Protecciones de sobrecorriente de tiempo definido.

Una protección simple de tiempo definido se puede obtener usando un relé

instantáneo en conjunto con un elemento temporizador (T) que produzca un

retardo necesario, en la práctica se utiliza muy poco una solución en base a

elementos independientes, sino que se usa un relé del tipo disco de inducción cuya

curva sea muy poco inversa, de modo que pueda llamarse de tiempo definido, en

este tipo de relé el tiempo se define para 10 veces la corriente de operación, en

adelante. Esta característica de operación se consigue utilizando una unidad de

medida cuyo núcleo se satura rápidamente. En los relés de estado sólido se utiliza

un elemento comparador que actúa a través de un temporizador. El relé opera sólo

si la sobrecorriente se mantiene durante el tiempo necesario. En caso contrario, el

relé no entra en proceso de operación.

Protecciones de sobrecorriente de tiempo inverso.

La principal característica de este tipo de relés es, que mientras mayor sea la

corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. En el caso de los de tipo

electromecánico, el relé está basado en una unidad de medida de disco de

inducción, ya sea del tipo de espira en cortocircuito o wattmétrica. En la siguiente

figura se muestra las curvas de los tres tipos de relés.

Figura 1.9. Curvas de tiempo corriente de relés: a) Instantáneo; b) Tiempo definido; c)

Tiempo inverso3

_________________

3. VILLARROEL, Manuel “Programa docente especial: Ingeniería de ejecución en electricidad

para técnicos de nivel superior protecciones de sistemas eléctricos” Año 2008.

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1.1.3.4 Relés Diferencial.

Es el único dispositivo ideado para la protección de personas y protección contra

contactos indirectos, debe tener una correcta toma de tierra para garantizar su

óptimo funcionamiento. Su misión es detectar de una intensidad de defecto (Idef),

que es una intensidad que surge cuando ocurre un defecto en la instalación, ya que

en ninguna circunstancia debe circular corriente por el conductor de tierra, este

dispositivo es capaz de detectar la diferencia entre la intensidad de entrada y la de

salida, abriendo sus contactos cuando los valores de estas intensidades no

coinciden. Una de las características principales es la sensibilidad que tiene para

detectar el mínimo valor de intensidad de defecto.

Por motivos prácticos y económicos, este relé es de mayor uso para la protección

de máquinas sincrónicas y asincrónicas, transformadores de potencia, barras de

subestaciones y líneas cortas, de potencias importantes (de 5 a 8 MVA). Para el

caso de líneas largas se utiliza la protección de líneas pilotos. En el siguiente

esquema podemos observar que la corriente que detecta el relé diferencial “R”, en

las condiciones indicadas, es igual a cero. Cuando ocurre una falla, sea

monofásica, bifásica o trifásica, en la zona protegida (entre los TT/CC),

produciendo una variabilidad que hace circular una corriente diferencial Id

distinta de cero, por el relé R, de modo que éste da la orden de abrir el interruptor

correspondiente.

Figura 1.10. Diagrama esquemático de un relé diferencial.

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1.2 Tipos de Coordinación

1.2.1 Coordinación de Sobrecorriente

1.2.1.1 Coordinación Fusible – Fusible

Figura 1.11. Coordinación fusible - fusible 1

En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se

denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que

la protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos

cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. Para la

coordinación fusible - fusible se logra mediante la selección adecuada del tipo de

fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda

antes que el de respaldo, aislando el área con problemas. En la práctica, la

coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje de falla de un

fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de

respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica

la coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, etc.) para un alimentador

ó circuito. Tómese en cuenta que cuando el fusible es de estaño se debe

multiplicar por 1,5 la corriente nominal con sobrecarga que depende de los

criterios del practicante que va a realizar dicha coordinación.

1.2.1.2 Reconectador – fusible

Para la coordinación del reconectador - fusible se pretende que una falla

permanente en el ramal secundario sea liberada por el fusible que protege y una

falla temporal sea liberada por el reconectador de cabecera. A continuación se

explica dicha coordinación mediante un ejemplo. En la figura mostrada a

continuación se presenta un diagrama unifilar muy sencillo para ejemplificar la

correcta coordinación de protecciones que debe existir entre un fusible y el

G T

Falla F1

F2

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24

reconectador de cabecera, tomando en cuenta dos situaciones diferentes a las

cuales debe actuar o no un reconectador, una falla temporal y una falla

permanente que ocurren en el mismo lugar pero en diferentes ocasiones.

Figura 1.12. Coordinación reconectador fusible 1

Para comprender el comportamiento de coordinación de protecciones es

necesario explicar de una manera grafica, donde se muestran las curvas del

reconectador y del fusible colocadas para la correcta coordinación.

Figura 1.13. Grafica de coordinación de protecciones Reconectador - fusible 3

En primera instancia se analiza una falla temporal que ocurre en el punto x entre

los puntos a y b que son protegidos por el fusible como se muestra en la figura

Ramal principal

Fusible

Falla

a

b

Reconectador

de cabecera

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25

1.12. Al ocurrir una falla temporal en el punto x la corriente aumenta

instantáneamente de valor hasta alcanzar el valor Ifx censando primero este

aumento de intensidad la curva 1 que es la curva rápida del reconectador esto

sucede en un tiempo t1 lo que provoca en este instante la primera apertura del

interruptor, el fusible no detecta el cambio de corriente ya que el valor alcanzado

por Ifx no llega a alcanzar su curva mínima de fusión, el reconectador cierra

automáticamente y como la falla es temporal esta fue liberada, de esta forma se

asegura la continuidad del servicio.

En segunda instancia ocurre una falla permanente en el punto x, la corriente sufre

un aumento instantáneo significativo. La curva 1 detecta el aumento de corriente

en el tiempo t1 opera por primera vez una curva rápida interrumpiendo el flujo de

corriente, el reconectador cierra sus contactos nuevamente y como la falla es

permanente la corriente aumenta de valor instantáneamente, el segundo aumento

de corriente ya no lo detecta la curva 1, ahora lo detecta la curva mínima de fusión

del fusible en el tiempo t2 comenzando a fundir en este instante, en el tiempo t3 el

fusible se funde totalmente y la falla es liberada antes que el reconectador opere

en la curva lenta 2, de esta forma se asegura la continuidad del servicio a los

lugares donde no existe falla.

Entonces, los técnicos liberan esta falla permanente, este tipo de fallas se pueden

presentar por:

Postes quebrados por choque de vehículos.

Vandalismo.

Líneas reventadas por árboles o fallas de aislamiento o diferentes aspectos

que concurren a producir diversos tipos de fallas.

Cuando se tiene dos dispositivos diferentes, la coordinación depende de la

ubicación relativa de ellos, es decir en el caso de que el fusible esté ubicado del

lado de la fuente operaría como protección de respaldo del reconectador o

viceversa.

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26

Fusible del lado de la Fuente.

Como se mencionó anteriormente para este caso la protección principal sería el

reconectador, y el fusible desempeña la función de respaldo, todas las operaciones

del reconectador deben actuar antes que el fusible, para lo cual el (mtf) del fusible

debe ser mayor que el tiempo de despeje lento del reconectador afectado por el

factor k, como se puede observar a continuación.

Figura 1.14. Coordinación fusible – reconectador3

Según Cooper Power Systems, los factores k para esta coordinación dependen del

tiempo del recierre en ciclos y del número de intentos, en la tabla a continuación

se presentan algunos valores de dicho factor.

Tabla 1.1. Secuencia de apertura de los reconectadores3

Fusible del lado de la Carga

Es necesario que el (mtf)3 del fusible sea mayor que la curva rápida del

reconectador multiplicada por el factor k, tabla mostrada a continuación, el punto

3 mtf = mínimo tiempo de fusión.

2 lentas 2 rápidas - 2 lentas 1 rápida - 4 lentas

2.70 3.20 3.70

2.60 3.10 3.50

2.10 2.50 2.70

1.85 2.10 2.20

1.70 1.80 1.90

1.40 1.40 1.45

1.35 1.35 1.35

90

120

240

600

SECUENCIA DE APERTURA

Tiempo de reconexión en segundos

25

30

60

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máximo de coordinación (PMC)4 y además de esto (mtd)

5 del fusible debe ser

menor que la curva temporizada del reconectador sin la multiplicación por el

factor, punto mínimo de coordinación (pmc)6.

Tiempo de reconexión en ciclos Secuencia de apertura

2 rápidas,2 lentas 1 rapida,3 lentas

25-30 1,8 1,25

60 1,35 1,25

90 1,35 1,25

120 1,35 1,25

Tabla 1.2. Factor k lado de la carga (Fuente Cooper System).

El reconectador debe tener al menos dos o más operaciones temporizadas o

retardadas para evitar la salida del circuito en caso de que el reconectador se

dispare cuando el fusible opere. Podemos visualizar de mejor manera en la grafica

de coordinación de curvas fusible - reconectador mostradas a continuación. Se

obtiene una mejor coordinación entre un reconectador y fusibles ajustando al

reconectador con dos operaciones instantáneas seguidas de dos temporizadas. Con

la primera operación se logra despejar el 80% de las fallas temporales, la segunda

despejará un 10% adicional, dejando claro que los fusibles son coordinados para

operar antes del tercer disparo del reconectador, logrando así redimir fallas

permanentes.

4 PMC = punto máximo de coordinación

5 mtd = mínimo tiempo de despeje

6 pmc = punto mínimo de coordinación

UPS

28

Figura 1.15. Coordinación fusible-reconectador3

1.2.1.3 Relé – Fusible

Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible

ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes

de que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la

curva máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto

debe mantenerse con el fin de permitir sobre –viajes del relé, errores en la señal

del transformador de corriente, etc.

De manera que aislamos el área afectada. Sin embargo, ciertos interruptores tienen

relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres en un intento de despejar

fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé de recierre y el

fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el fusible; una

vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse antes de

que el relé abra permanentemente el circuito. Cuando un relé es protección de

respaldo de un fusible, la curva tiempo - corriente temporizada del relé debe

quedar por arriba de la curva de (mtd) del fusible ó principal.

Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de (mtf) del fusible debe quedar

por arriba de la curva tiempo - corriente temporizada del relé de protección

principal. Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva

UPS

29

tiempo - corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de

(mtd) de F1 y también debe estar por debajo de la curva de (mtf) F2, esta

coordinación es indicada en el siguiente grafico.

Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 1

1.2.1.4 Relé – Reconectador.

Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 1

Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor

comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la

coordinación estará dada entre el relé que comanda al disyuntor y el

reconectador. El reconectador debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el

relé no debe llegar a completar su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de

operaciones del reconectador debe ser menor que la curva característica de

tiempo - corriente del relé. Este rango de coordinación está limitado por los relés

con curvas de tiempo extremadamente inversa.

G T D R

Falla

UPS

30

Figura 1.18. Coordinación Relé - Reconectador 3

1.2.1.5 Relé – Relé

En la coordinación de relés de sobrecorriente es obtenida a través del

establecimiento de la corriente mínima de disparo y del retardo de tiempo, de

manera que exista sensibilidad para poder detectar los diferentes tipos de fallas

que se pueden presentar en líneas de distribución, selectividad para poder

discriminar fallas en zonas de protección primarias y secundarias (de respaldo).

Para que la operación de los relés en conjunto sea selectiva, es preferible utilizar

curvas de tiempo inverso con el mismo grado de inversión (curvas inversas, muy

inversas, extremadamente, etc.)

Para lograr una correcta coordinación de relés de sobrecorriente, primero debemos

establecer límites en las zonas de protección que dichos equipos deberán actuar y

todos los datos necesarios de los equipos de protección, como marca, modelo,

número de partes del relés, transformadores de corriente; también debemos

conocerse las características del sistema eléctrico a proteger, parámetros de las

líneas como tipo y distancias, transformadores de potencia y celdas de media

tensión y características de los interruptores de potencia.

UPS

31

En este tipo de coordinación para determinar si los relés pueden tener unidad

instantánea se debe verificar si la corriente en el punto hasta donde se quiere que

“vea” el relé excedida en un 30% no sea mayor que la corriente de falla máxima

en el punto donde se ubicará el mismo, IFM2 > IFM (punto hasta donde se ve) x

1,3. Para la unidad temporizada, el taps se calibrará con un valor adicional a la

corriente de carga (varía del 10 al 50% dependiendo del caso), en el punto donde

se instalará el relé.

Figura 1.19. Coordinación relés - relés 3

El primer relé desde el lado de carga toma el dial más bajo si no existen otros

elementos de protección hacia el lado de carga. El cálculo del dial para los relés

siguientes hacia el lado de alimentación se realiza tomando en cuenta un tiempo

de 0.3 segundos, que corresponde a errores de tolerancia, sobrecarga, etc, que

pudieran presentarse en éstos1.

UPS

32

1.3. Coordinación diferencial.

La coordinación diferencial es una de las protecciones de mayor importancia en

los sistemas eléctricos de potencia, la misma que consiste en proteger al

transformador de potencia de las subestaciones. La protección diferencial se basa

en una comparación de corrientes, hace uso del hecho que un objeto protegido

siempre lleva la misma corriente (i) a sus dos lados cuando se encuentra en una

operación normal, una diferencia en corriente es una clara indicación de una falla

entre estas dos secciones. Si la relación del transformador de corriente actual, es la

misma, el devanado secundario del transformador de corriente CT1 y CT2 a los

lados del objeto protegido puede ser conectado formando un circuito eléctrico

cerrado con una corriente secundaria I; un elemento de medición M, que es

conectado al punto de balance eléctrico, si la diferencia de corriente de secuencia

es cero se establece una buena operación. Cuando ocurre una falla en el límite de

la zona del transformador de corriente, una corriente i1+i2, que es proporcional a

la corriente de falla I1+I2 fluyendo en ambos lados del elemento de medida.

Como resultado, el circuito mostrado en la figura # 20 asegura un confiable

disparo de la protección, si la corriente de falla fluye dentro de la zona de

protección, durante una gran falla para el elemento de medida M.

Figura 1.20. Protección diferencial 1

TRANSFORMADOR CT 1 CT 2

i

I1

i

i2

i1 + i2

i i1 i2 i

M

i1 + i2

UPS

33

Figura 1.21. Componentes de un sistema de protección 1

52 TP

T/C

ELEMENTO

AUXILIAR RELÉ

LINEA

UPS

34

CAPITULO II

Situación actual de la coordinación en el sistema

de distribución.

En este capítulo se pretende conocer el estado de los

alimentadores y de los equipos de protección de la

subestación Machala.

UPS

35

2.1 Topología de las redes de distribución

2.1.1 Obtención de datos en los transformadores de subtransmisión y media

tensión de la S/E Machala.

El transformador de potencia es una máquina eléctrica diseñada para un ciclo de

vida útil de 30 años aproximadamente, lo cual no quiere decir que no se pueda

seguir la operación más allá de este límite de tiempo, una de las características

importantes es conocer el estado y evolución del transformador para que esté en

condiciones de poder operar con máxima seguridad, saber si es apropiado

continuar su uso, conocer la capacidad de sobrecarga, limitar la potencia,

reacondicionarlo o en último de los casos retirarlo del servicio activo.

También es necesario conocer las características que tiene cada uno de estos

equipos, por ejemplo resistencia, impedancia, pérdidas en vacio, pérdidas en

cortocircuito, estos son datos obtenidos en pruebas a los cuales son sometidos.

En la actualidad el sistema eléctrico de CNEL EL ORO S. A posee 17

subestaciones (diagrama unifilar mostrado en el anexo 2.1), dichas subestaciones

están distribuidas en lugares estratégicos de la provincia de donde se reparten cada

uno de los alimentadores que cubren los diferentes puntos de carga.

Los transformadores de potencia (anexo 2.2), son capaces de reducir diferentes

niveles de tensión, en esta empresa la reducción es de 69/13,8 KV a nivel de

subtransmisión, existen transformadores de distribución de propiedad de la

empresa y privados, monofásicos (7,96/0.240 L_L) y trifásicos (13,8/0.220 L_L),

convencionales y auto protegidos, la mayoría de sus transformadores son

monofásicos con algunas excepciones trifásicas, en la tabla 2.1, podemos observar

la codificación por Subestación y los parámetros eléctricos más importantes de los

transformadores de reducción instalados en cada una de las Subestaciones

pertenecientes a CNEL El Oro S.A.

UPS

36

Tabla 2.1. Transformadores de Potencia, Subestaciones de CNEL El Oro S. A.

La Subestación escogida para nuestro análisis de coordinación de protecciones es

la Subestación Machala, la cual es una de las mayores en carga instalada, cuenta

con 5 alimentadores los mismos que cubren la parte urbana residencial de la

ciudad de Machala (anexo 2.3) el nombre y la codificación de los alimentadores

de la Subestación Machala son presentados a continuación.

0 411

0 412

0 413

0 414

0 415

código del

alimentadoralimentador

Madero Vargas

Unioro

Expreso II

Emproro

Condado

Tabla 2.2. Alimentadores de la S/B Machala.

SUBESTACIÓN RELACION CAPACIDAD X1=X2

Nombre VOLT ( KV ) MVA T1 T2 P.U

1 PEAÑA 69/13,8 1x10/12.5 Dyn11 0,763

2 BARBONES 67/13,2 2 X 2,5 Dyn11 Dy11 1,3567

3 EL CAMBIO 67/13,8 2x10/12.5 YNd11 YNd11 0,34

4 MACHALA 67/13,2 2x10/12.5 YNyn0 Yy0 0,34

5 La Avanzada 69/13,8 1x16/20 Dy1 0,45

6 LOS PINOS 69/13,8 1x16/20 Dy1 0,45

7 STA ROSA 69/13,8 2x5/6.25 Dyn1 Dyn1 0,6815

8 MACHALA CENTRO 69/13,8 1x10/12.5 Yd11 0,763

9 ARENILLAS 67/13,2 2x3,75 Dy1 Dy1 0,8742

10 PACHE 69/13,8 1x10/12.5 Dyn1 0,608

11 HUAQUILLAS 69/13,8 1x5/6.25 Dy1 1,3929

12 PAGUA 69/13,8 1x5/6.25 Dy11 1,0895

13 BALAO 69/13,8 1x5/6.25 Dy11 1,3929

14 SARACAY 69/13,9 1x5/6.25 Dy1 1,3929

15 LA IBERIA 69/13,8 1x10/12.5 Dyn1 0,592

16 POROTILLO 67/13,2 1x10/2.5 Dy1 2,4892

17 PRIMAVERA 69/13.8 1x10/12.5 Dy1 0,7763

Número de la

subestación

TIPO DE CONEXIÓN

UPS

37

La Subestación Machala posee dos transformadores de potencia, cada uno de 10

MVA, el primer transformador tiene un grupo de conexión Yy0, el segundo

transformador que es de la misma potencia y está conectado en YNyn0. A su vez

cada uno de los alimentadores de la Subestación Machala posee transformadores

de distribución convencional (protección externa) y auto protegidos (protección

interna), para nuestro estudio de coordinación de protecciones solo

consideraremos los transformadores pertenecientes a CNEL El Oro S. A. Las

características principales de estos transformadores y útiles en nuestro análisis son

las siguientes:

Potencia

Voltaje de alimentación en el lado de media tensión.

Voltaje de salida en el lado de baja tensión.

Impedancia en porcentaje (z %)

Resistencia en porcentaje (r %)

Pérdidas de Vacio (W)

Entre las marcas comunes de transformadores de distribución de CNEL El Oro S.

A, están INATRA e ECUATRAN, las mismas que facilitaron los valores de

impedancia, resistencia y pérdidas de vacio (anexo 2.4) que nos servirán

posteriormente para nuestro análisis de coordinación de protecciones, estos

fabricantes trabajan bajo las normas INEN e INCONTEC. Para tener una mejor

visualización de los alimentadores de la Subestación 04 se muestra a continuación

los diagramas unifilares y las corrientes de fallas en cada punto de protección, (el

diagrama unifilar del alimentador 0411 se muestra en el anexo 2.5) también se

colocan las características más importantes dentro de un alimentador las cuales

son:

Código de fusibles

Potencia de los transformadores

Calibres de los conductores (fase y neutro)

Longitudes de las líneas de distribución.

Valor en amperios actual del tira fusible instalado.

UPS

38

Alimentador Unioro figura 2.1

Corrientes de fallas en el Alimentador 0412 figura 2.1 1 con los códigos de los

tira fusibles.

UPS

39

Alimentador Expreso II figura 2.2

Corrientes de fallas en el Alimentador 0413 figura 2.2. 1 con los códigos de los

tira fusibles.

UPS

40

Alimentador Emproro figura 2.3

Corrientes de fallas en el Alimentador 0414 figura 2.3.1 con los códigos de los

tira fusibles.

UPS

41

Alimentador Condado figura 2.4 con los códigos de los tira fusibles.

Corrientes de fallas en el Alimentador 0415 figura 2.4.1

UPS

42

Descripción de los transformadores instalados en el alimentador 0411.

3 F 1 FNodos

0 - 1

#F A S E S

Potencia (KVA) conven-

cional

auto

protegido

37, 51 x x

1 x x

1 X x

1 - 2 2 x x

2 - 3 2 x x

3 - 4

0 - 1

25

15

25

50

50

37, 5

1 x x

7 x x

4 x x

1 x x

1 x x

1 x x

2 x x

500

750

10

4 - 5

3 - 4

15

25

37,5

50

400

1 x x

2 x x

1 x x

2 x x

5 - 6 1 x x

6 - 7

37, 5

25

25

10

15

25

4 - 5

2 x x

2 x x

1 x x

1

2 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

7 - 8

6 - 7 37, 5

50

50

100

100

15

25

15

25

banco 10 - 15

1 x x

1 x x

5 x x

2 x x

2 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

3 x x

1 x x

3 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

2 x

1 x x

2 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x

1 x x

1 x x

1 x x

11 - 12

9 - 10

8 - 9

7 - 8

10 - 1137, 5

37, 5

50

banco 25 - 25

45

37, 5

50

50

75

banco 25 - 25

37, 5

50

50

75

bancos 15 - 15

25

50

50

75

25

75

37, 5

15

25

25

30

37, 5

37, 5

15

1 x

1 x x

1 x x

3 x x

1 x x

1 x x

11 - 12

12 - 13

75

banco 10 - 10

50

50

banco 25 - 25

37, 5

37, 5

1 x

1 x

1 x x

1 x x

1 x x

2 x x

1 x x

2 x x

37, 5

50

50

12 - 13

banco 10 - 10

banco 15 - 15

25

25

30

Tabla 2.3. Transformadores instalados en el alimentador 0411.

UPS

43


3 F 1 F

0 - 1 1 x

1 - 2

37, 5

25

Nod

os # Potencia (KVA) conven-

cional

auto

protegido

F A S E S

1 x x

4 x x

3 x x

1 x x

1 - 2

2 - 3

25

25

37, 5

50

225

1 x x

1 x x

4 x x

2 - 3

3 - 4

25

37, 5

50

101 x x

1 x x

2 x x

7 x x

2 x x

3 - 4

37, 5

50

10

15

25



3 F 1 F

0 - 1 1 x x

1 - 2

37, 5

50

Nod

os # Potencia (KVA)conven-

cional

auto

protegido

F A S E S

2 x x

2 x x

2 - 3 2 x x

3 - 4 1 x x

1 - 2

4 - 5

50

50

25

75

201 x x

2 x x

1 x x

1 x x

25

30

50

4 - 5

20


UPS

44


3 F 1 F

0 - 1

37,5

Nodos# Potencia (KVA)

conven-

cional

auto

protegido

F A S E S

3 x x

2 x x

1 x x

1 x x

1 x x

1 x x

0 - 1

1 - 250

37,5

50

50

37, 5

25

10

2 x x

1 x x

1 - 2

2 - 3

50

37, 5

37, 54 x x

2 x x

1 x x

2 - 3

3 - 4

37, 5

50

37, 5

37, 51 x x

1 x x

1 x x

4 - 5

37, 5

50

100

3 - 4

37, 5

1 x x

1 x x

4 x x

4 - 5

5 - 6

37, 5

15

50

252 x x

2 x x

1 x x

2 x x

4 x x

1 x x

5 - 6

6 - 7

37, 5

50

15

25

15

50



3 F 1 F

0 - 1

Nodos # Potencia (KVA)

conven-

cional

auto

protegido

F A S E S

1 37, 5 x x

2 45 x x

0 - 1

1 - 21 50 x x

5 37, 5 x x

1 - 2

2 - 3

5 25 x x

3 37, 5 x x

4 50 x x

2 - 3

3 - 4

1 15 x x

5 25 x x

1 50 x x

3 - 4


UPS

45

Las pérdidas de vacío, resistencia y la impedancia de los transformadores de

distribución son parámetros muy importantes en el cálculo de flujos de potencia,

en los alimentadores de la Subestación 04 existes transformadores de distintas

potencias cada uno con un valor distinto de pérdidas, observemos la siguiente

tabla en donde se muestra las características eléctricas de los transformadores de

distribución.

Potencia Perdidas KW Z % r %

1F 100KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,2

1F 10KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6

1F 15KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6

1F 25KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,6

1F 37,5KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,3

1F 50KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,3

1F 75KVA 7,97/0,24 0,12 3 1,1

2F 20KVA 13,8/0,24 0,12 2,3 1,6

2F 30KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 1,3

2F 35KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 1,3

2F 50KVA 13,8/0,24 0,12 2,51 1,3

2F 52,5KVA 13,8/0,24 0,12 2,4 2

2F 55KVA 13,8/0,24 0,12 3,3 1,6

2F 62.5KVA 13.8/0.24 62,5 2,51 1,3

2F 65KVA 13,8/0,24 0,12 2,6 1,2

3F 100KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,7

3F 112,5KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,5

3F 15KVA 13,8/0,24 0,22 3 2,4

3F 225KVA 13,8/0,24 0,22 4 1,3

3F 300KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,3

3F 30KVA 13,8/0,24 0,22 3 2,1

3F 375KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,2

3F 400KVA 13,8/0,24 0,22 5 1

3F 45KVA 13,8/0,24 0,22 3 1,3

3F 500KVA 13,8/0,24 0,22 5 1,3

3F 50KVA 13,8/0,24 0,22 3 1,3

3F 55KVA 13,8/0,24 0,22 3,3 1,6

3F 60KVA 13,8/0,24 0,22 4,5 1,5

3F 750KVA 13,8/0,24 0,22 5 1,15

3F 75KVA 13,8/0,24 0,22 3,5 1,6

Tabla 2.8. Pérdidas, impedancia y resistencia de los transformadores de distribución.

UPS

46

2.1.2 Determinación de los parámetros de las líneas de distribución.

Los parámetros de las líneas de distribución son de mucha importancia al

momento de realizar el estudio de protecciones, en la tabla mostrada a

continuación observamos los conductores y arreglos en cada una de las líneas de

distribución de los alimentadores de la Subestación 04.

1 F 2 F 3F

0 411 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)

0 412 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)

0 413 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)

0 414 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)

0 415 1*4 (2) 2*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)

Alimentador líneas de distribución

Tabla 2.9. Calibre de conductores instalados en los alimentadores de la Subestación 04

Una vez conocidos los calibres de los conductores de estos alimentadores

procedemos a mostrar las características principales de cada uno de ellos, las

mismas que son recopiladas de la base de equipos del programa computacional

adquirido por CNEL El Oro S. A.

AWG o MCM MATERIAL DIAMETRO RMG R (ohm/millas) A

4/0 ACSR 0,563 0,00814 0,592 340

2/0 ACSR 0,447 0,0051 0,895 270

#4 6/1 ACSR 0.25 0.00437 2.57 140

#2 6/1 ACSR 0.316 0.00418 1.69 180

3/0 6/1 ACSR 0.502 0.006 0.723 300

#2 7/1 ACSR 0.325 0.00504 1.65 180

#5 6/1 ACSR 0.223 0.00416 3.18 120

#4 7/1 ACSR 0.257 0.00452 2.55 140

Tabla 2.10. Características de los conductores instalados en las líneas de distribución

UPS

47

Tipos de estructuras.

Cada alimentador de esta Subestación posee diferentes tipos de estructuras,

realizando un análisis por nodos se concluye que la estructura predominante es la

tipo VP, como podemos observar en las tablas mostradas a continuación.

VP SC UP

Tipos de estructura /

cantidadAlimentador nodos

0 411

0 - 1 15

1 - 2 5 3

2 - 3 9 2

3 - 4 5 15

4 - 5 10 9

5 - 6 4

6 - 7 21 2

7 - 8 27 5

8 - 9 30 5

9 - 10 24 2

10 - 11 12

11 - 12 20 3

12 - 13 24

206 0 46TOTAL

0 411

Tabla 2.11. Estructuras instaladas alimentador 0411

VP SC UP

0 412

Alimentador nodos


cantidad

0 - 1 34

1 - 2 71 12

2 - 3 15

3 - 4 91 51

4 - 5

5 - 6

211 0 63TOTAL

0 412


UPS

48

VP SC UP

Alimentador nodos


cantidad

0 413

0 - 1 25

1 - 2 18 3

2 - 3 16

3 - 4 9 3

4 - 5 28

96 0 6TOTAL

0 413


VP SC UP

Alimentador nodos


cantidad

0 4114

0 - 1 35 36

1 - 2 6

2 - 3 13 3

3 - 4 3 8

4 - 5 13 11

5 - 6 15 6

85 0 64

0 4114

TOTAL


VP SC UP

Alimentador nodos


cantidad

0 415

0 - 1 13

1 - 2 19 2

2 - 3 17 28

3 - 4 20 4

56 13 34TOTAL

0 415


UPS

49

Las distancias entre fases y de fase a neutro en la estructura predominante son de

mucha importancia al momento de realizar el cálculo de las impedancias de

secuencias positiva, negativa y cero, siendo la distancias entre fases 0,70 m y la

distancia entre fase y neutro 1,8 m, observemos la grafica mostrada a

continuación.

Figura 2.5. Distancias entre fases en la estructura VP

Con la obtención de las estructuras y los parámetros de las líneas de distribución

se procedió a investigar los métodos para el cálculo de las redes de secuencia,

impedancia positiva (+), impedancia negativa (-) e impedancia cero (0) de las

líneas de distribución. Para el cálculo de estas impedancias comparamos dos

métodos el primero es el de J. R. Carson: “Ware propacation in overhead wires

with ground return” en este método se calculan las impedancias de secuencia

incluyendo el circuito de tierra, el mismo que no era el muy convincente porque

en este se utilizaba el conductor de tierra y el cálculo se lo debería hacer con el

conductor neutro, el segundo método de SynerGEE Electrical 3, 8 es muy

parecido pero este utiliza los datos de las líneas de distribución (fase - neutro)

como distancias entre fases, radio medio geométrico y resistencias de los

conductores. Analizando los dos métodos llegue a la conclusión que el mejor

método sería el segundo porque trabaja con datos reales del alimentador

previamente levantados en el GIS y realiza los cálculos con el conductor neutro, a

continuación se muestra la formulación empleada para el cálculo de estas

impedancias.

UPS

50

Primero calculamos la impedancia propia de la fase:

GMR: radio medio geométrico, obtenido de las diferentes tablas de conductores.

ρ: resistividad del terreno en ohmios (100 Ω).

Las constantes:

K1 ohm/Hz*mi K2 ohm/Hz*mi K3

0,00158837 0,0020224 7,6786

La impedancia mutua de la fase están dadas por:

DP: es la distancia entre fases.

Luego calculamos la impedancia propia del neutro:

Impedancia mutua del neutro:

DN: es la distancia entre la fase y el conductor neutro.

Entonces obtenemos impedancias propias y mutuas generales:

MIf

LNGMRLNKjfKrZPS

31 *

3

321

**¨

¨**

CABCABP

PPM

DDDD

MIfLNDLNKfjKfKZ

MIf

LNGMRLNKjKfKrZ NNS

321

3

321

**¨

¨**

CNBNANN

NPN

DDDD

MIfLNDLNKfjKfKZ

UPS

51

ZS: impedancia propia ZM: impedancia mutua

Por último, impedancias de secuencia:

Z0: impedancia de secuencia cero.

Z1: impedancia de secuencia positiva.

Z2: impedancia de secuencia negativa.

Z0 Z1,2

0,592+0,779i

IMPEDANCIAS DE LAS LÍNEAS 3 F

SUBESTACIÓN 04

1,304+2,2880i

Tabla 2.16. Valores de líneas 3 F Tabla 2.17. Valores de líneas 1 F

Figura 2.6. Estructura tipo VP

MIZ

ZZZ

NS

PNPSS

2)(

MIZ

ZZZ

NS

PNPMM

2)(

MS

MS

ZZZ

ZZZ

2,1

0 2

IMPEDANCIA DE LÍNEA 1 F SUBESTACIÓN 04

Z 1 = 1,049 + 0,413 i

UPS

52

2.1.3 Análisis y corrida de flujos en los alimentadores.

Una vez obtenida toda la información es posible realizar un análisis de flujos de

potencias en los alimentadores de la Subestación 04. En la actualidad CNEL El

Oro S.A, posee un software llamado SynerGEE Electrical 3. 8, este software es de

procedencia Estadounidense, y es uno de los más potentes a nivel mundial. Los

resultados de la corriente de carga en cada uno de los puntos de protección son

mostrados en el capítulo 3. 2.

En la siguiente figura observaremos un panorama del software utilizado para el

análisis de flujos de potencia.

Figura 2.7. Panorama del software utilizado para el análisis de flujos de potencia

UPS

53

2.2 Estado actual del Sistema de Protección

2.2.1 Detalles de los Equipos de Protección.

Reconectadores:

En la actualidad cuatro de los alimentadores de la Subestación 04 poseen como

equipo de protección principal un reconectador con control electrónico de

diferentes marcas, los mismos que están colocados en el arranque de cada

alimentador, la protección principal del alimentador 0413 es un disyuntor

colocado en el arranque. En las tablas mostradas a continuación podemos observar

las características más relevantes y la configuración actual de cada uno de estos

reconectadores.

Modelo Cooper F 5

Tensión ingreso 13,8 - 15 KV

I mínima curva 100 A

I máxima curva 12500 A

tiempo mínimo 15 seg.

tiempo máximo 0,52 seg

Tipo de control Elect. VWE

Fases 3 F

Refrigerante Aceite

Modelo de curva ANSI 135

Fuente externa alim. 120 V CA

# de curva Kyle 135

I disparo mínimo fase 300 A

I disparo mínimo tierra 150 A

Frecuencia 60 HZ

Voltaje fase Neutro 7,69 KV

Zona de coordinación deshabilitada

Conexión Y - Y

Tabla 2.18. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0411.

(Anexo 2.6)

UPS

54

Modelo Cooper F 5

Tensión ingreso 13,8 KV

I mínima curva 100 A

I máxima curva 12500 A

tiempo mínimo 15 seg.

tiempo máximo 0,52 seg

Tipo de control Elect. VWE

Fases 3 F

Refrigerante Aceite

Modelo de curva fase ANSI 135

Modelo de curva

tierra

ANSI 135

Fuente externa alim. 120 V CA

# de curva Kyle 120

I disparo mínimo fase 250 A

I disparo mínimo

tierra

125 A

Frecuencia 60 HZ



Conexión Y - Y

Tabla 2.19. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0412.

(Anexo 2.7)

Como se dijo anteriormente en el alimentador 0413 no posee reconectador con

control electrónico sino un disyuntor el cual posee la siguiente curva.

Figura 2.8. Curva del disyuntor alimentador 0413

UPS

55

Modelo ABB interrup. OVR


Tipo de control PCD

Fases 3 F

Refrigerante Vacio

Modelo de curva Inversa estándar

Fuente externa alim. 125 VDC

# de curva Inversa estándar

I fase inversa 300 A

I tierra inversa 150 A

I fase estándar 10 A

I tierra estándar 10 A

Frecuencia 60 HZ



Conexión Y - Y

Alternativa 1 deshabilitada


Tabla 2.20. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0414.

(Anexo 2.8).

Tabla 2.21. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0415.

(Anexo 2.9)

Modelo ABB interrup. OVR


Tipo de control PCD

Fases 3 F

Refrigerante Vacio

Modelo de curva Inversa estándar

Fuente externa alim. 125 VDC

# de curva Inversa estándar

I fase inversa 200 A

I tierra inversa 100 A

I fase estándar 5 A

I tierra estándar 5 A

Frecuencia 60 HZ



Conexión Y - Y


UPS

56

Fusibles

La mayoría de los alimentadores de la Subestación 04 poseen equipos de

protección (interruptor fusible) en el ramal principal y en algunos casos en los

ramales secundarios, los valores de estos son mostrados en el capítulo 2.1. 1

(diagrama unifilar de los alimentadores), la ubicación de cada fusible esta dado

por un código de tramo que está disponible en el GIS y de igual manera posee un

código para el interruptor fusible. A continuación se muestra las características y

las codificaciones de los equipos de protección por cada uno de los alimentadores.

1 F 3 F línea tranfo

Alimentador 0411

Fases codigo del

fusible

código del

tramoAmperios

2 - 3

nodos Potencia KVAprotección de

x 209363 347365 12 x 25

x 209364 347675 15 x 25

2 - 3

3 - 4

x 209683 347997 40 x

x 209365 347686 40 x

x 212883 358877 25 x

x 209686 348319 15 x

x 209684 348315 15 x

3 - 4

4 - 5x 209691 348640 20 x

x 209690 347088 40 x

5 - 6 x 209696 348960 10 x

4 - 5

6 - 7

x 210008 349623 20 x 50

x 217364 373915 10 x 25

x 230163 434072 40 x 100

x 201071 349280*

6 - 7

7 - 8

x 216727 373591 25 x

210648 351524*

x 216726 373284 15 x

x 210650 351840 25 x

x 217044 373609 10 x 25

x 217043 373607 10 x 25

x 217046 373620 20 x

x 216725 373278 10 x

x 216723 373271 12 x 37, 5

x 217045 373616 20 x

7 - 8

8 - 9

x 216724 373276*

x 210969 352496 50 - 65 - 50 x

x 216404 372971 20 x 50

x 216098 372968 20 x 75

x 210975 352838 50 - 40 - 50 x

x 210971 352810 20 x

x 216092 372636 15 x 50

8 - 9

Tabla 2.22. Descripción de los interruptores fusibles en el alimentador 0411.

UPS

57


Alimentador 0411

9 - 10

nodosFases codigo del

fusible

código del

tramoAmperios

protección dePotencia KVA

x 210972 353116 10 x

x 216094 372952 15 x 75

x 210977 372644 25 - 30 - 50 x

x 216092 372636 15 x 50

9 - 10

10 - 11

x 216724 373276*

x 210969 373276 50 - 65 - 50 x

x 216404 372971 20 x 50

x 216098 372968 20 x 75

x 210975 352838 50 - 40 - 50 x

x 210971 210971 20 x

x 216097 372964 15 x 37, 5

x 216092 372636 15 x 50

10 - 11

11 - 12

x 210972 353116 10 x

x 216094 372952 15 x 75

x 210977 372644 25 - 30 - 50 x

x 216092 372636 25 x 50

x 229525 432155 3 x

x 216091 216091 10 x

229843 432792 6 x

11 - 12

12 - 13

x 211284 354402*

x 216083 372327 12 x 37, 5

x 216088 372336 10 x banco 25 - 25

x 216087 372333 10 x 37, 5

216089 372333 10 x 37, 5

x 211285 353454*

x 211606 347161 40 x

x 215443 371351 25 x 75

x 215444 371354 10 x 75

x 215445 371357 10 x 50

x 211608 211608 25 - 40 - 30 x

x 211605 355037 10 x

x 211604 355033 10 x

x 215763 371991 6 x

x 215127 371033 6 x

214814 370398 15 x 50

x 211926 356317 15 x

x 215764 355361*

x 214818 370713 20 x 50

x 211924 355996 30 x

x 214815 370399 10 x 25

12 - 13

Tabla 2.23. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0411.

UPS

58


Alimentador 0412


0 - 1

AmperiosnodosFases código del

fusible

código del

tramo

x 213535 363043 8 x 37, 5

x 213538 363991 100 x

213537 363366*

0 - 1

1 - 2

x 213847 364634 15 x

x 213851 364955 15 x

x 213853 364963 20 x

x 213855 365274 15 x 50

x 213857 365283 15 x

1 - 2

2 - 3

x 214164 365913 80 x

x 214165 365917 25 x

x 214808 370076 10 x

x 214803 369752 15 x

2 - 3

3 - 4

x 214166 365919 80 x

x 214167 365925 20 x

x 214169 366551 10 x

x 214172 367206 10 x

x 214173 367519 20 x

x 214486 368792 40 x

x 214489 368806 12 x

x 214492 369431 10 x

x 214483 368155 10 x

x 214484 368471 10 x

3 - 4

Tabla 2.24. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0412


0 - 1 x 213203 359515 25 x

nodosFases código del

fusible

código del

tramoAmperios

protección de

Alimentador 0413

Potencia KVA

1 - 2x 233044 445915 15 x 50

x 213206 359834 20 x

2 - 3 x 213208 359846 20 x

1 - 2

3 - 4

x 213524 361760 50 x

x 213525 362078 15 x 50

x 213528 362403 25 x

3 - 4


UPS

59


Alimentador 0414


fusible

código del

tramoAmperios


0 - 1

x 232418 444636 6 x 50

x 232410 443680 25 x

x 232408 443671 15 x

x 232407 443362 12 x 50

x 232412 443686 25 x

x 232415 444004 30 x

x 232417 444326 25 x

x 232737 445605 100 x

x 233731 445285 6 x

x 232735 445603 3 x 15

x 232739 462552 3 x

x 236563 454574 80 x

x 237212 237212 15 x

x 237211 457123 10 x 50

x 236564 455193 15 x 37, 5

0 - 1

1 - 2

x 236568 455513 8 x 37, 5

x 236569 455517 10 x 50

x 236566 455203 10 x 50

1 - 2

2 - 3

x 237217 458082 25 x

x 237215 458077 25 x

x 237216 458079 80 x

x 237214 457754 30 x

x 236886 456157 20 x

x 236885 456154 15 x 50

2 - 3

3 - 4x 237213 457443 40 x

x 234643 449113 15 x 50

3 - 4

4 - 5

x 234646 449431 10 x

x 234648 449436 10 x

x 234644 449119 20 x 50

x 234650 449439 20 x

x 234656 449461 10 x 50

x 234652 449453 10 x 50

x 234654 449457 10 x 50

4 - 5

5 - 6

x 234964 450392 30 x

x 235925 453285 10 x

x 235923 452954 8 x 15

x 234969 450715 10 x 25

5 - 6

6 - 7

x 235297 450718 30 x

x 235294 452314 10 x

x 235293 452006 10 x 37,5

x 234973 451366 10 x 37, 5

x 235283 451684 8 x 15

x 234976 451672 10 x 50

x 235284 451992 12 x 50

x 236245 236245 15 x 50

x 235291 454235 10 x 50

6 - 7


UPS

60


0 - 1 x 217683 374558*


1 - 2

Alimentador 0415


fusible

código del

tramoAmperios

x 217685 374874 140 x

x 217689 375191 20 x1 - 2

2 - 3

x 217687 374883 8 x

x 217688 374886 80 x

x 218004 375843 10 x

x 218010 376471 15 x

x 218325 377121 15 x

x 218645 377758 10 x

2 - 3

3 - 4

x 218653 378712 15 x

x 218654 378717 50 x

x 218975 380006 25 x

x 218972 379689 30 x

x 218966 379360 8 x

3 - 4


Los que tienen la simbología del * no son seccionadores fusibles sino

seccionadores cuchillas los mismos que sirve para la transferencia de carga.

En la siguiente tabla se muestra el nivel de aislamiento BIL para los interruptores

fusibles utilizados en CNEL El Oro S. A, con un nivel máximo de voltaje de 15

KV.

Simétrica Asimétrica

15 110 100 7100 10000 216

15 110 100 10600 16000 216

15 110 200 8000 12000 216

corriente de interrupción

Voltaje máximo de diseño KV Voltaje de impulso (BIL) Corriente continua 60 HZ Distancia de aislamientoen rms

Tabla 2.28. Nivel de aislamiento para interruptor fusible

UPS

61

Protección diferencial

La Subestación 04 posee dos transformadores de potencia de 10 MVA los mismos

que están protegidos por una protección diferencial también conocida con el

nombre de TPU (unidad de protección del transformador), su función principal es

aislar al transformador en el caso de producirse una falla en media y alta tensión.

En el siguiente grafico se muestra un diagrama unifilar de este tipo de protección.

Figura 2.9. Diagrama unifilar de la protección diferencial Subestación 04

Simbología:

D disyuntor.

TC Transformador de corriente.

87 Protección diferencial.

Figura 2.10. Protección diferencial TPU 2000R

UPS

62

A continuación mostraremos las características eléctricas del equipo de protección

para los transformadores de potencia de la Subestación 04.

Tabla 2.29. Características eléctricas de la protección diferencial

2.2.2 Análisis de la información obtenida de los Sistemas de Protección.

Antes de realizar el análisis del sistema de protecciones realizaremos un análisis

de la topología actual de cada uno de los alimentadores de la Subestación 04.

Análisis de la topología actual alimentador 0411, como se observa en el diagrama

unifilar mostrado anteriormente este alimentador es uno de los más grandes en

carga instalada y la topología es de forma radial simple, en los nodos del 1 al 3

que están al inicio del alimentador existen derivaciones monofásicas las mismas

que poseen seccionador fusibles al inicio del ramal, lo que quiere decir que están

coordinando directamente con el reconectador, esto se debe a la topología de las

redes de distribución actual, entonces al momento de producirse una falla en esta

línea de distribución podría llegar a causar daños irreparables en los equipos de

distribución, todo esto se debe por no tener su respectiva protección de respaldo.

Por consiguiente se recomienda que no deba existir ninguna red de distribución

antes del primer seccionador fusible que está coordinando con el reconectador.

ABB

TPU 2000 R

125 VD

100/1

500/1

YNyn0

10 MVA

DELTA - DELTA

DESHABILITADA

0,4 A

7, 2 A

PROTECCIÓN DIFERENCIAL

Conexión del transformador

Potencia del transformador

Conexión del relé de alta y media

Protección de armónicos

Corriente mínima

Ajuste de corriente de la protección

diferencial

Marca

Control

V de funcionamiento

Relación del Tc de 69 KV

Relación del Tc de 13, 8 KV

UPS

63

Análisis de la topología actual alimentador 0412, como se observa en el

diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador tiene una topología

radial simple, la única observación que se puede hacer en este alimentador es que

entre los nodos 0 y 1 existe un transformador de distribución el mismo que posee

un seccionador fusible de código 213535 que está coordinando directamente con

el reconectador, por lo cual se recomienda desplazar esta pequeña acometida

después del fusible de código 213538 ya que de esta manera cumpliría con los

procesos de coordinación en donde debería existir un fusible principal y uno de

respaldo.


diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee transformadores

de distribución auto protegidos que se encuentran entre los nodos 0 y 1, al

momento de presentarse una falla en la línea que va desde la red al transformador

este afectará directamente al disyuntor colocado en cabecera y por consiguiente

dejaría sin energía a todo el alimentador. Por lo cual se debe mejorar esta

topología o implementar un seccionar fusible para prevenir daños que pueden ser

irreparables para los equipos de distribución.


diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee una gran

cantidad de transformadores de distribución que van desde el nodo 0 hasta el tira

fusible de código 232737 que es el más significativo del ramal principal, el mismo

que está coordinando con el reconectador.

El problema se presentara cuando sucede una falla en los seccionadores fusibles

que están antes del fusible más significativo, esta falla repercutirá directamente al

reconectador dejando a todo el alimentador sin energía, esto se debe a la topología

actual que existe en este alimentador, podría proponerse dos tipos de

modificaciones que son nombradas a continuación:

UPS

64

Diseñar una red que vaya desde el nodo 1 y alimente a todos los

transformadores de distribución (mayor costo). Con esto se reducirá la

corriente de falla y se podrán colocar nuevos valores de fusibles

apropiados que soporten dicha corriente.

O, reubicar el seccionador fusible de código 232737, con un nuevo valor

de tira fusible (menor costo). Esto es de forma incierta, ya que habría que

ver si existe un fusible para que soporte tal corriente de falla.

Análisis de la topología actual alimentador 0415, como podemos observar en el

diagrama unifilar mostrado anteriormente en este alimentador no existen

seccionadores fusibles antes del fusible que está coordinando con el reconectador

por lo cual no se recomienda realizar configuraciones en la topología del mismo.

Con toda la información recopilada es posible realizar el análisis de protecciones

por alimentador de la Subestación 04 con la ayuda de curvas de tira fusibles

observaremos la coordinación actual de protecciones en estos alimentadores. La

mayoría de los fusibles de estos alimentadores son de marca “chance” y sus

curvas son representadas a través de un programa computacional llamado

SynerGEE Electrical 3.8, el mismo que nos ayudará hacer el estudio de

coordinación de protecciones en estos alimentadores.

Análisis de la coordinación actual en el alimentador 0411

En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores

de los tira fusibles actuales del alimentador 0411, también se puede observar que

no existen fusibles en el ramal principal, sino en las derivaciones del mismo, lo

que quiere decir que al momento de presentarse alguna falla en cualquiera de las

derivaciones esta afectará inmediatamente al reconectador colocado en cabecera,

esto se puede demostrar gráficamente mediante curvas de coordinación, también

se puede observar que no en todas las derivaciones existen seccionadores fusibles

por lo cual se recomienda implementar seccionadores fusibles en las derivaciones

que no lo posean, la mayoría de estos fusibles no están debidamente

UPS

65

dimensionados porque en algunos casos no soportan la corriente de falla máxima

existente en ese punto y esto repercutirá al fusible de respaldo dejando a un gran

número de abonados sin servicio de energía eléctrica. A continuación

observaremos las curvas de los fusibles en su situación actual.

Figura 2.11. Coordinación actual del F 156 (no existe coordinación)


UPS

66

Figura 2.13. Coordinación actual entre F 152 y F 153 (no existe coordinación)


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UPS

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Figura 2.17. Coordinación actual del F 148 (si existe coordinación)


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Figura 2.25. Coordinación actual entre F 140 y F132 (si existe coordinación)


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73


Figura 2.28. Coordinación actual entre F 132 – F 136- F 134 (no existe coordinación)

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74



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75

Figura 2.31. Coordinación actual entre F 131 y F 129 (si existe coordinación)

Figura 2.32. Coordinación actual entre F 131 y F 130 (si existe coordinación)

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76

Figura 2.33. Coordinación actual entre F 125 – F 127 – F 128 (no existe coordinación)

Figura 2.34. Coordinación actual entre F 125 – F 126 (no existe coordinación)

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Figura 2.41. Coordinación actual entre F 110 - F 113 (no existe coordinación)


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85

Como podemos observar en la tabla del anexo 2.10 existe el 57, 5 % de errores de

coordinación entre fusibles principales y el de respaldo. También se debe destacar

que el 42,5 % de los fusibles colocados en el alimentador 0411 si están

cumpliendo con su función de protección con respecto a la corriente de falla

medida en ese punto. Para tener una idea gráfica de los errores de coordinación

observemos el siguiente gráfico.

Figura 2.51. Errores de coordinación en el alimentador 0411


En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores

de los tira fusibles actuales e instalados en el alimentador 0412, este alimentador

si cuenta con seccionadores fusibles en el ramal principal esto quiere decir que si

existe la posibilidad de realizar la coordinación reconectador – fusible,

conociendo que el reconectador no está funcionando como tal sino como un

disyuntor con una sola curva rápida. Antes de analizar observemos las graficas

mostradas a continuación en donde se presenta la coordinación actual de los tira

fusibles instalados en el alimentador 0412, estas graficas son obtenidas del

programa utilizado para realizar el estudio de coordinación de sobrecorriente,

SynerGEE Electrical 3.8.

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91

Figura 2.62. Coordinación actual entre F 212 – F 214 (no existe coordinación

Figura 2.63. Coordinación actual entre F 212 – F 215 (si existe coordinación

UPS

92

Figura 2.64. Coordinación actual entre F 212 – F 216 (si existe coordinación)

Figura 2.65. Coordinación actual entre F 212 – F 217 – F 218 – F 219 (no existe coordinación)

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93



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94

Como podemos observar existe un fusible colocado antes del fusible principal el

mismo que está coordinando directamente con el reconectador, entonces cuando

suceda una falla en media tensión y esta no esté bien coordinada afectará

directamente al reconectador llegando a causar la desconexión total del

alimentador.

En la derivación del nodo 4 no existe seccionador fusible al comienzo del ramal,

esto significa que al momento de producirse una falla esta afectará directamente al

fusible de código 214166 dejando a un gran número de abonados desconectados

lo cual no es lo correcto, por lo cual se recomienda colocar un seccionador fusible

en este ramal.

Observamos que en la derivación inferior del nodo 4 existe una redundancia en

protecciones, por lo cual es muy difícil coordinarlas por su parecido valor de

corriente de falla, entonces se recomienda eliminar el seccionador fusible de

código 214492.

También se puede observar que existen errores en la coordinación entre el fusible

principal y el fusible de respaldo que no están cumpliendo con los tiempos de

despeje, esto significa que al momento de producirse una falla no existirá la

función de selectividad (primero opera el principal y luego el de respaldo).

Observemos el anexo 2.11, existe el 75 % de errores de coordinación en el ramal

principal, derivaciones entre fusibles principales y los de respaldo, de tal manera

que existen casos que el fusible no soporta la corriente de falla máxima existente

en el punto de protección. Esto quiere decir que al momento de presentarse alguna

falla está puede afectar al reconectador y desconectar todo el alimentador,

dejando a todos los abonados sin suministro eléctrico, se debe destacar que el

25 % de tira fusibles si están coordinando con su corriente de falla máxima. Para

tener una idea gráfica de los errores de coordinación observemos el siguiente

gráfico.

UPS

95


UPS

96


En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observar los valores

de los tira fusibles actuales instalados en el alimentador 0413 este alimentador

posee dos seccionadores fusibles en el ramal principal pero se encuentran casi al

final del alimentador, lo cual quiere decir que los equipos de protección que se

encuentran antes de estos están coordinando directamente con el disyuntor

colocado en cabecera.

En las siguientes gráficas podemos observar la coordinación actual a través de

curvas de fusibles del alimentador 0413, para posteriormente seguir con las

recomendaciones.


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UPS

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Como podemos observar en la tabla del anexo 2.12, solo existen dos tiras fusibles

que no se encuentran cumpliendo la regla básica de coordinación que es la de

soportar la corriente de falla máxima existente en el punto de protección, es por

este motivo que cuando se produce alguna falla en cualquiera de los fusibles que

están antes del seccionador fusible principal esta repercutirá directamente al

disyuntor dejando a todo el alimentador sin energía.

También se puede observar en las derivaciones del nodo 4 no existen equipos de

protección (seccionadores fusible) en líneas mayores a 100 metros, por lo cual se

recomienda implementar protección en estas líneas.

Se recomienda implementar un seccionador fusible al inicio del alimentador para

de esta manera realizar la coordinación con el disyuntor y así todos los fusibles

que están aguas abajo se encuentren respaldados.

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100


En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observan los

valores de los tira fusibles actuales e instalados en el alimentador 0414, en este

alimentador si existe seccionador fusible al inicio del alimentador colocado en el

ramal principal, pero esto no quiere decir que todos los equipos de protección

aguas abajo se encuentran respaldados, antes de realizar los análisis observemos a

través de curvas de fusibles la coordinación actual del alimentador 0414.


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Figura 2.82. Coordinación actual F 47 – F 48 (si existe coordinación)


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Figura 2.84. Coordinación actual entre F 47 – F 412 F 47 – F 410 (no existe coordinación)


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Figura 2.96. Coordinación actual F 425 – F 430 (si existe coordinación)


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Como se dijo anteriormente en este alimentador si existe un fusible en el ramal

principal, pero existen diferentes seccionadores fusibles instalados muy cerca a la

fuente y están antes del fusible principal lo que quiere decir que al momento de

producirse algún tipo de falla esta afectará directamente al reconectador

desconectando todo el alimentador, ya que el reconectador opera como un simple

disyuntor con una sola curva rápida. Por lo que se recomienda la creación de

líneas monofásicas a los lados de la red principal para alimentar a todos los

equipos instalados a esta red.

Por lo anteriormente dicho se recomienda colocar seccionador fusibles al inicio de

estas líneas monofásicas para despejar algún tipo de falla a presentarse. También

se recomienda reinstalar el seccionador fusible de código 234969 que se encuentra

en el nodo 6 para lograr la protección del ramal de 237 m que no se esta

protegiendo actualmente.

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120

Observemos la tabla del anexo 2.13, existe el 48,2 % de errores de coordinación

en el ramal principal, derivaciones entre fusibles principales y de respaldo, de tal

manera que existen casos que el fusible no soporta la corriente de falla máxima

existente en el punto de protección y esto afectara directamente a la protección de

respaldo dejando a un gran número de consumidores sin servicio lo cual no es lo

esperado. Se debe destacar que el 51,8 % de los fusibles si se encuentran

cumpliendo la regla básica de coordinación. Para tener una idea gráfica de los

errores de coordinación observemos el siguiente gráfico.



Como se puede observar en el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo

anterior, este alimentador posee un seccionador fusible al inicio del alimentador

instalado en el ramal principal el mismo que está coordinando directamente con el

reconectador colocado en cabecera, antes de este seccionador no existe ninguna

derivación por lo cual no existe problema alguno al momento de realizar la

coordinación fusible – reconectador.

Antes de realizar el análisis y las observaciones correspondientes, observemos la

coordinación actual a través de gráficas de tira fusibles.

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Figura 2.123. Coordinación actual entre F 10 y 12 (no existe coordinación)

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126


Observando el diagrama unifilar en la parte derecha del nodo existe una línea

monofásica de 193 m sin protección por lo cual se recomienda colocar un

seccionador fusible al inicio de la derivación para proteger los equipos instalados

aguas debajo del mismo.

Se recomienda reinstalar el seccionador fusible de código 217685 por lo que no

está respaldando al fusible colocado anteriormente y con esto se garantiza el

respaldo de todos los equipos de protección aguas abajo del mismo.

Como podemos observar en la derivación del nodo 3 no existe protección alguna,

lo que quiere decir que cuando se produzca una falla actuara directamente el

fusible colocado en el ramal principal de código 217685 lo cual desconectará a

todo el alimentador, por lo cual se recomienda instalar un seccionador fusible en

esta derivación.

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127

También se recomienda colocar seccionadores fusibles en las derivaciones

secundarias del nodo 4 porque al momento de presentarse alguna falla no existe

protección alguna y puede accionar directamente la protección que se encuentra

aguas arriba, dejando a un gran número de abonados sin servicio eléctrico.

Observemos el anexo 2.14 existe el 45,4 % de los fusibles que no están

cumpliendo la regla básica de coordinación (protección contra corriente de falla

máxima), esto quiere decir que si se presentara alguna falla en cualquiera de los

ramales y este se encuentre mal coordinado no saltaría la protección principal sino

la de respaldo y dejaría a un gran número de consumidores sin energía lo cual no

es lo esperado, sino despejar la falla y dejar al menor número de clientes fuera de

servicio, a esto se debe que el reconectador no esté funcionando como tal sino

como un simple disyuntor.

Cabe destacar que en este alimentador el 54,6 % de los tira fusibles si se

encuentran cumpliendo su función de protección, observemos el siguiente grafico

en donde se muestra una idea en porcentaje de los errores de coordinación.


Con toda la información obtenida podemos decir que existe un error considerable

de mala coordinación de protecciones en los alimentadores de la Subestación 04,

estas fallas de coordinación podrían llegar a desconectar todo el alimentador

dejando sin servicio a todos sus abonados, lo cual no es recomendable según la

Regulación del CONELEC 004/01 “Calidad de servicio eléctrico de distribución”.

UPS

128

La cual manifiesta que el servicio de energía eléctrica debería de ser continuo y

sin interrupciones.

Al momento de presentarse una falla en una red eléctrica que está mal coordinada

no solo se desconecta el ramal afectado sino todo el alimentador. Por lo tanto en el

siguiente capítulo realizaremos el estudio de coordinación de protecciones total de

los alimentadores de la Subestación 04, comenzando desde el último fusible

existente en el alimentador, ya que la incorrecta coordinación podría llegar a

causar daños irreparables a las líneas de distribución y a los transformadores de

distribución, esto sumado a las pérdidas económicas que le causaría a CNEL El

Oro S. A.

UPS

129

CAPITULO III

Estudio de coordinación de protecciones de

sobrecorriente

En este capítulo se realizará el estudio de coordinación de

protecciones de sobrecorriente y el estudio del software

utilizado para la coordinación.

UPS

130

3.1 Obtención de datos del Software y Registro de Información.

3.1.1 Parámetros Requeridos para el análisis.

El software utilizado para realizar el análisis de coordinación de protecciones de

sobrecorriente es SynerGEE Electrical 3.8, es uno de los software más potentes a

nivel mundial al momento de realizar análisis eléctricos en líneas distribución y

subtransmisión, a continuación se presenta los parámetros requeridos para el

análisis.

Interface GIS – SynerGEE.

Estructuras utilizadas en CNEL para el sistema de distribución.

Calibre de conductores en el sistema de distribución. (impedancia de

secuencia cero, positiva y negativa).

Transformadores.

Marca, tipo y curvas de tira fusibles requeridos para el análisis.

Reconectadores (curvas, configuraciones).

Interface GIS – SynerGEE.

GIS “Sistema de Información Geográfica” SynerGEE Electrical 3.8

Figura 3.1. Demostración gráfica (interface) GIS – SYNERGEE 3.8

UPS

131

Gracias a la información obtenida del levantamiento de los alimentadores de la

Subestación 04 mediante el sistema geográfico de información “GIS”, (secciones,

nodos, transformadores, fusibles, calibre de conductores y distancias), se logró

establecer una base modelo, para luego mediante una interface o programación

establecerla en SynerGEE Electrical 3.8, los alimentadores de la Subestación 04

levantados en el GIS los podemos obsérvalo en el anexo 3.1.

Luego en SynerGEE Electrical 3.8, se logró establecer una base de equipos, la

cual posee las características principales de los equipos de distribución instalados

en cada uno de los alimentadores de la Subestación 04, estos alimentadores los

podemos observar a través de SynerGEE en el anexo 3.2.

Estructuras utilizadas en CNEL EL Oro S. A para el sistema de distribución.

Realizando un análisis técnico, se logro concluir que la estructura de mayor uso en

los alimentadores de la Subestación 04 es la de tipo VP (capítulo II), tomando las

medidas del Manual del INECEL7 se procedió a ingresar las distancias entre fases

y de fase a neutro, en la siguiente tabla podemos observar la base modelo de las

estructuras instaladas en estos alimentadores.

Tabla 3.1. Base de datos de estructuras SynerGEE Electrical 3.8

7 Instituto Ecuatoriano de Electrificación

Nombre Posit

1_X

Posit

1_Y

Posit

2_X

Posit

2_Y

Posit

3_X_

Posit

3_Y

Neutral_X Neutral_Y Descripción

SC 0 1,8 15 1,8 2,2 1,8 1,5 0 INECEL

VP o

SV

0 1,8 0,7 1,8 1,4 1,8 1,4 0 INECEL

P 0 1,8 0,9 1,8 1,8 1,8 0,9 0 INECEL

UPS

132

En el siguiente ejemplo representaremos la estructura de tipo VP en SynerGEE

Electrical 3.8, el mismo que toma las medidas y las representa gráficamente

dentro de su sistema de distribución.

Tabla 3.2. Puntos para graficar la estructura tipo VP

Figura 3.2. Representación de la estructura tipo VP en SynerGEE Electrical 3.8.

Calibre de conductores en el sistema de distribución.

SynerGEE Electrical 3.8, posee un sin número de calibres de conductores en su

base modelo llamada “Devconductors”. Las tablas de conductores que posee este

programa presentan algunas características como radio medio geométrico,

resistencia en ohmios por milla (como ya se explico en el capítulo anterior). Estas

características son de mucha importancia para el cálculo de impedancia positiva,

negativa y cero (formulación descrita en el capítulo anterior).

x y

0 1,8

0,7 1,8

1,4 1,8

1,4 0

UPS

133

En la tabla mostrada a continuación podemos observar cada una de las

características de los conductores que presenta este software.

Tabla 3.3. Características de conductores SynerGEE Electrical 3.8.

Los calibres utilizados en las líneas de distribución de la Subestación 04 son:

Líneas trifásicas: Conductor para la fase 4/0 ACSR (6/1), conductor para

el neutro 2/0 ACSR.

Líneas monofásicas: Conductor para la fase 2 ACSR (7/1), conductor

para el neutro 4 (6/1) ACSR

Líneas bifásicas: Conductor para la fase 4/0 ACSR (6/1), conductor para

el neutro 2/0 ACSR.

Estos conductores ya se encuentran cargados dentro de la base modelo de

SynerGEE Electrical 3.8, por lo cual se asegura que al momento de realizar

UPS

134

cualquier análisis, el programa se encarga de calcular los valores de las

impedancias necesitadas para cada calibre de conductor descrito anteriormente,

también posee una opción llamada multi editor en la cual se puede elegir el

calibre del conductor empleado en cada alimentador (anexo 3.3). En la figura

mostrada a continuación podemos observar la ventana de configuración de las

líneas de distribución instaladas por cada alimentador.

Figura 3.3. Configuración de los conductores en SynerGEE Electrical 3.8.

Transformadores:

La mayoría de transformadores utilizados en CNEL El Oro S. A, son monofásicos

con algunas excepciones trifásicas, la base de equipos y la base modelo que posee

SynerGEE Electrical 3.8, para transformadores no sirvió de mucho ya que estos

tenían un voltaje de alimentación muy superior al de nosotros, de manera que

formamos nuestras propias bases para transformadores, podemos citar como

ejemplo la información obtenida para un transformador de 25 KVA monofásico

como podemos observar en las siguientes tablas.

UPS

135

Sección ID 347353

ID transformador 173882

Conexión Y

Tipo de transformador 1F 25KVA 7,97/0,24

Conexión lado de alta Y - Y

BASE MODELO

Tabla 3.4. Base modelo, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8.

BASE DE EQUIPOS

Tipo de transformador 1F 25KVA 7,97/0,24

Perdidas en vacio en KW 0,1

Conexión a 3 fases 0 simple fase

Voltaje en alta KV 7,69

Voltaje en baja KV 0,12

Rango potencia KVA 25

Resistencia % 1,6

Impedancia % 3

KVA continuos y emergencia 25

Tabla 3.5. Base de equipos, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8.

En la siguiente figura podemos observar la configuración del transformador en su

base de equipos.

Figura 3.4. Base de equipos, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8.

Las características internas de los transformadores de distribución los podemos

revisar de una mejor manera en los anexos 3.4 y 3.5.

UPS

136

Marca y tipos de fusibles requeridos para el análisis.

SynerGEE Electrical 3.8, presenta una gama de marcas de fusibles tales como

ABB, Ansi, Basler, Cooper, Chance, Kearney, Westinghouse, G&W, Hi Tech,

Cutler-Hammer, ASEA, Lexington, en fin muchas otras marcas que pueden ser

usadas para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, estas

marcas poseen distintos valores de amperaje en sus tira fusibles, el Departamento

de Distribución es el encargado de realizar los cambios de tira fusibles cuando se

presenta una falla, este departamento utiliza diferentes marcas de fusibles, la

marca predominante es la Chance tipo k, en el mercado se pueden encontrar

fusibles de esta marca con valores de amperios de 1, 2, 3,8, 10, 12, 15, 20, 25, 30,

40, 50, 65, 80, 100, 140, 200 A. Cabe acotar que también existe una opción para

indicar si el fusible es monofásico o trifásico y de la misma ventana enviar a

graficar la curva de tiempo – corriente utilizada para el estudio de coordinación de

protecciones de sobrecorriente, en las figuras mostradas a continuación podemos

observar las marcas de fusibles y los valores de amperaje de la marca change.

Figura 3.5. Marcas de fusibles que presenta SynerGEE Electrical 3.8.

UPS

137

Figura 3.6. Valores de fusibles en Amperios, presentada por SynerGEE Electrical 3.8.

Reconectadores.

SynerGEE Electrical 3.8, muestra una gama de modelos y marcas de

reconectadores entre las más conocidas están ABB, Cooper, Joslyn, ITE, Kearney

y otras más, a continuación daremos las características de mayor relevancia que

presenta este programa al momento de realizar la simulación con reconectadores.

Poseen curvas lentas y rápidas.

Curvas fase y tierra.

Habilitar y deshabilitar cualquiera de las curvas.

Opción para escoger los disparos lentos y rápidos del reconectador.

Opción para elegir si el reconectador es trifásico o monofásico.

Opción para escoger el modelo de curva para fase y tierra.

Tipos de respuestas, electrónica o mecánica.

Marca del reconectador.

UPS

138

En las gráficas mostradas a continuación podemos observar las ventanas de

configuración de los reconectadores existentes en este programa.

Figura 3.7. Ventana de configuración del reconectador, SynerGEE Electrical 3.8.

Figura 3.8. Tipos de respuesta del reconectador, SynerGEE Electrical 3.8.

UPS

139

En las bases de los equipos de protección existe la posibilidad de ingresar nuevas

marcas y nuevas curvas en el caso de que se necesitara una nueva curva para

realizar el análisis de coordinación.

3.1.2 Curvas y Parámetros de los equipos de protección.

SynerGEE Electrical 3.8, utiliza curvas ANSI8 para realizar la coordinación de

protecciones dentro de un alimentador, a continuación se explica las

características más importantes que poseen cada uno de estos equipos de

protección.

Fusibles.

Tienen dos tipos de curvas, una curva mínima de fusión y otra curva

máxima de despeje, cada curva tiene su propio factor de multiplicación de

corriente, lo entenderemos mejor si revisamos el siguiente ejemplo.

Se considera un fusible de 2 A, la curva mínima de fusión tiene un factor de

multiplicación de corriente de 1.95, lo que quiere decir que no justamente el

fusible comienza su proceso de fundición en los 2 A, sino a los 3.90 A y la curva

máxima de despeje tiene un factor de multiplicación de 3,36 y su proceso de

fundición termina en 4,72 A. (anexo 3.6).

Los puntos para la obtención de la curva ANSI (según el tipo de amperaje)

ya vienen dados en una base de datos propia del programa e investigada

previamente a los fabricantes, también posee una opción directa para

graficar la curva tiempo – corriente de cada marca de tira fusible existentes

en el programa.

8 (American National Standards Institute - Instituto Nacional Americano de Estándares).

UPS

140

Reconectadores.

Los reconectadores poseen curvas para fallas de fase y para fallas de tierra

(anexo 3.7), cada una tiene dos curvas una rápida y una lenta y los

disparos son opcionales, estos equipos de protección poseen una ventana

que permiten configurar variables como marcas, modelos, rango de

amperios, tipo de respuesta, permitir configurar si el reconectador es

monofásico o trifásico (todas las opciones son mostrada en la ventana de

configuración), también poseen opciones para escoger el tipo de curva a

utilizar tanto para la fase como para la tierra y una opción directa para

observar el tipo de configuración seleccionada, la misma que es mostrada

mediante curvas tiempo – corriente.

Los puntos para la obtención de las curvas en los reconectadores ya vienen

dados en una base de datos e investigada previamente a los fabricantes de

cada marca de reconectador existente en este programa.

Una de las características que posee SynerGEE es la ventana de configuración de

sus equipos de protección (fusibles y reconectadores) en la cual se puede

visualizar los resultados de corrientes (fallas y de carga), voltaje de salida, KVA

continuos, números de consumidores en baja tensión hasta el punto de protección

analizado, etc. En la siguiente figura mostraremos la ventana de resultados que

presenta el software en sus equipos de protección.

Figura 3.9. Ventana resultados de reconectador y fusible.

UPS

141

3.1.3 Generalidades y modo de operación del software.

SynerGEE Electrical 3.8, es un software verdaderamente potente en el cual se

pueden realizar diferente tipos de análisis eléctricos en redes de subtransmisión y

en redes de distribución, mostrando diferentes opciones que son comandadas por

el usuario, como se mencionó anteriormente este software funciona con una base

modelo y una base de equipos. La base modelo quiere decir la topología del

alimentador, la misma que fue obtenida del levantamiento con el GIS (Sistema de

Integración Geográfica) de las redes de distribución, en primera instancia se lo

realizó en los alimentadores de la Subestación 04 para posteriormente realizarlo

en el resto de Subestaciones de CNEL El Oro S. A. En la base de equipos se

encuentran las características internas de los transformadores y las líneas de

distribución (impedancias de secuencia, capacidad de amperios a soportar). Una

vez obtenida toda la información e implantada en SynerGEE Electrical 3.8,

procedemos a analizar los módulos aplicables en nuestro estudio de coordinación

de protecciones de sobrecorriente los cuales son:

Distribución de carga

Flujos de potencia (utiliza un método radial propio del programa)

Corrientes de cortocircuitos

Chequeo de protecciones (mediante curvas tiempo - corriente)

Este programa también posee otros análisis (anexo 3.8) los mismos que son

nombrados a continuación:

Análisis de contingencia

Suicheo (transferencias de cargas entre alimentadores)

Balanceo de cargas

Ubicación de banco de capacitores

Análisis de Armónicos

Servicios en línea, para comandar un equipo eléctrico

Estudios de motores conectados a las líneas de distribución

UPS

142

El modo de operación es muy sencillo, una vez obtenida las dos bases realizamos

la distribución de la carga (load allocation) balanceada y utilizando la demanda

total (anexo 3.9) colocada en los medidores de cabecera de cada alimentador en

nuestro caso hemos decido trabajar con corriente y factor de potencia por fase,

seguidamente un análisis de flujos de potencia para obtener las corrientes de

carga, un análisis de cortocircuitos para obtener las corrientes de fallas máximas y

mínimas para finalmente realizar un chequeo de coordinación de protecciones,

este último análisis está expresado por criterios de coordinación configurados

únicamente por la persona que se encuentra realizando el estudio de coordinación.

3.1.4 Alcance y efectividad de resultados obtenidos con el software.

El software de aplicación SynerGEE Electrical 3.8, es de gran ayuda al momento

de realizar estudios eléctricos en subtransmisión y distribución, de allí su elevado

valor en el mercado eléctrico, ya que es aplicado en algunos países uno de ellos es

Taiwán, el cual ya posee una de las redes eléctricas inalámbricas, una de las

primeras en el mundo. Conocida la medición del mes de corriente y factor de

potencia (medición principal de cabecera por fase anexo 3.10), son ingresadas en

el programa para posteriormente realizar los análisis nombrados anteriormente, el

software proporciona resultados coherentes los mismos que fueron comparados

con el software matpower llegando a la conclusión de que los resultados obtenidos

por SynerGEE Electrical 3.8 son más aproximados a las mediciones realizadas en

las líneas de distribución.

3.2 Estudio de Flujos de Potencia.

3.2.1 Distribución de la Carga.

El análisis de distribución de la carga que realiza SynerGEE Electrical 3.8, es muy

sencillo de explicar, se asigna los valores de corriente y factor de potencia por fase

en la medición de cabecera la misma que es distribuida a cada uno de los puntos

de transformación del alimentador de una manera uniforme.

UPS

143

Para realizar la distribución de la carga de una manera correcta, se procedió a

tomar medición de corriente y factor de potencia por fase durante 7 días por cada

10 minutos en puntos estratégicos del alimentador 0411 (anexo 3.11), esta

medición se la realizó con medidores especiales para media tensión, los mismos

que tienen una capacidad de almacenamiento de 5000 datos. Una vez obtenida las

mediciones se obtuvo el mayor dato de corriente de cada lugar de medición y se

la colocó dentro del programa a través de medidores especiales que existen en el

mismo, en la siguiente figura podemos observar la ventana de ingreso de datos en

los medidores que posee este programa.

Figura 3.10. Medidores de corriente y factor de potencia de SynerGEE Electrical 3.8.

En las siguientes tablas se muestran los valores máximos de corriente y factor de

potencia en los puntos estratégicos del alimentador 0411.

# medidor código de tramo Hora y Fecha I a I b I c F. P a F. P b F. P c

1 353444 2009-Sep-22 18:59:59,995 60 40,1 52,2 96 92 86

2 350236 2009-Sep-28 18:59:59,995 54,6 5,31 1,96 95 98 90

3 352838 2009-Sep-26 18:59:59,995 6,3 24 22,3 82 93 96

4 372643 2009-Sep-27 18:59:59,995 7,91 13,13 12,54 97 90 85

5 428642 2009-Sep-23 18:59:59,995 176,6 174,5 148,7 98 97 92

6 352496 2009-Sep-24 18:59:59,995 0 10,5 19 0 91 87

Tabla 3.6. Medición de I y f p. En los ramales del alimentador 0411

Entonces se procedió a colocar la medición de cabecera y las mediciones

obtenidas en cada uno de los tramos, para de esta manera poder obtener una

correcta distribución de la carga, cabe recalcar que este proceso solo se lo realizó

UPS

144

en el alimentador 0411, para el resto de alimentadores de la Subestación 04 se

trabajo con las mediciones máximas de cabecera, es decir, se trabajó con la

máxima corriente que se produjo durante el año 2008. Estos valores son

mostrados en las siguientes tablas.

Tabla 3.7. Medición de cabecera del alimentador 0411

Fecha I a I b I c

2009-Abr-14

19:20:00,000

66,46 94,96 94,27

F. p a F. p b F. p c

99,2 98,53 99,09


Fecha I a I b I c

2009-Abr-14

19:20:00,000

98,39 79,66 78,55


96,34 96,6 93,7


fecha I a I b I c

2009-Abr-14

19:20:00,000

261 234,44 250,13


96,56 96,9 96,82

UPS

145

Fecha I a I b I c

2009-Abr-14

19:20:00,000

166,29 155,79 159,95


98,13 98,43 98,76


Fecha I a I b I c

2009-Abr-14

19:20:00,000

68,46 91,96 76,27


99,2 98,53 96,09


3.2.2 Determinación de la corriente de carga.

Los flujos de potencia es uno de los análisis de mayor importancia dentro del

estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, SynerGEE Electrical

3.8 utiliza el método radial de flujos de potencia, este método tiene una gran

ventaja comparado con los otros métodos más comunes como son el de Gauss -

Seidel y el Newton - Raphson, pero trabaja con la misma representación

matemática, estas ventajas son nombradas a continuación.

La primera, trabaja con una representación matricial o representación

matemática, únicamente de la red obtenida del levantamiento del GIS.

La segunda, el usuario puede realizar modificaciones al sistema inclusive

alimentar directamente a un equipo eléctrico (como motores) lo cual

quiere decir que trabaja con las características físicas de los equipos

instalados en la líneas de distribución.

UPS

146

SynerGEE Electrical 3.8, trabaja exclusivamente con datos reales es decir

solo trabaja con la base de datos ingresada al programa la misma que es

obtenida del levantamiento de las redes de distribución (GIS con la ayuda

del GPS).

La ventaja que hace diferente a este programa es la capacidad de trabajar en línea,

cambiar las diferentes instalaciones cada vez que se produzca un cambio real en

las líneas de distribución y subtransmisión.

En las tablas mostradas a continuación podemos observar los valores de las

corrientes de carga para cada punto en donde se van a colocar las protecciones

instaladas en los alimentadores escogidos para el análisis.

213535 101 69 85 85 27

213537 0 0 0

213538 0 0 0 0 0

213847 87 55 85 76 31

213851 13 13 13

213853 9 7 7 7 2

213855 4 4 13 7 9

213857 4 4 4

214164 4 0 9 4 8

214165 42 44 50 45 8

214166 32 1 0 11 31

214167 10 43 50 35 37

214169 12 12 12

214172 17 17 17

214173 2 2 2

214483 11 11 11

214484 4 1 40 15 37

214486 1 1 21 8 19

214489 2 2 2

214492 5 5 5

214803 2 0 19 7 18

214808 15 15 15

Fuse 367843 4 4 4

Fuse 367845 32 32 32

Código I.D FASE A (A) FASE B (A) FASE C (A) I promd (A) I neutro (A)

Tabla 3.12. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0412.

UPS

147

209363 1.307 1.307 1.307

209364 4.575 4.575 4.575

209365 10.594 10.594 10.594

209683 15.038 15.038 15.038

209684 2.612 2.612 2.612

209686 41.676 41.688 41.685 41.683

209690 1.649 0.550 1.649

209691 4.354 4.354 4.354

209696 1.177 1.177 1.177

209697 3.533 5.879 8.233 5.881 4.063

212883 1.308 1.308 1.308

217364 1.178 1.178 1.178

230163 4.694 4.694 4.694

210008 2.351 2.351 2.351

210652 26.273 15.132 14.910 18.771 11.443

212564 1.178 1.178 1.178

212566 1.178 1.178 1.178

216723 1.765 1.765 1.765

216725 2.417 2.417 2.417

210650 1.209 1.209 1.209 1.209 3

210969 0.021 16.078 13.400 9.823 14.884

216404 5.362 5.362 5.362

216726 0 4.828 0 1.609 4.828

210648 2 2 2

210975 21.554 21.117 9.620 17.430 11.776

216083 2.406 2.406 2.406

210977 6.575 10.857 11.570 9.667 4.657

216095 4.183 4.183 4.183

216098 8.045 8.045 8.045

216727 3.620 3.620 3.620

217046 2.421 2.421 2.421

210972 5.290 2.645 5.290

211608 14.704 6.676 14.694 12.025 8.006

216087 2.407 2.407 2.407

216088 1.075 1.069 1.086 1.077

216094 3.524 3.524 3.524

211606 12.817 12.817 12.817

211604 2.407 2.407 2.407

211605 3.206 3.206 3.206

211924 1.076 2.676 2.691 2.148 1.598

211926 0.643 0.661 3.858 1.720 3.207

214814 3.204 3.204 3.204

215127 3.205 3.205 3.205

215443 4.807 4.807 4.807

215444 4.807 4.807 4.807

215445 3.207 3.207 3.207

216089 2.406 2.406 2.406

216092 2.858 2.858 2.858

229525 0.858 0.858 0.858 0.858

216091 3.572 3.572 3.572

217045 1.209 1.208 1.209 1.209 4

229843 1.430 1.430 1.430

210971 3.139 1.046 3.139

214815 1.606 1.606 1.606

214818 3.204 3.204 3.204

215763 8.015 8.015 8.015

217043 1.211 1.211 1.211

217044 1.211 1.211 1.211

216097 3.142 3.142 3.142



UPS

148

Fuse 462551 11 10 6 9 4

Fuse 461271 53 9 28 30 39

Fuse 449122 5 5 5

237217 3 12 1 5 10

237216 77 56 65 66 18

237215 19 19 19

237214 13 28 10 17 17

237213 64 26 53 48 34

237212 8 8 8

237211 3 3 3

236886 10 10 10

236885 3 3 3

236569 3 3 3

236568 2 2 2

236566 3 3 3

236564 2 2 2

236563 10 18 9 12 8

236245 3 3 3

235926 0 0 0 0 0

235925 1 1 1 1 0

235923 1 1 1

235297 37 0 0 12 37

235295 0 0 0

235294 2 2 2

235293 2 2 2

235291 3 3 3

235284 3 3 3

235283 1 1 1

234976 3 3 3

234973 2 2 2

234969 1 1 1

234968 1 1 1

234964 0 1 0 0 1

234656 3 3 3

234654 3 3 3

234652 3 3 3

234650 0 0 13 4 13

234648 1 1 1

234646 2 2 2

234644 3 3 3

234643 3 3 3

232737 144 168 130 147 33

232731 4 4 4

232418 3 3 3

232417 4 4 4

232415 4 4 4

232412 2 2 2

232410 9 9 9

232408 2 2 2

232407 3 3 3


Tabla 3.14. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0414

UPS

149

Fuse 362715 2 0 0 1 1

Fuse 362394 0 0 0 0 0

Fuse 361763 0 2 1 2

Fuse 359512 16 29 13 19 15

233044 2 2 2

213528 1 1 1 1

213525 2 2 2

213524 4 8 7 6 3

213208 5 5 5

213206 3 3 3

213203 4 4 4



Fuse 379702 18 18 18

Fuse 377112 0 50 11 20 46

Fuse 374561 3 1 1 2 1

218975 0 0 10 3 10

218972 36 36 36

218966 2 2 2

218654 55 10 17 27 43

218653 4 4 4

218645 14 14 14

218325 20 20 20

218010 5 5 5

218004 9 9 9

217689 14 14 14

217688 59 66 79 68 17

217687 2 2 2

217685 59 77 93 76 29



3. 3 Estudio de cortocircuito.

3. 3.1 Tipos de fallas.

Los Sistemas Eléctricos de distribución están sometidos a diversos fenómenos que

producen distintos tipos de fallas eléctricas de forma imprevista y sorpresiva,

entre los fenómenos causantes de una falla eléctrica, podemos mencionar: viento,

incendios, la caída de una estructura, maniobras, descargas atmosféricas, etc.

Estos fenómenos pueden originar diversos tipos de fallas como por ejemplo: falla

simple de línea a tierra, falla de línea a línea, falla doble línea a tierra y falla

trifásica. A continuación explicaremos cada una de estas fallas que se presentan en

la redes de distribución.

UPS

150

Falla simple de línea a tierra.

La falla del aislamiento entre una de las fases y la tierra, es conocida como falla

simple de línea a tierra y ocurre cuando una de las tres fases energizadas de un

sistema trifásico hace contacto con la tierra del sistema. Esta es una falla

asimétrica, debido a que provoca que por el sistema de distribución circulen

corrientes desequilibradas, la fase fallada sufre una caída de tensión y un aumento

significativo de la corriente. Este tipo de falla es la que tiene más probabilidad de

ocurrencia en comparación con las siguientes.

Figura 3.11. Falla línea a tierra.

Falla de línea a línea

La falla del aislamiento entre dos de las tres fases es conocida como falla de línea

a línea y se produce cuando hacen contacto físico dos conductores energizados de

las tres fases de un sistema trifásico sin tocar la tierra del sistema, provocando una

caída de tensión y un aumento significativo de la corriente en las dos fases

falladas.

Figura 3.12. Falla línea a línea.

UPS

151

Falla doble línea a tierra

La falla simultanea del aislamiento entre dos conductores de fase y la tierra es

conocida como falla doble línea a tierra. Esta se presenta cuando dos conductores

energizados de un sistema trifásico tocan tierra simultáneamente. Esta falla

también se puede considerar como dos fallas de línea a tierra simultáneas.

Figura 3.13. Falla doble línea a tierra.

Falla trifásica

La falla del aislamiento entre las tres fases se la conoce como falla trifásica. Las

fallas trifásicas simétricas tienen una probabilidad de ocurrencia muy baja, y

cuando suceden generalmente es por descuido del personal de mantenimiento. Los

conductores de las tres fases se cortocircuitan con un juego de conductores

aislados que tienen contacto efectivo con la tierra del sistema para protección del

liniero, contra la energización inadvertida de la línea mientras se trabaja en red

teniendo contacto con los conductores de fase. Una vez terminados los trabajos,

hay ocasiones en las que el liniero se olvida de quitar las puestas a tierra y cuando

se conecta el interruptor, ocurre una falla trifásica simétrica. Este tipo de falla es

la que tiene menor probabilidad de ocurrencia de los tipos de fallas anteriormente

descritas, la mayoría de las fallas que se consideran trifásicas, inician como fallas

de simple línea a tierra o de línea a línea, instantes después se involucran las fases

no falladas9.

9 OCHOA OROZCO, VIRON “Análisis de la coordinación de protecciones del sistema aislado de

Santa Elena Peten”; Tesis de grado de Ingeniería Eléctrica; Universidad de San Carlos,

Guatemala; 2005.

UPS

152

Figura 3.14. Falla trifásica.

Las corrientes de cortocircuito son de mucha importancia para el estudio de

coordinación de protecciones de sobrecorriente, para el cálculo de estas corrientes

utilizaremos SynerGEE Electrical 3.8, estas impedancias están en función de la

impedancia existente en la barra del sistema de 69 KV, de los parámetros de

líneas de distribución (impedancia positiva, negativa y cero explicadas en el

capítulo II) y la distancia entre fases y de fase al neutro del alimentador a ser

analizado. La impedancia de la barra del sistema 69 KV se la obtiene mediante un

análisis de flujos de potencia en las líneas de subtransmisión, lo cual quiere decir

que estos valores son para todos los alimentadores de esta subestación 04.

Figura 3.15. Impedancias de fuente para los alimentadores de la Subestación 04

La formulación que utiliza el programa computacional SynerGEE Electrical 3.8,

para el cálculo de las corrientes de cortocircuito son las siguientes:

Corriente de falla línea a tierra mínima.

f

LL

ZZZ

KVIf

32

31000

10

Corriente de falla línea a tierra máxima.

UPS

153

10 2

31000

ZZ

KVIf LL

Corriente de falla línea a línea.

Corriente de falla doble línea a tierra y falla trifásica.

13

1000

Z

KVIf LL

3.3.2 Determinación de las corrientes de falla

Para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente necesitamos las

corrientes de línea a tierra mínima y la corriente de línea a tierra máxima ya que

son las de mayor ocurrencia dentro de un sistema de distribución y las de mayor

valor de corriente al momento de producirse una falla.

Estas corrientes de fallas son de mucha importancia al momento de realizar el

estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, ya que el tira fusible

tiene que estar entre los rangos de corriente de falla.

En las siguientes tablas mostraremos las corrientes de falla en los puntos de

protección de los alimentadores de la Subestación 04.

12

1000

Z

KVIf LL

UPS

154

211285 189 1635

211604 188 1602

211605 189 1657

215764 188 1560

211924 188 1553

211926 188 1576

214814 188 1590

215127 189 1653

215443 189 1704

215444 188 1611

215445 188 1594

216089 189 1660

216092 190 1827

229525 189 1668

216091 188 1567

217045 189 1732

229843 187 1502

210971 189 1643

214815 188 1517

214818 187 1509

215763 187 1507

217043 189 1709

217044 189 1709

216097 188 1570

211608 189 1725

216087 189 1702

216088 189 1689

216094 190 1847

211606 189 1725

201071 192 2134

217046 190 1824

210972 190 1922

211284 189 1692

Código I.DFASE - TIERRA

(A) min

FASE - TIERRA

(A) max

Tabla 3.17 Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores

fusibles alimentador 0411

209363 196 3939

209364 196 3798

209365 195 3225

209683 195 3228

209684 195 3221

209686 195 3221

209690 194 2960

209691 194 2906

209696 194 2797

209697 193 2376

212883 194 2885

217364 192 2252

230163 192 2246

210008 191 2084

210652 191 2120

210963 191 2036

212564 191 1996

212566 189 1844

216723 191 2115

216724 192 2221

216725 191 1956

210650 190 1824

210969 192 2131

216404 191 2085

216726 190 1865

210648 190 1837

210975 191 2032

216083 190 1780

210977 190 1909

216095 191 1990

216098 191 1983

216727 189 1748

Código I.DFASE - TIERRA (A)

min

FASE - TIERRA

(A) max

UPS

155

213535 197 4975

213537 195 3515

213538 196 3665

213847 194 2746

213851 192 2361

213853 193 2458

213855 191 2074

213857 191 1948

214164 192 2289

214165 192 2208

214166 192 2143

214167 191 1934

214169 189 1750

214172 189 1765

214173 188 1624

214803 191 2063

214808 190 1884

214483 187 1497

214484 187 1466

214486 188 1531

214489 187 1433

214492 184 1288


(A) min

FASE - TIERRA

(A) max



213203 196 4148

233044 196 3753

213206 196 3592

213208 195 3217

213214 193 2554

213524 193 2476

213525 193 2374

213528 192 2194


(A) min

FASE - TIERRA

(A) max



UPS

156

232410 198 5609

232412 197 5265

232415 197 4458

232417 196 4194

232418 198 5506

232737 195 3697

232729 195 3467

232731 195 3574

232735 195 3530

232408 197 4866

236563 192 2414

232407 197 4596

237215 191 2231

237216 191 2140

237217 191 2278

236564 191 2209

236568 191 2201

236569 191 2185

237214 191 2093

236566 191 2163

237212 191 2114

236886 190 2024

237211 191 2087

237213 190 2012

236885 190 1950

234643 189 1830

234644 189 1780

234646 188 1747

234648 188 1710

234650 188 1723

234656 188 1667

234964 188 1656

235926 187 1542

234652 187 1601

234654 187 1595

235925 186 1442

235923 186 1448

234969 185 1358

234968 185 1345

235297 185 1367

235294 184 1322

235293 184 1306

235295 184 1315

234973 184 1268

235283 184 1288

235284 184 1274

236245 183 1246

235291 183 1246

234976 184 1268

Código I.DFASE - TIERRA (A)

min

FASE - TIERRA

(A) max

Tabla 3.20. Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores


UPS

157

217683 196 3969

217685 196 3812

217687 195 3185

217688 195 3104

217689 195 3291

218004 194 3044

218010 194 2860

218325 194 2675

218645 193 2643

218653 193 2424

218654 193 2543

218966 192 2228

218972 192 2144

218975 192 2336


(A) min

FASE - TIERRA

(A) max

Tabla 3.21. Corrientes de fallas en los seccionadores fusibles del alimentador 0415

3.4 Coordinación de Protecciones de sobrecorriente

3.4.1 Identificación de los equipos de protección existentes

Los equipos de protección son de mucha importancia y sirven para garantizar la

vida útil de los equipos de transformación y de las líneas de distribución, CNEL

El Oro S. A., posee seccionador fusible para protecciones de líneas y de

transformadores, en los alimentadores 0411, 0412, 0414 y 0415 tiene un

reconectador el mismo que no está funcionando actualmente como tal sino como

un simple disyuntor, mientras que en el alimentador 0413 posee un disyuntor

como protección principal.

En esta empresa poseen diferentes marcas de tira fusibles y reconectadores

(característica capítulo II), en lo que respecta a tira fusibles las marcas más

utilizadas según la información del departamento de distribución es “Change”, la

misma marca de tira fusibles la utilizaremos en el software SynerGEE Electrical

3.8 para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en los

alimentadores de la Subestación 04.

UPS

158

Observando los equipos de protección que posee CNEL El Oro S. A. en la

Subestación 04 concluimos que posee tres tipos de coordinación, los mismos que

son descritos a continuación:

Fusible – fusible

Reconectador - fusible

Fusible – transformador

En algunos casos no están cumpliendo con los criterios de coordinación básicos

que deben existir dentro de un alimentador (revisar capítulo II).

3.4.2 Determinación de los ajustes en base de la filosofía establecida

Cuando se realiza un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente

son fundamentales las corrientes de cargas y de falla de cada punto de protección

(mostradas anteriormente), para la coordinación de protecciones utilizaremos el

módulo de chequeo de coordinación de protecciones de SynerGEE Electrical 3.8.

A continuación se muestra los pasos para realizar la coordinación de protecciones

en los alimentadores de la Subestación 04.

1. Análisis de distribución de la carga (anexo 3.12)

2. Análisis de flujos de potencia. (anexo 3.13)

3. Análisis de corrientes de cortocircuitos. (anexo 3.14)

4. Chequeo de protecciones. (anexo 3.15)

Ya conocido los tres primeros pasos ahora procedemos a explicar cómo realiza el

software el chequeo de protecciones. Realizando los primeros tres análisis con el

software se obtiene las corrientes de carga y corrientes de fallas (mínima falla

línea tierra, máxima falla línea tierra), de los alimentadores de la Subestación 04.

SynerGEE Electrical 3.8 en su módulo de chequeo de protecciones realiza la

coordinación en par llamando protector/protegido (principal/respaldo), para

entender de una mejor manera mostraremos el siguiente ejemplo.

UPS

159

SynerGEE Electrical 3.8, asigna un código a cada equipo de protección, como

podemos observar en la figura mostrada a continuación:

Tabla 3.22 Código de los equipos de protección SynerGEE Electrical 3.8.

Ahora observemos la figura mostrada a continuación, en ella se muestra la

representación grafica de un alimentador.

Figura 3.16. Coordinación de protecciones en par que realiza SynerGEE Electrical 3.8

SynerGEE Electrical 3.8, forma los pares de coordinación:

par equipo protector función equipo protegido

A 2 protege a 1

B 3 protege a 2

C 3 protege a 1

D 6 protege a 3

E 6 protege a 2

F 6 protege a 1

G 4 protege a 3

H 4 protege a 2

I 4 protege a 1

J 5 protege a 4

K 5 protege a 3

L 5 protege a 2

M 5 protege a 1

Tabla 3.23 Ejemplo de coordinación de protecciones SynerGEE Electrical 3.8.

1 fusible

2 reconectador

3 relé

4 seccionador

5 transformador

6 general

UPS

160

Una vez formados los pares de coordinación, asigna el código de reglas que

pueden intervenir en este estudio de coordinación, esto depende de los equipos de

protección instalados en cada alimentador. Observemos la siguiente tabla.

dispositivo de protección todo fusible reconectador rele seccionalizador transformador

ninguno 60 10- 20- 30- 40- x

fusible x 11- 21- 31- x 51-

reconectador x 12- 22- 32- x 52-

relé x 13- 23- 33- x 53-

seccionalizador x x x x x x

transformador x 15- 15- 35- x x

dispositivo protegido

Tabla 3.24. Reglas para las protecciones de los equipos SynerGEE Electrical 3.8.

En los alimentadores de la Subestación 04 solo existen seccionadores fusibles y

reconectadores que están funcionando como disyuntores, por lo cual quiere decir

que el código de reglas utilizadas en estos tipos de alimentadores son las

siguientes:

Fusible – fusible 11

Fusible – reconectador 12

Fusible – transformador 15

Filosofía establecida para la coordinación

Existen dos métodos para a coordinación: características de tiempo - corriente y

tablas de coordinación.

El método con tablas de coordinación se lo realiza mediante experiencias

en valores de corriente de carga y de falla (máxima y mínimas), basados

en los valores de capacidad de corriente de cada tira fusible.

El método por características de tiempo - corriente se lo realiza mediante

curvas ANSI estas son obtenidas por los fabricantes de tira fusibles, la

UPS

161

coordinación se la realiza con ayuda de corrientes de cargas, corrientes de

fallas (máximas y mínimas), filosofía establecida (persona que realiza la

coordinación) y un software de coordinación (SynerGEE Electrical 3.8).

La filosofía establecida para la coordinación fusible – fusible y fusible -

reconectador están dadas por:

La regla de mayor importancia, partimos de un sistema balanceado.

El fusible no debería fundirse bajo una corriente nominal, para el cual está

diseñado.

El tiempo de aclaración del fusible principal no debe ser superior al 75 %

que el tiempo de fusión del fusible de respaldo.

Donde:

ttd = tiempo total de despeje.

mtd = mínimo tiempo de despeje

Figura 3.17. Coordinación fusible - fusible

UPS

162

Si la relación de los dos tiempos es menor al 75 % significa que el valor del tira

fusible de principal si coordina con el valor del tira fusible respaldo.

Para la coordinación reconectador - fusible, la curva del fusible más

significativo o sea el de mayor capacidad de corriente debe de estar en

medio de las dos curvas del reconectador entre la rápida y lenta.

El fusible principal como el de respaldo debe de garantizar su operación

bajo corriente de falla máxima.

Todas las filosofías nombradas anteriormente están presentes en software

SynerGEE Electrical 3.8 en el módulo de chequeo de protecciones, el mismo que

posee curvas de tira fusibles para realizar la coordinación de protecciones de

sobrecorrientes por cada alimentador.

Una ayuda muy importante que posee este software es una herramienta llamada

spatial query, esta permite seleccionar aguas arriba o aguas abajo el lugar a

coordinar. El criterio más utilizado para realizar el estudio de coordinación de

protecciones de sobrecorriente en los alimentadores de la subestación 04 es el

siguiente, “el fusible debe soportar la corriente de falla máxima existente en el

punto de protección sin importar la corriente de carga, porque existen casos que

la falla se produce a la salida de bushing de alta tensión y el fusible colocado en

el poste anterior debería estar listo para despejar la falla producida en ese

punto”. Entonces, para comenzar el estudio de coordinación de protecciones de

sobrecorriente comenzaremos por dimensionar a los fusibles para que puedan

soportar la corriente de falla máxima existente en el ramal que esté instalado. En

la gráfica mostrada a continuación podemos observar el lugar en donde se puede

producir una falla en media tensión.

UPS

163

Figura 3.18. Lugar donde se puede producir una I falla máxima.

Antes de pasar a la coordinación grafica de protecciones debemos realizar los

cambios respectivos en la topología de cada alimentador, las reubicaciones

necesarias de los seccionadores fusibles y las instalaciones de los nuevos

seccionadores fusibles en los ramales que lo ameriten. Para esto he considerado

que no debería existir ninguna conexión ya sea de transformadores o de

seccionadores fusibles antes del fusible principal (último fusible que coordina con

el reconectador), con estas modificaciones pretendemos mejorar el sistema de

protecciones, a continuación presentamos los cambios respectivos en cada

alimentador seguido de una vista del antes y después.

Alimentador 0411

Para mejorar el sistema de protecciones de este alimentador realizaremos las

siguientes modificaciones.

Implementaremos la construcción de una nueva línea trifásica la misma

que servirá para alimentar a los transformadores que están desde el nodo 1

hasta el nodo 3, con esto se reducirá la corriente de falla en los puntos de

protección. También

Se instalara un seccionador fusible en el ramal principal de código FUSE

347683, para que coordine directamente con el reconectador y respalde a

I falla

máxima

UPS

164

todos los equipos de protección que se encuentran aguas abajo del mismo.

De esta manera.

No existirá conexiones de transformadores antes del fusible principal que

coordina con el reconectador, observemos la siguiente figura

Figura 3.19. Topología anterior alimentador 0411 (nodos 1 – 3)

Figura 3.20. Topología modificada alimentador 0411 (nodos 1 – 3)

Implementar un seccionador fusible en el nodo 13, de código FUSE

371035, con esto se lograra la protección de la derivación y todos los

fusibles que se encuentren aguas abajo tendrán su protección de respaldo,

también se reubicará el fusible de código 211924 al inicio del ramal para

con esto proteger a todo el ramal que está quedando sin su protección

Observemos la grafica mostrada a continuación.

Figura 3.21. Topología anterior alimentador 0411 (nodo 13)

UPS

165

Figura 3.22. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 13)

Implementación de un seccionador fusible de código FUSE 354393 en el

nodo 11, con esto protegeremos la líneas de distribución y respaldaremos a

los seccionadores fusibles aguas abajo del mismo, por lo que al momento

de presentarse una falla en este ramal no accione el reconectador sino el

nuevo seccionador fusible instalado.

En este mismo nodo reubicar el seccionador fusible de código 216083 para

proteger el ramal de 103 m en el caso de presentarse alguna falla.

Observemos las figuras mostradas a continuación.

Figura 3.23. Topología anterior alimentador 0411

(nodo 11)

Figura 3.24. Topología modificada alimentador 0411

(nodo 11)

UPS

166

Se reubicó el seccionador fusible del nodo 210652 al inicio del ramal del

nodo 8, porque se está dejando a dos transformadores de distribución sin

proteger, con esto se protegerá a toda esa derivación en el caso de

presentarse alguna falla en las líneas de distribución.

En este mismo nodo se reubicó el fusible de código 216723, con esto se

logró proteger todo el ramal en el caso de presentarse alguna falla en las

líneas de distribución. Observemos la siguiente figura.

Figura 3.25. Topología anterior alimentador 0411(nodo 8)

Figura 3.26. Topología modificada alimentador 0411

(nodo 8)

UPS

167

Instalar un seccionador fusible en el nodo 7 de código FUSE 349607, con

esto protegeremos la derivación y respaldaremos a los fusibles que se

encuentren aguas abajo en el caso de producirse alguna falla en las líneas

de distribución. Observemos la figura mostrada a continuación.

Figura 3.27. Topología anterior alimentador 0411 (nodo 7)

Figura 3.28. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 7)

Instalación de un seccionador fusible de código FUSE 348636 en el nodo

5, con esto lograremos la protección de esta derivación y respaldaremos al

fusible que se encuentra aguas abajo. Observemos la siguiente figura.

Figura 3.29. Topología anterior del alimentador 0411 (nodo 5)

Figura 3.30. Topología modificada del alimentador 0411 (nodo 5)

UPS

168

Instalaremos un fusible en el ramal principal de código FUSE 372975

ubicado al inicio del nodo 9, con esto protegeremos todos los fusibles que

se encuentran en todas las derivaciones aguas abajo y también coordinará

con el fusible del ramal principal aguas arriba, lo que quiere decir que en

este alimentador existen dos seccionadores fusibles en el ramal principal,

los mismos que son los predominantes en este circuito. Observemos el

gráfico mostrado a continuación:

Figura 3.31. Topología anterior del alimentador 0411 (nodo 9)

Figura 3.32. Topología modificada del alimentador 0411

(nodo 9)

En el anexo 3.16 podemos observar la nueva topología del alimentador 0411 en el

mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas

modificaciones e implementaciones.

UPS

169

Alimentador 0412

En este alimentador modificaremos la instalación del seccionador fusible

de código 213538 que actualmente es de 100 A y está instalado en el ramal

principal, lo reinstalaremos delante del fusible de código 213135 ósea

antes del poste, de esta manera todos los fusibles aguas abajo tengan su

protección de respaldo. Observemos la siguiente figura.

Figura 3.33. Topología anterior

alimentador 0412 (nodos 0 – 1)

Figura 3.34. Topología modificada

alimentador 0412 (nodos 0 – 1)

También hemos visto la necesidad de implementar un seccionador fusible

de código FUSE 367845 en una derivación del nodo 4 debido a que no

posee seccionador fusible al inicio del ramal y con esto respaldaremos a

todos los seccionadores fusibles que se encuentren aguas abajo del mismo,

también se vio la necesidad de retirar un seccionador fusible de código

214492 que se encuentra en el nodo 4, debido a que estaba redundando en

el proceso de coordinación y resultaba difícil coordinarlo por el valor casi

idéntico de la corriente de falla, observemos las siguientes figuras.

UPS

170

Figura 3.35. Antigua vista sin implementar el fusible

alimentador 0412 (nodo 4)

Figura 3.36. Vista actual implementando el fusible


Figura 3.37. Vista del seccionador fusible instalado alimentador

0412 (nodo 4)

UPS

171

Figura 3.38. Vista del seccionador fusible retirado de servicio





UPS

172

Alimentador 0413

Para mejorar el sistema de protección en este alimentador instalaremos un

nuevo seccionador fusible de código N 0, con esto protegeríamos a dos

transformadores (1F 37, 5; 1 F 50 KVA) y evitaremos la construcción de

un nueva línea de distribución (reduciendo costos) y en este mismo punto

instalaremos un nuevo seccionador fusible de código FUSE 359512 para

que coordine directamente con el reconectador y así todos los fusibles que

se encuentren aguas abajo tengan su protección de respaldo.

Figura 3.39. Vista antigua del alimentador 0413 (nodos 0 y1)

Figura 3.40. Vista modificada del alimentador 0413 (nodos 0 y1)

UPS

173

También se implemento seccionadores fusibles en las derivaciones del

nodo 4, los mismos que tienen el siguiente código, FUSE 362715, FUSE

362394, FUSE 361763, con esto protegemos las líneas de las derivaciones

y los transformadores de distribución instalados en estos puntos. También

se procedió a reinstalar el fusible de código 213524 ya que no se

encontraba realmente ubicado, porque estaba dejando un ramal de 99 m

sin proteger. En la gráfica presentada a continuación presentaremos el

estado actual seguido a las modificaciones.

Figura 3.41. Vista antigua del alimentador 0413 (nodo 5)

Figura 3.42. Vista modificada del alimentador 0413 (nodo 5)

UPS

174




Alimentador 0414

Las recomendaciones para este alimentador son las siguientes:

La construcción de una línea trifásica que vaya desde el seccionador

fusible de código 232737 hasta el seccionador fusible de código 232410,

con la construcción de esta línea reduciríamos la instalación de

seccionadores fusibles que se encuentran antes del primer seccionador

colocado en el ramal principal. También se reduciría la corriente de falla

en cada uno de los puntos de protección.

La construcción de una línea trifásica que vaya desde el seccionador

fusible de código 232737 hasta el seccionador fusible de código 232418,

con esto reduciríamos los seccionadores fusibles que se encuentran antes

del primer seccionador colocado en el ramal principal, reduciendo también

la corriente de falla en los puntos de protección. Para entender mejor estas

modificaciones observemos el siguiente gráfico.

Figura 3.43. Vista antigua del

alimentador 0414 (nodos 0 - 1)

UPS

175

Figura 3.44. Vista nueva del alimentador 0414 (nodos 0 - 1)

También se vio la necesidad de implementar seccionadores fusibles al

inicio de las nuevas líneas construidas los mismos que están con código N

1 y N 2 (estos códigos son mostrados en primera instancia), con esto

protegemos los tramos, transformadores y fusibles aguas abajo tendrán su

protección de respaldo. Estas implementaciones se las puede observar en

la gráfica mostrada anteriormente.

Se procedió a retirar del servicio a los seccionadores fusibles de códigos

216563 y 237213, por el motivo que existen demasiados seccionadores

fusibles instalados en el ramal principal y resulta difícil su coordinación

por la corriente de falla existente en el punto de protección.

Reinstalación del seccionador fusible de código 234969 al inicio del ramal

para de esta manera cubrir la protección del ramal y del transformador y

reinstalar el fusible de código 235297 para proteger la derivación del nodo

6, observemos la siguiente figura.

UPS

176

Figura 3.45. Vista antigua del alimentador 0414 (nodos 6 -

7)

Figura 3.46. Vista modificada del alimentador 0414

(nodos 6 - 7)

Instalar un seccionador fusible de código N 3, en la derivación monofásica

que se encuentra entre los nodos 4 y 5, con esto logramos proteger el

ramal de alguna corriente de falla existente. Observemos la siguiente

figura.


alimentador 0414 (nodos 4 - 5)

UPS

177

Figura 3.48. Vista modificada del alimentador

0414 (nodos 4 - 5)




Alimentador 0415

En este alimentador realizaremos varias implementaciones y reinstalaciones de

seccionadores fusibles, las cuales son nombradas a continuación:

Se instalará un seccionador fusible de código FUSE 374876 en una línea

monofásica de 97 m que está entre los nodos 1 y 2 con esto se logrará

proteger este ramal si se presentara una corriente de falla, se reinstalara un

seccionador fusible de código 217685 al ramal principal del nodo 0 con

esto se logra proteger la derivación de la parte izquierda del nodo 1 y se

instalará un nuevo seccionador fusible de código FUSE 374561 en la

derivación de la parte izquierda del nodo 1 con esto logramos la protección

del ramal y los transformadores de distribución, en la gráfica presentada a

continuación presentaremos el estado actual seguido a las modificaciones

UPS

178

Figura 3.49. Vista antigua del alimentador 0415 (nodo 1)

Figura 3.50. Vista modificada del alimentador 0415 (nodo 1)

También instalaremos un nuevo seccionador fusible de código FUSE

377112 en una de las derivaciones del nodo 3, con esto protegeremos a

todos los equipos instalados en esta derivación en el caso de presentarse

alguna falla, observemos la siguiente figura.

Figura 3.51. Vista antigua del alimentador 0415

(nodo 3)

UPS

179

Figura 3.52. Vista modificada del alimentador

0415 (nodo 3)

En la derivación del nodo 4 se recomienda:

Reubicar el fusible de código 218966 al inicio del ramal para cubrir la

parte del ramal que no se está protegiendo, e

Instalar un nuevo seccionador fusible de código FUSE 379702 en la

derivación monofásica de 290 m, con esto lograríamos proteger esta

derivación y los transformadores de distribución en caso de producirse

alguna falla, observemos la gráfica mostrada a continuación.



UPS

180

Figura 3.54. Vista modificada del





UPS

181

Estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente alimentador 0411

Pasos para la coordinación:

Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla

máxima producida en el punto de protección.

Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida.

El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje dentro de

cualquier ramal (principal o derivación) lo coordinaremos con el

reconectador.

En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se

indica el código del seccionador fusible.

Figura 3.55. Coordinación actual del F 11 (coordinado)

UPS

182

Figura 3.56. Coordinación actual del F 12(coordinado)

Figura 3.57. Coordinación actual entre F 13 – F 11(coordinado)

UPS

183



UPS

184

Figura 3 60. Coordinación actual entre F 14 y F 15 (coordinado)


UPS

185



UPS

186

Figura 3.64. Coordinación actual entre F 17 y F18 (coordinado)


UPS

187



UPS

188



UPS

189



UPS

190



UPS

191



UPS

192



UPS

193



UPS

194



UPS

195



UPS

196



UPS

197



UPS

198



UPS

199



UPS

200



UPS

201



UPS

202



UPS

203



UPS

204



UPS

205



UPS

206



UPS

207



UPS

208



UPS

209



UPS

210



UPS

211



UPS

212



UPS

213

Para la selección de los fusibles, es necesario definir el ciclo de operación del

reconectador; esto es el número de aperturas rápidas, lentas y totales que efectuará

antes de quedar abierto en forma permanente.

En la mayor parte de los casos, un reconectador permite efectuar hasta 4 aperturas

entre rápidas y lentas; en la práctica se ha encontrado que la forma más eficiente

de utilizar un reconectador es haciendo dos aperturas rápidas seguidas por dos

aperturas lentas10

. El objetivo de las aperturas rápidas es no permitir la quema del

fusible, mientras que el objetivo de la apertura lenta es hacer que esto suceda. El

rango de coordinación entre el reconectador y el fusible es definido por el corte

entre las características de tiempo - corriente del fusible y las del reconectador

(rápida y lenta), con estas especificaciones procedemos a coordinar el fusible más

significativo del ramal principal con el reconectador. Observemos la siguiente

figura.

Figura 3.118. Coordinación actual de F 163 y reconectador

10

MAESTRIA EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA. Diseño de sistemas de Distribución,

Universidad de cuenca, Junio 2009.

UPS

214

102

119

2

2

1000

activados

activados

disparos rápidos

disparos lentos

Factor de multiplicación de

curva rápida


curva lenta

6

7

ALIMENTADOR 0411

curva rápida

curva lenta

disparos rápidos

disparos lentos

Pickup

Tabla 3.25. Configuración modificada del reconectador Cooper F 5 alimentador 0411

Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de

coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a

continuación.

UPS

215

Figura 3.119. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411

UPS

216


UPS

217


UPS

218


UPS

219


UPS

220


UPS

221




máxima producida en el punto de protección,

Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida.

El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje dentro de

cualquier ramal (principal o derivación) lo coordinaremos con el

reconectador.




UPS

222


Figura 3.127. Coordinación actual entre F 23 y F 22 (coordinado)

UPS

223



UPS

224



UPS

225



UPS

226



UPS

227



UPS

228



UPS

229



UPS

230



UPS

231


Para la selección de los fusibles, es necesario definir el ciclo de operación del

reconectador; esto es el número de aperturas rápidas, lentas y totales que efectuará

antes de quedar abierto en forma permanente. En la mayor parte de los casos, un

reconectador permite efectuar hasta 4 aperturas entre rápidas y lentas; en la

práctica se ha encontrado que la forma más eficiente de utilizar un reconectador es

haciendo dos aperturas rápidas seguidas por dos aperturas lentas11

.

El objetivo de las aperturas rápidas es no permitir la quema del fusible, mientras

que el objetivo de la apertura lenta es hacer que esto suceda. El rango de

coordinación entre el reconectador y el fusible es definido por el corte entre las

características de tiempo - corriente del fusible y las del reconectador (rápida y

lenta), con estas especificaciones procedemos a coordinar el fusible más

significativo del ramal principal con el reconectador. Observemos la siguiente

figura

11

MAESTRIA EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA. Diseño de sistemas de Distribución,

Universidad de cuenca, Junio 2009.

UPS

232

Figura 3.145. Coordinación actual de F 121 y reconectador

102

119

2

2

1000

activados

activados

ALIMENTADOR 0412

curva rápida

curva lenta

disparos rápidos

disparos lentos

Pickup

disparos rápidos

disparos lentos


curva rápida


curva lenta

6

7

Tabla 3.26. Configuración modificada del reconectador Cooper F 5 alimentador 0411



continuación.

UPS

233

Figura 3.146. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8

UPS

234


UPS

235


UPS

236





Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y

El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos

con el disyuntor.




UPS

237



UPS

238



UPS

239



UPS

240



UPS

241


Figura 3.159. Coordinación actual de disyuntor y F312 (coordinando)

UPS

242

Curva Normal inversa

Pickup 300

I falla máxima 2526

ALIMENTADOR 0413

Tabla 3.28. Configuración del disyuntor del alimentador 0413



continuación.

UPS

243


UPS

244







con el reconectador.




UPS

245



UPS

246



UPS

247



UPS

248



UPS

249

Figura 3. 170. Coordinación actual del F 411 (coordinado)


UPS

250



UPS

251



UPS

252



UPS

253



UPS

254



UPS

255



UPS

256



UPS

257



UPS

258



UPS

259



UPS

260



UPS

261



UPS

262

En este alimentador se construyó una línea monofásica, la misma que servirá para

reducir la corriente de falla en los puntos de protección, los códigos de los fusibles

antiguos ahora cambiaron por nuevos códigos mostrados a continuación.

antiguo nuevo

232418 Fuse 22259549935

232412 Fuse 22259555739

232417 Fuse 22259563745

N 0 Fuse 22259546033

232408 Fuse 22259523927

232407 Fuse 22259525229

232410 Fuse 22259519521

232415 Fuse 22259516019

N 1 Fuse 22259505815

Tabla 3.29. Códigos nuevos de los seccionadores fusibles implementados

Realizando un análisis de corrientes de fallas mediante el software obtenemos las

nuevas corrientes de falla para los nuevos seccionadores fusibles, observemos la

figura mostrada a continuación:

Figura 3.196. Corrientes de fallas en los nuevos seccionadores fusibles

Una vez conocida la corriente la falla podemos realizar nuestro estudio de

coordinación de protecciones de sobrecorriente, observemos las siguientes

gráficas.

UPS

263



UPS

264



UPS

265



UPS

266



UPS

267



UPS

268

Con los mismos criterios de selección de coordinación de fusibles como en el

alimentador 0412 presentamos a continuación la coordinación reconectador-

fusible para el alimentador 0414.

Figura 3.207. Coordinación entre F 446 y reconectador (coordinado)

# curva rápida B(117)

# curva lenta 18(151)

disparos rápidos 2

disparos lentos 2

Pickup 280 A

Factor de multiplicación curva rápida 2

Factor de multiplicación curva lenta 5

disparos rápidos activados

disparos lentos activados

ALIMENTADOR 0414

Tabla 3.30. Configuración modificada del reconectador ABB “OVR” del alimentador

0414

UPS

269



continuación.

UPS

270


UPS

271


UPS

272


UPS

273


UPS

274


UPS

275


UPS

276

Estudio de coordinación de protecciones alimentador de sobrecorriente 0415






con el reconectador.


indica el código del seccionador fusible


UPS

277

Como se mencionó anteriormente en este alimentador se implemento nuevos

seccionadores fusibles, los mismos que son mostrados a continuación con sus

respectiva corriente de falla, observemos la siguiente tabla

Figura 3.215. Corrientes de fallas en los nuevos seccionadores fusibles

Una vez obtenida las corrientes de falla mediante el análisis de corto circuitos,

proseguimos con el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente.


UPS

278



UPS

279



UPS

280



UPS

281



UPS

282



UPS

283



UPS

284

Con los mismos criterios de selección del fusible del para el alimentador 0412

presentamos a continuación la coordinación reconectador - fusible para el

alimentador 0415.

Figura 3.229. Coordinación actual entre F 516 y reconectador (coordinado)

# curva rápida B(117)

# curva lenta 18(151)

disparos rápidos 2

disparos lentos 2

Pickup 280 A

Factor de multiplicación curva rápida 2

Factor de multiplicación curva lenta 5

disparos rápidos activados

disparos lentos activados

ALIMENTADOR 0415

Tabla 3.30. Configuración modificada del reconectador ABB “OVR” alimentador 0415

UPS

285



continuación.

UPS

286


UPS

287

Figura 3.231. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8.

UPS

288

3.5 Coordinación de Protecciones Diferencial

3.5. 1 Identificación de los equipos de medición existente.

Los transformadores de potencia de la subestación “Machala” se encuentran

protegidos por una protección diferencial con control electrónico “ABB” , cuando

se produce una falla de sobrecorriente esta actúa tanto en el lado de de 69 KV

como en el lado de 13,8 KV dejando al transformador aislado totalmente. En la

siguiente figura se muestra la conexión actual de los TC de la protección

diferencial.

Figura 2.332. Conexión actual de la protección diferencial

A continuación mostraremos las características eléctricas del equipo de protección

para el transformador de potencia de la subestación Machala.

UPS

289

Para el cálculo de la protección diferencial necesitamos obtener las corrientes de

cargas que circulan que circulan por los dos devanados siendo el lado de alta

devanado 1 y el lado de baja el devanado 2, en primera instancia detallaremos los

datos del transformador al cual se le aplicaremos la coordinación diferencial.

Tabla 3.32. Datos del transformador de potencia Subestación Machala

Cálculo y Procedimiento para el ajuste de protección diferencial.

1.- El ajuste de compensación del ángulo de desfase es de 0 grados según la

conexión del transformador con el lado de alta conectado como devanado 1 y el

lado de baja conectado como devanado 2.

2.- Máxima corriente de carga a 20 MVA.

AmpIH

IH

altaV

KVAtransfPIH

77,83

369

10000

3.

.

AmpIH

IH

mediaV

KVAtransfPIL

86,418

38,13

10000

3.

.

UPS

290

3. Máximas corrientes de falla pasante suponiendo una barra infinita:

AmpILF

ILF

ZmediaV

KVAtransfPILF

AmpIHF

IHF

ZaltaV

KVAtransfPIHF

9,58

11,738,13

10000

%3.

.

78,11

11,7369

10000

%3.

.

4. Escoja las Relaciones de TC:

Según los cálculos obtenidos los Transformadores de Corriente a utilizar son

Lado de alta: 100/1 = 100

Lado de media 500/1= 500

Corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante:

.1178,0

100

78,11

AmpIHFS

IHFS

.1178,0

500

91,58

AmpILFS

ILFS

5. Corrientes de Carga en el lado secundario del TC con máxima capacidad del

transformador de 10 MVA:

.837,0

100

7,83

AmpIHS

IHS

.837,0

500

8,418

AmpIHS

IHS

UPS

291

6. Corrientes del relé bajo máximas corrientes de carga:

HS LS HS LS HS LS HS LS

estrella estrella delta delta 1 1 √3 √3

estrella estrella √3 √3 1 1

delta delta estrella estrella 1 1 1 1

estrella delta estrella estrella √3 1 1 1

delta estrella 1 1 √3 1

delta estrella estrella delta 1 1 1 √3

estrella estrella 1 √3 1 1

conexión del transformador conexión del TC Factor de multiplicación de

compensación interna


compensación externa

Tabla 3.33. Factores de multiplicación

Conexión del secundario del TC, lado alto

Según la conexión del transformador,

Conexión del TC secundario estrella HSECF = 1

.837,0

837,01

AmpIHR

IHR

Conexiones del secundario del TC, lado bajo

Conexión del TC estrella LSECF = 1

.837,0

837,01

AmpIHR

ILR

Conexión del TC estrella LSECF = 1

.837,0

837,01

AmpIHR

ILR

7. Corrientes aparentes del relé bajo máximas corrientes de carga:

Lado de alta, conexión HSICF = 1

.837,0

837,01

AmpIHAR

IHAR

UPS

292

Lado de baja, conexión estrella – estrella LSICF = 1,73

.44,1

837,073,1

AmpILAR

ILAR

.44,1

837,073,1

AmpILAR

ILAR

8. Seleccione los ajustes de toma 87T-1 para el lado alto y 87T-2 para el lado

bajo:

AmpT

AmpT

AmpT

.44,01287

.44,1287

.837,0187

9. Verifique si las corrientes aparentes de falla pasante del relé en los

secundarios de TC de los lados alto y bajo son menores que 35 veces los ajustes

de tomas seleccionados.

3,2973,13573,111,0

3,29837,03511,0

estrella

3,2973,13573,111,0

estrella

3.5.2 Determinación de los ajustes del equipo.

Entonces los ajustes para la protección diferencial son los calculados

anteriormente por ende su nueva configuración seria.

Tabla 3.34. Ajustes de la protección diferencial

UPS

293

Nomenclatura:

IH = corriente en el lado de alta

IL = corriente en el lado de baja

IHF = corriente de falla en el lado de alta

ILF = corriente de falla en el lado de baja

IHFS = corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante lado de alta

ILFS = corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante lado de baja

IHS = corrientes de Carga en el lado secundario del TC

IHR = corriente del relé en el lado de alta

ILR = corriente del relé en el lado de baja.

Análisis de los cambios efectuados en los alimentadores de la subestación 04.

El sistemas de protecciones juega un papel predominante dentro de todo

sistema de distribución, una de las coordinaciones más utilizadas por su

economía es la coordinación fusible – fusible, siendo esta la de mayor uso

dentro alimentadores de la Subestación 04.

Existen algunos implementaciones dentro de los alimentadores de la

subestación 04, una de ellas es la implementación de seccionadores

fusibles en algunas derivaciones de los alimentadores, gracias a la

implementación de estos seccionadores se protegerá y se respaldará a

todos los equipos de distribución que se encuentran dentro del respectivo

ramal.

Dentro del alimentador 0411 no existía protección alguna dentro del ramal

principal esto significaba que al momento de presentarse alguna falla de

sobre corriente actuaba directamente el reconectador (actualmente como

disyuntor) dejando a todo el alimentador sin energía, fue por este motivo

UPS

294

que se implemento dos seccionadores fusibles dentro del ramal principal y

se comprobó que al inicio de todas las derivaciones existiera un fusible de

protección.

En el alimentador 0414 existían conexiones al ramal principal de

seccionadores fusibles y transformadores auto protegidos casi al inicio del

alimentador, lo crítico era que al momento de presentarse alguna falla esta

afectaría directamente al reconectador ya no contaban con protección de

respaldo, por este motivo es el que se decidió la construcción de una línea

monofásica de estuviera ubicada desde el nodo anterior del seccionador

fusible principal hasta lograr la conexión de todo los equipos nombrados

anteriormente y en la salida de cada derivación instalamos dos fusibles

para que respalde a todos los fusibles instalados aguas abajo, gracias a la

construcción de estas líneas monofásicas se reducirá considerablemente la

corriente máxima de falla.

Una vez instalados todos los requerimientos de seccionadores fusibles en

cada uno de los alimentadores de la Subestación 04 podemos decir que el

sistema de protecciones de cada alimentador está listo y acto para actuar

ante cualquier falla, dejando al menor número de abonados desconectados

al momento que suceda una falla.

Los cambios no son significativos en la protección diferencial ya que esta

depende directamente de la potencia del transformador, para este caso no

aplicamos ningún tipo de ventilación externa por ello no intervienen

factores externos en la parte del cálculo, este tipo de protección se la

realiza solo con magnitudes es decir con valores de corrientes las mismas

que son programadas en la menoría del programa por si se presentara

algún tipo de falla. Por este motivo concluimos que no debería existir

ningún cambio dentro de la protección diferencial de la Subestación 04.

UPS

295

Los nuevos valores de los seccionadores fusibles, códigos y el código de la

sección en donde están colocados, los podemos observar en las tablas mostradas a

continuación.

Alimentador 0411.

Alimentador 0412.

Alimentador 0413.

Alimentador 0414.

Alimentador 0415.

UPS

296

CAPÍTULO IV

Estudio Económico

En este capítulo se pretende realizar una valoración

económica del estudio de coordinación de protecciones de

sobrecorriente y obtener resultados económicos de la

rentabilidad alcanzada por CNEL EL ORO S. A.

UPS

297

4.1 Estudio de costos del proyecto de coordinación.

Para la elaboración del estudio económico consideraremos los valores en los

cambios de la topología de la red, los costos que intervendrán en este estudio son:

Estructuras.

Postes.

Conductores.

Seccionador fusible trifásico.

Tensores.

Mano de obra.

Costos de los materiales utilizados en las estructuras

Tabla 4.1. Costos de los materiales de las estructuras utilizados para la instalación de la

estructura tipo VP


estructura tipo CP

UPS

298


estructura tipo CR


estructura tipo CR

Valores de un poste

Tabla 4.5. Costos de los postes utilizados para la instalación de la estructura tipo CR

UPS

299

Conductores

Tabla 4.6. Costos de los conductores desnudos AWG, ASCR

Seccionador fusible

Tabla 4.7. Costos de los conductores desnudos AWG, ASCR

Tensores

Tabla 4.8. Costos de materiales utilizados para tensor postes de 11 m

UPS

300



Mano de obra

Al momento de realizar un estudio económico de mano de obra intervienen

muchos factores importantes los mismos que están a consideración del contratista

que realice la obra indicada. Por lo cual para la realización de este estudio

consideraremos valores de mano de obra de los contratistas que trabajan para la

CNEL El Oro S. A.

Estos contratistas son los encargados de realizan las diferentes modificaciones

que se presentaran en cada alimentador. En las tablas mostradas a continuación

presentamos los precios de instalación por unidad de los materiales instalados en

los alimentadores.

UPS

301

Tabla 4.11. Valores de mano de obra para contratistas

Alimentador 0411

Materiales utilizados para la implementación de la línea trifásica en el

alimentador 0411.

Para la construcción de esta línea se van a considerar tramos de 40 m, los

materiales utilizados para la construcción de esta nueva línea son mostrados en la

siguiente tabla.

Tabla 4.12. Valores de materiales alimentador 0411

UPS

302

Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0411.

Tabla 4.13. Valor de mano de obra del alimentador 0411

Alimentador 0412




UPS

303

Alimentador 0413




Alimentador 0414

Para la construcción de esta línea consideraremos los tramos de 40 m, a

continuación presentamos los materiales utilizados en la construcción de esta

línea.


UPS

304

Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0414

Tabla 4.19. Valores de mano de obra del alimentador 0414

Alimentador 0415




UPS

305

Valor total de materiales:

Tabla 4.22. Valor total de materiales

Valor total de mano de obra:

VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA

SUBESTACION MACHALA

Item. Descripción P.U. P.T.1 ALIMENTADOR 0411 2496,73 2496,73

2 ALIMENTADOR 0412 136,92 136,92

3 ALIMENTADOR 0413 107,34 107,34

4 ALIMENTADOR 0414 4509,65 4509,65

5 ALIMENTADOR 0415 107,34 107,34

TOTAL 7.357,97

DESMONTAJE 40 % DEL MONTAJE 2.943,19

TOTAL 10.301,16

IVA 1.236,14

TOTAL 11.537,30

CNEL EL ORO

Tabla 4.23. Valor total de mano de obra

Costos Indirectos: Se consideran Costos Indirectos todos aquellos gastos de

ejecución que no sean directamente imputables a unidades de obra concretas, sino

al conjunto o parte de la obra.

En otras palabras, estos costos indirectos representan los gastos generales

necesarios para agilizar la ejecución de una unidad de obra. El método que se usa

para cuantificarlos consiste en aplicar un porcentaje a los costos directos en

función de parámetros los mismos que son mostrados a continuación:

UPS

306

Administración general 7%

Impuestos y garantías 3%

Administración materiales 3%

Imprevistos 5%

Utilidades 12%

TOTAL 30%

Tabla 4.24. Valor de costos indirectos

El valor total de la obra es presentado en la siguiente tabla.

Administracion general 7% 807,610787

Impuestos y garantías 3% 346,118909

Admisnistración de materiales 3% 346,118909

Imprevistos 5% 576,864848

Utilidades 12% 1384,47564

costos indirectos 3.461,19

total de mano de obra 11.537,30

total de mano de obra 14.998,49

costos indirectos

Tabla 4.25. Valor total de mano de obra

Valor total de la obra:

VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA

SUBESTACION MACHALA

Item. Descripción P.U. P.T.

1 MANO DE OBRA TOTAL 14998,49 14998,49

2 MATERIALES 54904,35 54904,35

TOTAL 69.902,84

IVA 8.388,34

TOTAL 78.291,18

CNEL EL ORO

Tabla 4.26. Valor total de la obra

El valor total de la obra es de 78.291,18 dólares americanos.

UPS

307

4.2 Estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A.

El estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A. lo

realizaremos analizando los siguientes aspectos:

Energía no suministrada por fallas de sobre corriente en los alimentadores.

Valor de energía no suministrada a todos los abonados del alimentador.

Nuevo proyecto del CONELEC por energía no suministrada.

Valor promedio de pérdidas económicas por producción hora de los

abonados especiales.

Energía no suministrada por fallas de sobre corriente en los alimentadores.

demanda total Tiempo en horas factor de carga costo KWH

5524,26 7,2 0,67 0,0874

2329,13 dólares por energía no suministrada

ALIMENTADOR 0411

Tabla 4.28. Valor en dólares de la

energía no suministrada por el

alimentador 0411

Tabla 4.27. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0411

ítem fecha tiempo horas tiempo en minutos

1 12/01/2009 9:05 0,25 15

2 12/01/2009 10:12 0,55 33

3 17/01/2009 14:54 0,85 51

4 26/01/2009 10:50 0,417 25

5 02/02/2009 13:40 0,633 38

6 02/02/2009 14:27 0,85 51

7 10/02/2009 3:00 0,017 1

8 13/02/2009 5:55 0,017 1

9 22/02/2009 8:48 0,017 1

10 26/02/2009 6:56 0,033 2

11 05/03/2009 10:29 0,05 3

12 06/03/2009 16:55 0,05 3

13 22/04/2009 19:23 0,05 3

14 28/04/2009 14:56 0,05 3

15 28/04/2009 23:30 0,467 28

16 29/04/2009 0:17 0,167 10

17 29/04/2009 12:50 0,133 8

18 29/04/2009 19:57 0,017 1

19 29/04/2009 20:54 0,083 5

20 29/04/2009 22:28 0,033 2

21 29/04/2009 23:21 0,033 2

22 30/04/2009 21:13 0,05 3

23 03/05/2009 16:35 0,1 3

24 07/05/2009 15:10 0,25 15

25 24/05/2009 6:23 1,483 89

26 29/05/2009 10:28 0,05 3

27 13/07/2009 17:32 0,067 4

28 14/08/2009 15:04 0,15 9

horas 7,2

ALIMENTADOR 0411

UPS

308

Interrupciones por sobre corriente alimentador 0412.

demanda total tiempo factor de carga costo KWH

1946,35 9,13 0,65 0,0874


ALIMENTADOR 0412

Tabla 4.30. Valor en dólares de la energía

no suministrada por el alimentador 0412




2970,42 2,2 0,58 0,0874


ALIMENTADOR 0413





1 24/01/2009 16:50 0,033 2

2 30/01/2009 1:35 0,233 14

3 30/01/2009 2:36 0,067 4

4 01/02/2009 19:30 0,917 55

5 02/02/2009 13:40 1,1 66

6 28/03/2009 9:20 0,033 2

7 29/03/2009 15:22 0,383 23

8 29/03/2009 16:25 0,017 1

9 25/04/2009 15:00 0,267 16

10 29/04/2009 16:04 2,733 164

11 29/04/2009 20:54 0,083 5

12 29/04/2009 22:28 0,083 5

13 29/04/2009 22:36 0,167 10

14 29/04/2009 23:14 0,233 14

15 04/05/2009 16:30 0,017 1

16 25/06/2009 9:02 0,033 2

17 23/07/2009 8:40 1,167 70

18 27/07/2009 21:55 0,117 7

19 01/08/2009 19:10 1,45 87

horas 9,13

ALIMENTADOR 0412


1 01/01/2009 10:20 0,083 5

2 07/05/2009 15:10 0,3 18

3 29/07/2009 10:54 0,233 14

4 31/05/2009 18:27 0,75 45

5 21/07/2009 16:40 0,733 44

6 29/07/2009 10:54 0,05 3

7 29/07/2009 11:40 0,033 2

horas 2,2

ALIMENTADOR 0413

UPS

309



3923,37 5 0,7 0,0874


ALIMENTADOR 0414

Tabla 4.34. Valor en dólares de la energía no

suministrada por el alimentador 0414




2960,23 6 0,69 0,0874

1071,11 costo de energía no suministrada

ALIMENTADOR 0415





1 02/02/2009 14:18 0,15 9

2 10/01/2009 9:46 0,15 9

3 26/02/2009 14:40 0,05 3

4 26/02/2009 15:23 0,767 46

5 29/04/2009 19:17 0,683 41

6 03/05/2009 15:15 0,05 3

7 15/05/2009 10:30 0,25 15

8 15/05/2009 13:25 0,083 5

9 18/05/2009 11:30 0,033 2

10 06/06/2009 16:20 0,217 13

11 10/06/2009 14:10 0,033 2

12 22/07/2009 5:18 2,283 137

13 16/08/2009 7:14 0,067 4

14 29/08/2009 13:35 0,017 1

horas 5

ALIMENTADOR 0414


1 28/01/2009 8:23 0,033 2

2 08/02/2009 6:28 0,05 3

3 08/02/2009 9:47 0,083 5

4 04/03/2009 17:36 0,033 2

5 04/03/2009 18:35 0,25 15

6 05/03/2009 8:02 0,017 1

7 05/03/2009 9:19 2 120

8 14/03/2009 11:55 0,017 1

9 21/03/2009 7:20 0,033 2

10 08/04/2009 10:25 1 60

11 29/04/2009 1:05 0,033 2

12 29/04/2009 3:07 0,05 3

13 29/04/2009 19:57 0,017 1

14 29/04/2009 20:54 0,033 2

15 29/04/2009 22:28 0,067 4

16 29/04/2009 23:14 0,233 14

17 06/05/2009 9:16 0,067 4

18 18/05/2009 9:50 0,033 2

19 22/05/2009 9:30 0,033 2

20 31/05/2009 19:42 0,583 35

21 01/06/2009 4:46 0,067 4

22 01/06/2009 8:30 0,667 40

23 06/06/2009 3:07 0,033 2

24 15/06/2009 19:45 0,05 3

25 25/06/2009 16:50 0,05 3

26 02/08/2009 19:30 0,05 3

27 27/08/2009 6:25 0,433 26

horas 6,02

ALIMENTADOR 0415

UPS

310

En la tabla mostrada a continuación presentamos la suma en dólares de la energía

no suministrada por cada alimentador.

ALIMENTADOR DOLARES / ENS

0 411 2239,13

0 412 1009,52

0 413 331,36

0 414 1200,15

0 415 1071,11

TOTAL 5851,27

Tabla 4.37. Valor total en dólares de la energía no suministrada

Con el tiempo de energía no suministrada por alimentador obtenemos la tasa de

fallas por mala coordinación (TFMC) de los datos de los 8 meses de registro de

fallas, obteniendo los siguientes valores:

TFMC = horas de interrupciones debido a la mala coordinación y salida de todo

el alimentador / Periodo de análisis hora.

Periodo de análisis hora = meses de análisis*días*horas

Alimentador 0411

TFMC = 7,2 / 8*30*24

TFMC = 0,00125

Alimentador 0412

TFMC = 9,13 / 8*30*24

TFMC = 0,00158

Alimentador 0413

TFMC = 2,2 / 8*30*24

TFMC = 0,00038

UPS

311

Alimentador 0414

TFMC = 5 / 8*30*24

TFMC = 0,00086

Alimentador 0415

TFMC = 6,02 / 8*30*24

TFMC = 0,00104

Las variables de análisis son:

ENS recuperada (KWH) = 75 % de la energía total del alimentador, ya que de

igual manera se perdería en energía por el accionamiento del fusible y no el

reconectador.

ENS recuperada = ENS (energía total) * TFMC * 0,75

ENS recuperada en dólares = ENS recuperada anual * valor del KWH

aproximado

KWH aprox = 0,08 centavos de dólar

Una de las maneras de recuperar la inversión seria prolongar el proyecto de

coordinaciones para 10. Tomando un crecimiento de la facturación del 3 % anual.

Realizando el análisis correspondiente obtenemos los siguientes resultados:

Alimentador 0411

Tabla 4.38. Valor de ingresos por

energía recuperada a la empresa

Facturación ENS recuperada TOTAL

[kWh] [kWh] [USD]

2009 21.241.511 19914 1593

2010 21.247.883 19920 1594

2011 21.254.258 19926 1594

2012 21.260.634 19932 1595

2013 21.267.012 19938 1595

2014 21.273.392 19944 1596

2015 21.279.774 19950 1596

2016 21.286.158 19956 1596

2017 21.292.544 19962 1597

2018 21.298.932 19968 1597

2019 21.305.322 19974 1598

2020 21.311.713 19980 1598

2021 21.318.107 19986 1599

2022 21.324.502 19992 1599

2023 21.330.900 19998 1600

TOTAL 23947

ALIMENTADOR 0411

Año

UPS

312

Alimentador 0412


[kWh] [kWh] [USD]

2009 5.671.124 6720 538

2010 5.672.825 6722 538

2011 5.674.527 6724 538

2012 5.676.230 6726 538

2013 5.677.932 6728 538

2014 5.679.636 6730 538

2015 5.681.340 6732 539

2016 5.683.044 6734 539

2017 5.684.749 6736 539

2018 5.686.454 6738 539

2019 5.688.160 6740 539

2020 5.689.867 6742 539

2021 5.691.574 6745 540

2022 5.693.281 6747 540

2023 5.694.989 6749 540

TOTAL 8081

ALIMENTADOR 0412

Año

Tabla 4.39. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa

Alimentador 0413


UPS

313

Alimentador 0414


[kWh] [kWh] [USD]

2009 10.342.134 6671 534

2010 10.345.237 6673 534

2011 10.348.340 6675 534

2012 10.351.445 6677 534

2013 10.354.550 6679 534

2014 10.357.657 6681 534

2015 10.360.764 6683 535

2016 10.363.872 6685 535

2017 10.366.981 6687 535

2018 10.370.091 6689 535

2019 10.373.202 6691 535

2020 10.376.314 6693 535

2021 10.379.427 6695 536

2022 10.382.541 6697 536

2023 10.385.656 6699 536

TOTAL 8022

ALIMENTADOR 0414

Año


Alimentador 0415


[kWh] [kWh] [USD]

2009 10.342.134 6671 534

2010 10.345.237 6673 534

2011 10.348.340 6675 534

2012 10.351.445 6677 534

2013 10.354.550 6679 534

2014 10.357.657 6681 534

2015 10.360.764 6683 535

2016 10.363.872 6685 535

2017 10.366.981 6687 535

2018 10.370.091 6689 535

2019 10.373.202 6691 535

2020 10.376.314 6693 535

2021 10.379.427 6695 536

2022 10.382.541 6697 536

2023 10.385.656 6699 536

TOTAL 8022

ALIMENTADOR 0415

Año


UPS

314

Valor total de ingresos por Energía no suministrada recuperada

TOTAL 48751

ENS RECUPERADA EN DOLARES POR ALIMENTADOR

8081

0 413 680

0 414 8022

0 415 8022

ALIMENTADOR DOLARES

0 411 23947

0 412

Tabla 4.43. Valor total de ingresos por energía recuperada a la empresa

Propuesta de Regulación de la Calidad de Distribución

Según esta propuesta de regulación por energía no suministrada se realizara una

sanción a la empresa distribuidora de energía. Esta sanción cubrirá valores de

pérdidas de los consumidores finales, si esta ley se estableciera los valores que la

empresa distribuidora debería pagar por energía no sumistrada serían los

siguientes:

Tabla 4.44. Sanción por energía no sumistrada

SANCION ENS Cu ENSi

Donde

ENSU: Energía No Suministrada al consumidor en

kWhCENSi: Costo de la Energía No Suministrada para cada tipo de Tarifa (i)

UPS

315

Realizando un análisis por alimentador de la energía recuperada obtendríamos los

siguientes valores, considerando que el valor de los consumidores residenciales.

Alimentador 0411


[kWh] [kWh] [USD]

2009 21.241.511 19914 29871

2010 21.247.883 19920 29880

2011 21.254.258 19926 29889

2012 21.260.634 19932 29898

2013 21.267.012 19938 29907

2014 21.273.392 19944 29916

2015 21.279.774 19950 29925

2016 21.286.158 19956 29934

2017 21.292.544 19962 29943

2018 21.298.932 19968 29952

2019 21.305.322 19974 29961

2020 21.311.713 19980 29970

2021 21.318.107 19986 29979

2022 21.324.502 19992 29988

2023 21.330.900 19998 1600

TOTAL 420609

ALIMENTADOR 0411

Año

Tabla 4.45. Valor de energía no sumistrada alimentador 0411 (proyecto de regulación del

CONELEC)

Alimentador 0412


[kWh] [kWh] [USD]

2009 5.671.124 6720 10080

2010 5.672.825 6722 10083

2011 5.674.527 6724 10086

2012 5.676.230 6726 10089

2013 5.677.932 6728 10093

2014 5.679.636 6730 10096

2015 5.681.340 6732 10099

2016 5.683.044 6734 10102

2017 5.684.749 6736 10105

2018 5.686.454 6738 10108

2019 5.688.160 6740 10111

2020 5.689.867 6742 10114

2021 5.691.574 6745 10117

2022 5.693.281 6747 10120

2023 5.694.989 6749 10123

TOTAL 151524

ALIMENTADOR 0412

Año


CONELEC)

UPS

316

Alimentador 0413


[kWh] [kWh] [USD]

2009 1.983.697 565 848

2010 1.984.292 566 848

2011 1.984.887 566 849

2012 1.985.483 566 849

2013 1.986.079 566 849

2014 1.986.674 566 849

2015 1.987.270 566 850

2016 1.987.867 567 850

2017 1.988.463 567 850

2018 1.989.059 567 850

2019 1.989.656 567 851

2020 1.990.253 567 851

2021 1.990.850 567 851

2022 1.991.447 568 851

2023 1.992.045 568 852

TOTAL 12747

ALIMENTADOR 0413

Año


CONELEC)

Alimentador 0414


[kWh] [kWh] [USD]

2009 10.342.134 6671 10006

2010 10.345.237 6673 10009

2011 10.348.340 6675 10012

2012 10.351.445 6677 10015

2013 10.354.550 6679 10018

2014 10.357.657 6681 10021

2015 10.360.764 6683 10024

2016 10.363.872 6685 10027

2017 10.366.981 6687 10030

2018 10.370.091 6689 10033

2019 10.373.202 6691 10036

2020 10.376.314 6693 10039

2021 10.379.427 6695 10042

2022 10.382.541 6697 10045

2023 10.385.656 6699 10048

TOTAL 150406

ALIMENTADOR 0414

Año


CONELEC)

UPS

317

Alimentador 0415


[kWh] [kWh] [USD]

2009 10.342.134 6671 534

2010 10.345.237 6673 534

2011 10.348.340 6675 534

2012 10.351.445 6677 534

2013 10.354.550 6679 534

2014 10.357.657 6681 534

2015 10.360.764 6683 535

2016 10.363.872 6685 535

2017 10.366.981 6687 535

2018 10.370.091 6689 535

2019 10.373.202 6691 535

2020 10.376.314 6693 535

2021 10.379.427 6695 536

2022 10.382.541 6697 536

2023 10.385.656 6699 536

TOTAL 8022

ALIMENTADOR 0415

Año

Tabla 4.49. Valor de energía no sumistrada alimentador 0415 (Proyecto de regulación del

CONELEC)

TOTAL 743307

0 415 8022

0 412 151524

0 413 12747

0 414 150406

TOTAL DE ENS RECUPERADA EN DOLARES

ALIMENTADOR DOLARES

0 411 420609

Tabla 4.50. Valor total de energía no sumistrada (Proyecto de regulación del CONELEC)

Como podemos observar la sanción que se evitaría la empresa de presentarse esta

nuevo proyecto de regulación es de 743307 dólares. Realizando un análisis costo

beneficio obtendríamos:

Total de egresos = 65.617

Total de ingresos por energía recuperada = 48.741 dólares

Total de ingresos si se presentara el nuevo proyecto de regulación = 743.307

dólares

Total de ingresos = 792.048 dólares

UPS

318

Costo beneficio:

B/C = 792.048 - 78.291,18 = 713.757 de beneficio

Representación gráfica del estudio beneficio – costo del proyecto:

Figura 4.1. Gráfica del estudio beneficio – costo del proyecto de coordinación

Como podemos observar el beneficio obtenido al realizar este proyecto de

coordinación de protecciones es muy rentable para CNEL EL Oro S. A. También

existen algunos beneficios extras óseas beneficios que trae para las empresas

privadas el no corte de energía eléctrica, para la realización de este análisis

tomaremos en cuenta las siguientes configuraciones:

Actividad que realiza la empresa privada, valor de producción en dólares

diario que representa a la empresa, horas de trabajo diarias, valor de

producción hora y total de horas que de energía no suministrada por

alimentador

Tomando en cuenta los aspectos nombrados anteriormente presentamos los

valores en dólares que dejaría de producir una empresa privada por la interrupción

del servicio de energía.

319

Consumidores Especiales ACTIVIDAD Valor de producción/ dia Horas de trabajo Valor de producción / hora

Plastisur S. A Elaboracion de fundas de plástico 2500 8 312,5

Unilever andina Ecuador S. A Elaboracion de Helados pinguinos 2000 12 166,67

total 479,17

total 3354

ALIMENTADOR 0411

total de horas de

interrupción7

Tabla 4.51. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0411

Consumidores Especiales ACTIVIDAD Valor de producción/ dia Horas de trabajo Valor de producción / hora

Gonzales Juan Despensa 500 14 35,71

Conjunto Habitacional Sevicio de habitaciones 0 0 0

ARMILAB Laboratorio de larbas de camarones 3500 8 437,5

Fundacion Esperanza Entidad Privada de salud 1200 8 150

total 623,21

total 5690

ALIMENTADOR 0412

total de horas de

interrupción9,13


UPS

320

Consumidores Especiales Actividad Valor de producción/ dia Horas de trabajo Valor de producción / hora

Machuca Darwin Taller de Soldadura y Carpinteria 1250 12 104,2

Cely Collaguazo Taller de carpintería 1200 10 120

total 224,17

total 493

ALIMENTADOR 0413

total de horas de

interrupción2,2



Importadora Inveresa Venta de equipos de accsesorios para hogar 1250 12 104,2

Mendoza Vera Elaboración de piezas mecanicas para maq.pesada 1800 10 180

total 284,17

total 1421

ALIMENTADOR 0414

total de horas de

interrupción5


UPS

321


Hoteleri Machala condominios 0 0 0,0

total 0,00

total 0

ALIMENTADOR 0415

total de horas de

interrupción6


El valor total de pérdidas de las empresas es = 10. 958 dólares.

UPS

CAPITULO V

Recomendaciones y Conclusiones

UPS

5.1 Recomendaciones

Recomendaciones por alimentador:

En el alimentador 0411 se recomienda la construcción de una nueva línea

trifásica la misma que ayudara a la corrección del sistema de protecciones de

sobrecorriente y por ende protegeremos a las líneas y transformadores

existentes en todo el alimentador.

Se recomienda realizar todas las implementaciones de seccionadores fusibles

en el alimentador 0411 los mismos que servirán para proteger las líneas y

equipos de transformación existentes en dicho alimentador.

En el alimentador 0412 se recomienda realizar las reinstalaciones e

implementaciones de los nuevos seccionadores fusibles obtenidos a través del

estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente el mismo que

ayudara a la corrección del sistema eléctrico de protecciones de este

alimentador.

Se recomienda realizar las implementaciones de seccionadores fusibles

obtenidas por el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en

alimentador 0413, el cual no necesita de cambios en sus redes de distribución

ya que estas se encuentran bien diseñadas para la aplicación de un estudio de

protecciones.

En el alimentador 0414 se recomienda la construcción de una nueva línea de

distribución la misma que servirá para eliminar los seccionadores existentes

antes del primer seccionador fusible que coordina con el reconectador.

También se recomienda la reinstalación, implementación y retiro de

seccionadores fusibles en el alimentador 0414, estos cambios son obtenidos

UPS

mediante el estudio de coordinación de protecciones y mejorar el sistema de

protecciones de sobrecorriente en este alimentador.

Se recomienda la reinstalación, implementación y retiro de seccionadores

fusibles en el alimentador 0415, estos cambios son obtenidos mediante el

estudio de coordinación de protecciones y mejorar el sistema de protecciones

de sobrecorriente en este alimentador.

Recomendaciones Generales:

Antes de realizar las implementaciones mencionadas con anterioridad se

recomienda, para todos los alimentadores de cualquier Subestación realizar

un balance de cargas en cada una de las fases del mismo para luego realizar

de una manera correcta el estudio de coordinación de protecciones de

sobrecorriente en primera instancia de la Subestación 04 y luego

implementado en todas los alimentadores pertenecientes a CNEL EL ORO S.

A.

El GIS es un software moderno y muy utilizado en la recopilación de la

información de las líneas de distribución y subtransmisión, por lo cual se

recomienda actualizar la información cada vez que se pretenda realizar un

estudio eléctrico de potencia en cualquiera de los alimentadores de CNEL El

Oro S. A. También se recomienda la adquisición de dos nuevas licencias para

agilitar el ingreso de la información dentro de los alimentadores ya

levantados.

Se recomienda que al momento de realizar un estudio de coordinación de

protecciones no debería existir alguna conexión antes del primer fusible que

está coordinando directamente con el reconectador, porque, si se presentara

una falla en cualquiera de estas conexiones actuaria directamente el

UPS

reconectador colocado en cabecera y se desconectaría todo el alimentador

dejando sin energía a todos los usuarios del mismo.

Se recomienda que al momento de crear un nuevo alimentador en cualquiera

de las subestaciones de CNEL El Oro S. A, no se debería colocar tira fusibles

en exceso ya que esto complica la coordinación de protecciones debido a su

parecido valor de corriente de falla, por lo cual se recomienda colocar

seccionadores fusibles a ramales que sobrepasen los 100 m de longitud con

esto se reducirá el número de seccionadores fusibles instalados en cada

alimentador.

Con el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente se

obtuvieron nuevos valores de tira fusibles, por lo cual se recomienda la

inmediata instalación en cada uno de los puntos de protección de los

alimentadores de la Subestación Machala.

Cada uno de los alimentadores de la Subestaciones 04 están divididos en

ramal principal y en derivaciones, por lo cual se recomienda colocar un

fusible al comienzo de cada derivación, con esto evitaremos que cuando se

produzca una falla no afecte a todo el alimentador sino al ramal en donde se

produzca cada falla.

Se recomienda realizar las nuevas configuraciones a los reconectadores de la

Subestación 04 por las obtenidas en el estudio de coordinación de

protecciones, ya que ahora si existe una debida coordinación entre los

fusibles aguas abajo del reconectador, por lo cual el reconectador ya puede

cumplir sus funciones de protección como tal.

Se puede decir como recomendación aprovechar al máximo todos los

beneficios que ofrece un Sistema Geográfico de Información y el software

utilizado para realizar estudios eléctricos de potencia llamado SynerGEE

Electrical 3. 8, y una de las formas de conseguirlo, es incorporando personal

capacitado, profesionales que puedan desempeñar eficientemente este

UPS

cometido y cuyo objetivo común sea el bienestar y desarrollo de CNEL EL

ORO S. A.

Finalmente se recomienda llevar un registro de cambios de tira fusibles en

cualquiera de los alimentadores de CNEL El Oro S. A, este registro llevaría

datos de mucha importancia como: dirección (calles en donde se encuentre

instalados el seccionador fusible), valor del seccionador fusible reemplazo en

amperios, nombre del operador o cuadrilla, hora de cambio y causa de la

falla. Con estos datos obtenidos se modificara los valores de tira fusibles

dentro del programa y se realizara un nuevo estudio de chequeo de

protecciones dentro del alimentador modificado y con ello observaríamos si

se está cumpliendo los criterios de coordinación establecidos por el ingeniero

que realiza el estudio de coordinación de protecciones.

5.2 Conclusiones

El estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente es de mucha

importancia en una empresa eléctrica ahora llamada Corporación Nacional de

Electricidad, ya que de este depende la vida útil de los equipos de potencia, en lo

personal, he tenido la oportunidad de trabajar con profesionales de la rama de

Ingeniería Eléctrica, compartir conocimientos, ideas y experiencias las cuales

representan un aporte fundamental para la culminación del presente estudio. A

continuación se presenta las siguientes conclusiones.

La eficiencia y el desarrollo, es uno de los factores fundamentales dentro de

una empresa de servicios públicos, en la actualidad CNEL El Oro S. A. ha

venido implementando nuevas tecnologías para la recopilación de

información dentro de sus sistemas de distribución y subtransmisión, una de

las tecnologías nuevas y muy aplicadas a nivel mundial es el GPS la misma

que ha revolucionado los métodos, manejo y manipulación de la información.

UPS

Este software es de mucha ayuda para el desarrollo de este estudios de tesis,

el mismo que lleva un registro de la información gráfico computarizado de

las líneas, estructuras, distancias en sistemas de subtransmisión y

distribución, esta información es de mucha ayuda al momento de realizar los

estudios eléctricos, cumpliendo de esta manera con el ente regulador

CONELEC el mismo que exige a las empresas distribuidoras de energía

tengan digitalizadas e integradas sus redes eléctricas de alta tensión, media

tensión y baja tensión (resolución especificada en Oficio CONELEC No. DE-

07-1222 del 26 de junio de 2007).

Mediante una programación (interface) se logró trasladar la información del

GIS al SynerGEE Electrical 3. 8, el segundo utilizado para realizar análisis de

distribución de la carga, flujos de potencia, cortocircuitos y chequeo de

protecciones, con este software se logró manipular las curvas de los tira

fusibles utilizados para en este estudio de coordinación de protecciones de la

subestación Machala.

Un método que es de mucha importancia y para mi parecer el primordial es la

distribución de la carga, en primera instancia se colocó medición de corriente

y factor de potencia en las zonas sobrecargadas del alimentador 0411 (por 7

días), estos valores son colocados en formas de medidor en SynerGEE

Electrical 3. 8, en la misma dirección que fueron instalados. Una vez

distribuida la carga podemos obtener resultados casi precisos en el análisis de

flujos de potencia y ende obtener la corriente de carga en cada punto de

protección.

SynerGEE Electrical 3. 8, presenta un módulo de chequeo de protecciones de

sobrecorriente el mismo que es realizado gráficamente por curvas de tira

fusibles de distintos valores de amperaje y de las distintas marcas existentes

en el mercado, este módulo permite realizar la coordinación de protecciones

de sobre corriente mediante criterios establecidos por la persona que se

encontrara realizando el estudio.

UPS

Cuando se realiza un estudio de coordinación de protecciones el objetivo final

es dejar al menor número de abonados desconectados al momento de

producirse alguna falla, ya que por el momento no existe alguna ley que

aplica una sanción para la empresa distribuidora de energía, pero con la nueva

propuesta de regulación de calidad de distribución preparada por el Concejo

Nacional de Electrificación CONELEC por cada KWH de energía no

sumistrada la empresa distribuidora pagaría al abonado residencial un valor

de 1,50 centavos de dólar lo cual representaría pérdidas económicas muy

elevadas para la empresa distribuidora. Es por este motivo que el estudio de

coordinación de protecciones debería estar fundamentalmente presente dentro

de una empresa distribuidora de energía.

Como conclusión final del estudio realizado puedo decir que el levantamiento

de la información en los alimentadores es de vital importancia al momento de

realizar los estudios eléctricos de potencia anteriormente mencionados, este

proyecto es una de las revoluciones tecnológicas dentro un sistema de

distribución, posteriormente y con la ayuda de estudios e implementación de

equipos de protección electrónicos podemos llegar a obtener redes eléctricas

inalámbricas (consideradas como redes eléctricas del futuro). Esta propuesta

es debidamente justificada ante la CNEL Matriz para de esta forma obtener la

ayuda económica necesaria y poder totalizar este estudio en todos los

alimentadores de las Subestaciones de CNEL El Oro S. A.

UPS

5.3 Bibliografía

Libros y manuales

GRAINGER J. J., STEVENSON W. D., “Análisis de Sistemas de Potencia”,

McGraw-Hill, México, 1996.

EX INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrificación), “Normas para diseño

de Líneas de distribución a 13, 8 KV.”, Quito, 1979.

JACINTO VIQUEIRA LANDA “Redes Eléctricas en régimen permanente

desequilibrado en régimen transitorio” Representaciones y servicios de

ingeniería, México, 1973.

Manual de sobre SynerGEE Electrical 3.8. Perteneciente a la Departamento

de Planificación de CNEL El Oro S. A.

Unidad de Protección de Transformadores ABB, “TPU 2000 R”,

1MRA588372–MIB, Diciembre 2001.

Tesis

JAVIER VILLÓN VILLACRESES, ANDRÉS LEÓN CARRERA “Estudio

de Coordinación de las protecciones eléctricas para la Empresa Eléctrica

Península de Santa Elena (EMEPE) Año 2001, Sub-Estaciones: Sta. Rosa,

Libertad, Salinas y Chipipe” Tesis Escuela Superior Politécnica del Litoral,

Facultad de Ingeniería en Electricidad y Computación, Guayaquil 2002.

BYRON VINICIO OCHOA OROZCO, “Análisis de la coordinación de

protecciones del sistema aislado de Santa Elena Petén” Tesis Universidad de

San Carlos de Guatemala, Facultad de Ingeniería – Escuela de Ingeniería

Mecánica Eléctrica, Guatemala Noviembre 2005.

JOSE MANUEL GUTIERREZ SANCHEZ, “Correlación entre la protección

y los dispositivos de control en las redes de distribución” Instituto

Politécnico Nacional, Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica,

México Junio 2007.

UPS

Páginas web

http://voltajes de secuencia unidad_4_seccion3.mht

www_monografias_com-trabajos43-red-electrica-maracaibo

http:// www_ilustrados_com-publicaciones-multimedia-10018b2_gif.mht

http:// Telergia.mht

UPS

ANEXOS CAPITULO II

Anexo 2.1 subestaciones de Cnel. el oro. Lamina A0.

Anexo 2.2. Transformadores de Potencia Subestación Machala.

Anexo 2.3. Alimentadores de la Subestación 04.

UPS

Anexo 2.4. Pérdidas de vacío de transformadores trifásicos.

Anexo 2.4.1. Pérdidas de vacío de transformadores monofásicos.

UPS

Diagrama de las subestaciones de cnel el oro. Lamina A0. Madero Vargas. Anexo 2.

5.

UPS

Anexo 2.6. Configuración actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0411.

Anexo 2.6.1. Curva actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0411.

UPS

Anexo 2.7. Configuración actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0412.

Anexo 2.7.1. Curva actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0412.

UPS

Anexo 2.8. Configuración actual del reconectador “ABB” en el alimentador 0414.

Anexo 2.9. Configuración actual del reconectador “ABB” en el alimentador 0415.

UPS

SI NO

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x211926 Recl 346726

214815 211924

214918 Recl 346726

214814 Recl 346726

211605 211608

215445 211606

215443 211606

216087 Recl 346726

215763 211608

211604 211608

216092 210977

216089 Recl 346726

216088 Recl 346726

216094 210972

229843 216091

216091 210977

210969

216097 210971

210971 210975

216095 210975

217046

216726

210652

210652

210652

216404

Recl 346726

Recl 346726

Recl 346726

Recl 346726

210652

210652

216726

210650

216725

210969

216098

Recl 346726

Recl 346726

Recl 346726

Recl 346726

209697

230163

216723

217043

217045

210652

216727

209684

209690

209691

210008

212566

212564

209365

Recl 346726

Recl 346726

209683

Recl 346726

209686

CODIGO FUSIBLE

PRICIPAL

CODIGO FUSIBLE

REPALDO

ALIMENTADOR 0411

209363

209364

212883

COORDINAN

Anexo 2.10. Coordinación actual en el alimentador 0411

UPS

SI NO

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

214486 214166

214483 214166

214484 214166

214173 214166

214492 214489

214489 214486

214166 214164

214172 214166

214169 214166

214108 214165

214165 214164

214167 214164

213857 213853

214803 214165

214165 214164

213847 Recl 346723

213851 Recl 346723

213855 213853

ALIMENTADOR 0412

CODIGO FUSIBLE

PRINCIPAL

CODIGO FUSIBLE

RESPALDO

213535 Recl 346723

213538 Recl 346723

COORDINAN


SI NO

x

x

x

x

x

x213528 213524

213206 D 347632

213208 D 347632

213525 213524

ALIMENTADOR 0412

CODIGO FUSIBLE

PRINCIPAL

CODIGO FUSIBLE

RESPALDO

213203 D 347632

233044 D 347632

COORDINAN


UPS

SI NO

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x236245 235297

235283 235297

234973 235297

235291 235297

235292 235297

237217

235284 235297

234976 235297

234969 237213

235297 237213

235294 235297

234964 237213

235925 237213

235923 237213

234656 234650

234652 234650

234654 234650

234648 237213

234644 237213

234650 237213

237213 237216

234643 237213

234646 237213

237215 232737

236885 236886

236886 237216

236569 236563

236568 236563

232737

237212 236563

236564 236563

236566 236563

232731 232737

236563 232737

237211 237212

232739 232737

232731 232737

232735 232731

232415 Recl 346723

232417 Recl 346723

232737 Recl 346723

232408 232410

232418 Recl 346723

232412 Recl 346723

ALIMENTADOR 0414

CODIGO FUSIBLE

PRINCIPAL

CODIGO FUSIBLE

RESPALDO

232497 232410

232410 Recl 346723

COORDINAN


UPS

SI NO

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

x

ALIMENTADOR 0415

CODIGO FUSIBLE

PRINCIPAL

CODIGO FUSIBLE

RESPALDO

217685 D 374553

217689 217685

COORDINAN

217687 217685

217688 217685

218004 217688

218010 217688

218653 217688

218654 217688

218966 218654

218972 218654

218975 218654


UPS

Anexo capitulo 3.

Anexo 2.5

Anexo 3.1

Alimentador Madero Vargas

0411 “Levantamiento GIS”

Alimentador Unioro 0412

“Levantamiento GIS”

Alimentador Expreso II 0413


UPS

Alimentador Emproro 0414


Alimentador Condado 0415


UPS

Anexo 3.2

Alimentador 0411 vista

SynerGEE Electrical

3.8

Alimentador 0412 vista

SynerGEE Electrical

3.8

UPS

Alimentador 0413

vista SynerGEE

Electrical 3.8

Alimentador 0414

vista SynerGEE

Electrical 3.8

UPS

Alimentador 0415

vista SynerGEE

Electrical 3.8

Anexo 3.3. Herramienta Editor Múltiple, SynerGEE Electrical 3.8

UPS

Anexo 3.4. Base de equipos de transformadores de distribución, SynerGEE Electrical 3.8

Anexo 3.5. Base de equipos de transformadores de distribución, SynerGEE Electrical 3.8

UPS

Anexo 3.6. Curva ANSI de fusibles de 2 A tipo K, SynerGEE Electrical 3.8

Anexo 3.7. Curvas de un reconectador, SynerGEE Electrical 3.8

UPS

Anexo 3.8. Análisis propuestos por SynerGEE Electrical 3.8

Anexo 3.9. Ventana de configuración para la distribución de la carga

UPS

Anexo 3.10. Medidores de cabecera Subestación Machala

Anexo 3.11. Instalación de medidores en el alimentador Madero Vargas.

UPS

Anexo 3.12. Análisis de Distribución de la carga, SynerGEE Electrical 3.8

Anexo 3.13. Análisis de Flujos de Potencia, SynerGEE Electrical 3.8

UPS

Anexo 3.14. Análisis de Corrientes de Fallas, SynerGEE Electrical 3.8

Anexo 3.15. Análisis de Chequeo de Coordinación de protecciones, SynerGEE Electrical 3.8

UPS

Anexo 3.16 lamina de los fusibles nuevos. 0411





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