La versión digital de esta tesis está protegida por la Ley de Derechos de Autor del Ecuador. Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL” bajo el libre consentimiento del (los) autor(es). Al consultar esta tesis deberá acatar con las disposiciones de la Ley y las siguientes condiciones de uso: · Cualquier uso que haga de estos documentos o imágenes deben ser sólo para efectos de investigación o estudio académico, y usted no puede ponerlos a disposición de otra persona. · Usted deberá reconocer el derecho del autor a ser identificado y citado como el autor de esta tesis. · No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen que estar bajo los mismos términos de licencia que el trabajo original. El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas. Respeto hacia sí mismo y hacia los demás. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA MEJORAR LA CONFIABILIDAD DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS AÉREOS DE LA ZONA URBANA DE AMBATO PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO RAMIRO ROGELIO ROBALINO SÁNCHEZ [email protected] DIRECTOR: ING. MENTOR POVEDA [email protected] CODIRECTOR: ING. MARIO MORALES [email protected] Quito, febrero 2016 I DECLARACIÓN Yo, Ramiro Rogelio Robalino Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la Normativa Institucional Vigente. _______________________________ Ramiro Rogelio Robalino Sánchez II CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Ramiro Rogelio Robalino Sánchez, bajo mi supervisión. ____________________________ Ing. Mentor Poveda DIRECTOR DEL PROYECTO ____________________________ Ing. Mario Morales CODIRECTOR DEL PROYECTO III AGRADECIMIENTO A Dios por abrirme las puertas para poder encontrar el mejor camino para mi crecimiento profesional, personal y familiar. A mis padres, hermanas, sobrinos que con su apoyo incondicional han sabido darme las fuerzas necesarias para seguir adelante y poder cumplir con mis metas. A toda mi familia quienes siempre estuvieron acompañándome durante toda mi vida, he recibido de todos ellos cariño, ayuda y comprensión. A los profesores de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Escuela Politécnica Nacional por permitir realizar mi carrera profesional. Mi especial agradecimiento al personal del Departamento de Operación y Mantenimiento de la EEASA por las facilidades brindadas para la realización de este proyecto y en especial al Ing. Mario Morales por su ayuda y colaboración en la realización del presente trabajo. Mi gratitud al Ing. Mentor Poveda, por aceptar ser el Director de este proyecto, por el tiempo, el interés y la ayuda desinteresada prestada para la realización del mismo. A mis amigas y amigos, por haber compartido conmigo todos los momentos alegres, de estudio, de estrés, de ilusión cada uno de ellos están guardados en mi memoria. IV DEDICATORIA A mis padres Onofre Robalino y Julia Sánchez gracias por su apoyo, comprensión y cariño brindado durante toda mi vida. A mis hermanas Marisol y Carmita, a mis sobrinos John, Karla, Bryan y el pequeño Erick, a mi abuelita Clara gracias por su cariño y amistad. A toda mi familia y amigos. V CONTENIDO DECLARACIÓN ...................................................................................................... I CERTIFICACIÓN ................................................................................................... II AGRADECIMIENTO ............................................................................................. III DEDICATORIA ..................................................................................................... IV CONTENIDO .......................................................................................................... V RESUMEN EJECUTIVO ...................................................................................... XII PRESENTACIÓN ................................................................................................ XIII CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 1 GENERALIDADES ......................................................................................... 1 1.1 INTRODUCCIÓN Y ESTADO DEL ARTE ......................................................... 1 1.2 MOTIVACIÓN ................................................................................................... 2 1.3 OBJETIVOS ...................................................................................................... 2 1.3.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................................................. 2 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................ 3 1.4 ALCANCE ......................................................................................................... 3 1.5 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 4 1.6 JUSTIFICACIÓN DE LA TESIS ........................................................................ 4 CAPÍTULO II .......................................................................................................... 5 2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS ......................................................................... 5 2.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN........................................................................ 5 2.1.1 DEFINICIÓN ................................................................................................................. 5 2.1.2 ELEMENTOS PRINCIPALES ....................................................................................... 6 2.1.3 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES ........................................................................... 6 2.1.4 REDES DE DISTRIBUCIÓN URBANA ........................................................................ 8 2.1.5 DIFERENCIA ENTRE ALIMENTADORES URBANOS Y RURALES .......................... 9 2.1.6 TIPO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN POR SU TOPOLOGÍA .................................. 10 2.1.7 ESTADO TECNOLÓGICO DE LA OPERACIÓN EN DISTRIBUCIÓN ...................... 12 2.2 2.2.1 CONFIABILIDAD .............................................................................................12 DEFINICIÓN ............................................................................................................... 12 VI 2.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA CONFIABILIDAD .......................................................... 14 2.2.3 ALTERNATIVAS PARA INCREMENTAR LA CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ....................................................................................................................... 15 2.3 EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LA CONFIABILIDAD [6] .........................15 2.3.1 TASA DE FALLA ........................................................................................................ 17 2.3.2 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ........................ 20 2.4 CONTINGENCIAS ...........................................................................................22 2.4.1 DEFINICIÓN ............................................................................................................... 22 2.4.2 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES ......................................................................... 22 2.4.3 OBJETIVO DEL ESTUDIO DE CONTINGENCIAS .................................................... 23 2.4.4 PRINCIPIOS DE LA CONTINGENCIA ....................................................................... 23 2.4.5 MODELOS DE CONTINGENCIA DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA .......... 24 2.4.6 TÉCNICAS PARA LA DETERMINACIÓN DE SITUACIONES DE CONTINGENCIAS 24 2.5 FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN..........................................26 2.5.1 TIPOS DE FALLAS..................................................................................................... 26 2.5.2 CAUSAS DE LAS FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ...................... 27 2.5.3 VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN [14] ..................................... 28 2.5.4 VARIACIONES DE VOLTAJE DE LARGA DURACIÓN [14] ..................................... 28 2.6 OPERACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ................................................30 2.6.1 ESTADOS DE FUNCIONAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ..................... 30 2.6.2 PARÁMETROS BÁSICOS DE OPERACIÓN ............................................................. 30 2.7 SISTEMA DE REGULACIÓN DE VOLTAJE....................................................33 2.7.1 DEFINICIONES .......................................................................................................... 34 2.7.2 ZONAS DE VOLTAJE ................................................................................................ 35 2.7.3 VARIACIONES DE VOLTAJE PERMISIBLES EN ALIMENTADORES RESIDENCIALES .................................................................................................................... 37 2.8 MÁRGENES DE VARIACIÓN ADMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE CONTROL EN LA OPERACIÓN .................................................................................40 2.8.1 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO NORMAL ................................... 40 2.8.2 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE ALERTA ............................... 40 2.8.3 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE EMERGENCIA .................... 41 2.8.4 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE REPOSICIÓN ...................... 42 CAPÍTULO III ....................................................................................................... 43 3 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA EEASA ..................................................................................................... 43 VII 3.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EEASA ............................................................43 3.1.1 PARTICULARIDADES................................................................................................ 43 3.1.2 ÁREA DE CONCESIÓN Y COBERTURA .................................................................. 44 3.1.3 CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO ........................................................................... 44 3.1.4 NÚMERO DE CLIENTES ........................................................................................... 45 3.1.5 ENERGÍA CONSUMIDA POR TIPO DE USUARIO ................................................... 46 3.1.6 CONFIGURACIÓN Y TOPOLOGÍA ........................................................................... 47 3.1.7 NIVEL TECNOLÓGICO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN ....................................................................................................................... 49 3.1.8 3.2 3.2.1 3.3 3.3.1 3.4 AUTOMATIZACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE LA EEASA..................................... 50 ALIMENTADORES AÉREOS URBANOS .......................................................50 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE LOS ALIMENTADORES URBANOS AMBATO . 51 VARIACIONES ADMISIBLES DE VOLTAJE DE LA EEASA ..........................52 DETERMINACIÓN DE LÍMITES DE VOLTAJE PARA LA EEASA ............................ 53 MODELACIÓN DIGITAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEASA 54 3.4.1 VENTAJAS ................................................................................................................. 54 3.4.2 NECESIDADES .......................................................................................................... 55 3.4.3 REQUERIMIENTOS PARA EL FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITOS ............. 55 3.5 FLUJOS DE CARGA .......................................................................................58 3.6 EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN EN CONDICIONES ACTUALES DEL SED EEASA ........................................................................................................................62 3.6.1 REPORTE DE ELEMENTOS EN CONDICIÓN DE OPERACIÓN ............................ 62 3.6.2 REPORTE DE ELEMENTOS EN CONDICIONES DE OPERACIÓN DE ALERTA... 73 CAPÍTULO IV....................................................................................................... 80 4 PLAN DE MANIOBRAS OPERATIVAS EN CONDICIONES DE CONTINGENCIAS ............................................................................................... 80 4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLANES DE MANIOBRA FRENTE A CONTINGENCIAS .......................................................................................................80 4.1.1 OBJETIVO .................................................................................................................. 80 4.1.2 ESCENARIOS ............................................................................................................ 81 4.1.3 DETERMINACIÓN DE LOS ELEMENTOS A ANALIZAR COMO CONTINGENCIA . 82 4.2 ACTUACIONES OPERATIVAS FRENTE A CONTINGENCIAS ......................83 4.2.1 PLAN DE TRANSFERENCIA DE CARGA ................................................................. 83 4.2.2 CRITERIOS DE SATURACIÓN DE LA RED ............................................................. 84 VIII 4.3 CARACTERÍSTICAS DEL MODULO DE CYMDIST “EVALUACIÓN DE CONTINGENCIAS SIMPLES CON RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO” ...............84 4.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA .................................................................... 85 4.3.2 FUNCIONES ............................................................................................................... 85 4.3.3 LIMITACIONES DEL PROGRAMA ............................................................................ 86 4.3.4 PRINCIPIO DE EVALUACIÓN DEL MODULO DE RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO ................................................................................................................................ 86 4.3.5 INTERRUPCIONES DE SERVICIO ........................................................................... 87 4.3.6 OBJETIVOS DEL MÓDULO ....................................................................................... 88 4.3.7 RESTRICCIONES ...................................................................................................... 90 4.3.8 REPORTES ................................................................................................................ 92 4.4 DESARROLLO DEL PLAN DE MANIOBRAS OPERATIVAS .........................94 4.4.1 INDISPONIBILIDAD DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA ........................... 95 4.4.2 INDISPONIBILIDAD DE UNA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN.................................. 97 4.4.3 INDISPONIBILIDAD DE UN ALIMENTADOR .......................................................... 103 4.4.4 INDISPONIBILIDAD DE UN TRAMO DE LA RED PRIMARIA ................................ 106 4.5 RESUMEN PLAN DE MANIOBRAS ..............................................................107 4.5.1 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA................................. 108 4.5.2 INDISPONIBILIDAD LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ............................................ 115 4.6 RESUMEN PLAN DE MANIOBRA INDISPONIBILIDAD ALIMENTADORES URBANOS.................................................................................................................117 4.6.1 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “PASO LATERAL”........................................ 117 4.6.2 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “NORTE” ...................................................... 118 4.6.3 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “FICOA” ........................................................ 119 4.6.4 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “SALIDA 2” ................................................... 120 4.6.5 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “MARTINEZ” ................................................ 121 4.6.6 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “AMERICAS” ................................................ 122 4.6.7 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “PENINSULA” .............................................. 123 4.6.8 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “IZAMBA” ..................................................... 124 4.6.9 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “BOLIVARIANA” ........................................... 125 4.6.10 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “UNIVERSIDAD” ...................................... 126 4.6.11 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR INTERCONEXION ORIENTE-LLIGUA ... 127 4.6.12 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “OLIMPICA” ............................................. 128 4.6.13 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “BELLAVISTA” ......................................... 129 4.6.14 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “FERROVIARIA” ...................................... 130 4.6.15 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “VICENTINA” ........................................... 131 4.6.16 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “ATAHUALPA” ......................................... 132 4.6.17 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “MIRAFLORES” ....................................... 133 IX 4.6.18 4.7 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “ESPAÑA” ................................................ 134 VENTAJAS MANIOBRAS CON ELEMENTOS REMOTOS ...........................135 4.7.1 TRANSFERIR CARGA CON MANIOBRAS EN SITIO ............................................. 135 4.7.2 TRANSFERIR CARGA CON MANIOBRAS REMOTAS DESDE EL CENTRO DE CONTROL ............................................................................................................................. 135 4.7.3 COMPARATIVO DE MANIOBRAS CON TRANSFERENCIAS EN SITIO y CON TRANSFERENCIAS REMOTAS O AUTOMÁTICAS ............................................................ 136 4.8 CONCLUSIONES PRELIMINARES ...............................................................137 CAPÍTULO V...................................................................................................... 139 5 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE ......................................................................................... 139 5.1 PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ..............................139 5.1.1 GENERALIDADES ................................................................................................... 140 5.1.2 DEFINICIONES ........................................................................................................ 140 5.1.3 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN ............................................................................ 141 5.1.4 FUSIBLES ................................................................................................................ 141 5.1.5 RECONECTADORES .............................................................................................. 143 5.2 CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN DISTRIBUCIÓN [13] ............................................................................................144 5.2.1 COORDINACIÓN FUSIBLE – FUSIBLE .................................................................. 144 5.2.2 COORDINACIÓN RELÉ INTERRUPTOR – FUSIBLE............................................. 145 5.2.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR – FUSIBLE EN EL LADO DE LA CARGA ... 146 5.2.4 COORDINACIÓN RECONECTADOR – FUSIBLE EN EL LADO DE LA FUENTE . 147 5.2.5 COORDINACIÓN RECONECTADOR – RECONECTADOR ................................... 147 5.2.6 COORDINACIÓN RELÉ INTERRUPTOR – RECONECTADOR ............................. 148 5.3 CRITERIOS PARA LA VERIFICACIÓN DE PROTECCIONES ......................148 5.3.1 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES .. 149 5.3.2 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN TRANSFERENCIA DE CARGA ............................................................................................ 150 5.4 MEJORAR LA CONFIABILIDAD CON EL SISTEMA DE PROTECCIONES .151 5.5 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN BARRAS DE LA S/E ...................152 5.6 GUÍA DE ANÁLISIS .......................................................................................154 5.7 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES .............................154 X 5.7.1 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN DEl SISTEMA DE PROTECCIONES EEASA. .................................................................................................................................. 155 5.8 SISTEMA DE PROTECCIONES PROPUESTO .............................................158 5.8.1 COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ........................................ 158 5.8.2 DETALLE PROTECCIONES .................................................................................... 163 5.9 5.9.1 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ..................................183 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN OPERACIÓN NORMAL 184 5.9.2 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN OPERACIÓN CON TRANSFERENCIA DE CARGA ............................................................................................ 186 5.10 CONCLUSIONES PRELIMINARES ...............................................................192 CAPÍTULO VI..................................................................................................... 193 6 MEJORAS DE LA RESPUESTA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN FRENTE A CONTINGENCIAS .......................................................................... 193 6.1 ALTERNATIVAS PARA MEJORAR EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ..193 6.2 IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS VULNERABLES .........................................195 6.2.1 ALIMENTADORES EN OPERACIÓN DE ALERTA EN CONDICIONES ACTUALES 195 6.2.2 6.3 PUNTOS NO SE PUEDEN TRANSFERIR CARGA ................................................ 196 PROPUESTA TÉCNICA Y OPERATIVA .......................................................196 6.3.1 RECONFIGURACIÓN DE ALIMENTADORES ........................................................ 196 6.3.2 CAMBIO DE CALIBRE DE CONDUCTOR .............................................................. 200 6.4 EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS MEJORAS SUGERIDAS.....................201 6.4.1 RECONFIGURACIÓN S/E HUACHI ........................................................................ 201 6.4.2 RECONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUIÓN ............................................ 202 6.4.3 CAMBIO DE CALIBRE DE CONDUCTOR .............................................................. 205 6.5 CRITERIOS TÉCNICOS Y OPERATIVOS PARA ESTABLECER NUEVOS PUNTOS DE TRANSFERENCIA DE CARGA ...........................................................206 6.5.1 OBJETIVOS DE LOS NUEVOS PUNTOS DE TRANSFERENCIA ......................... 206 CAPÍTULO VII.................................................................................................... 207 7 RESUMEN DE LA METODOLOGÍA APLICADA ....................................... 207 7.1 7.1.1 RESUMEN METODOLOGÍA DESARROLLADA ...........................................208 REQUERIMIENTOS INICIALES .............................................................................. 209 XI 7.1.2 CONDICIONES ACTUALES .................................................................................... 209 7.1.3 DETERMINACIÓN DE COMPONENTES SUSCEPTIBLES A CONTINGENCIAS . 209 7.1.4 MODULO DE RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO FRENTE A CONTINGENCIAS 211 7.1.5 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES .............................................. 212 7.1.6 MEJORAS EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN ........................................................... 213 7.2 7.2.1 COMPARACIÓN CON OTROS ESTUDIOS...................................................213 VENTAJAS ............................................................................................................... 214 CAPÍTULO VIII................................................................................................... 216 8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 216 8.1 CONCLUSIONES ..........................................................................................216 8.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................217 8.3 BIBLIOGRAFIA .............................................................................................219 ANEXO 1............................................................................................................ 221 ANEXO 2............................................................................................................ 223 ANEXO 3............................................................................................................ 225 XII RESUMEN EJECUTIVO Garantizar la confiabilidad en el sistema de distribución y la continuidad de servicio con la mejor calidad, es responsabilidad de toda empresa distribuidora de energía eléctrica, este es el propósito de las propuestas presentadas en el presente documento. De la simulación para evaluar las condiciones operativas del sistema se determina que los alimentadores “Paso Lateral”, “Martínez” y “Miraflores” tienen la mayor caída de voltaje, aproximadamente del 4%. Y los alimentadores “Ficoa” y “Universidad”, como los alimentadores con mayor demanda, aproximadamente mayor a 100 Amperios. En general no se presentan problemas en la capacidad de conducción de los conductores. Con las acciones propuestas en este trabajo se garantizan transferencias de carga adecuadas, sin problemas de sobrecarga en los fusibles y conductores, con calidad y continuidad de servicio; es decir, transferir carga en el menor tiempo posible y con los mejores niveles operativos de voltaje en la cola del alimentador, considerando la capacidad de los conductores y de las protecciones (fusibles, relés). Se sugiere precisar las variaciones admisibles de voltaje de 5% para condiciones normales y 8% para condiciones de emergencia, es decir en transferencias de carga, considerando que estas no deben ser de tiempo prolongado. Valores que son únicamente para el sistema primario de distribución. Evaluando el sistema de protección de los alimentadores primarios de la zona urbana de Ambato, en su coordinación y configuración; se realiza la reconfiguración de la ubicación de los elementos y se verifica su adecuada coordinación para que, ante la presencia de fallas, se aísle la menor cantidad de carga posible. El adecuado plan de maniobras propuesto permite maximizar la cantidad de usuarios restablecidos con energía de calidad, ubicando el punto de seccionamiento para eliminar y aislar la falla, y transferir la carga. Para los alimentadores “Martínez” y “Norte” se recomienda reconfigurar la red de distribución con el propósito de reducir la distancia de la fuente a la carga, en los alimentadores “Atahualpa” y “Olímpica” se recomienda elementos de seccionamiento para incorporar transferencias internas del alimentador. Con estos cambios en la red de distribución se mejoran los perfiles de voltaje y se reducen las perdidas resistivas en el alimentador. XIII PRESENTACIÓN El presente trabajo analiza las condiciones de operación de la red de distribución, para los alimentadores aéreos urbanos de la ciudad de Ambato, En el capítulo 1 se presentan las generalidades del proyecto de titulación, los objetivos principales y particulares, el planteamiento del problema con su respectiva justificación. En el capítulo 2, se presenta el marco teórico, donde se reúne la información para sustentar la metodología del proyecto en estudio, identificando los sistemas de distribución, confiabilidad, contingencias, criterios de condición de operación de la red y las variaciones admisibles de voltaje en los sistemas de distribución. El capítulo 3, analiza el sistema de distribución de la EEASA, se describen sus principales características eléctricas, se realiza la simulación y se determinan los perfiles de voltaje, nivel de carga y pérdidas totales en los alimentadores estudiados. Se determinan los alimentadores en operación normal y alerta. El capítulo 4, presenta el plan de maniobras operativas propuesto para afrontar las indisponibilidades de servicio, con ejemplos prácticos y completos para las contingencias modelo. La simulación analiza las restricciones operativas establecidas para determinar los puntos de transferencia de carga más adecuados. El capítulo 5, evalúa el sistema de protecciones en su configuración y coordinación para los elementos de protección de la red de distribución en condiciones normales y para condiciones de transferencia de carga, en condiciones de contingencia se verifica el sistema de protecciones si no existe sobrecarga. En el Capítulo 6, se presentan las mejoras considerando la reconfiguración propuesta para la red de distribución, se presenta un listado con las ubicaciones donde es necesario cambiar el calibre de conductor con el propósito de incrementar la capacidad de conducción, adicionalmente se establecen los principales criterios para ubicar nuevos puntos de transferencia. En el Capítulo 7 se presenta un resumen de la metodología aplicada para mejorar la confiabilidad del sistema de distribución, se muestran los organigramas para las principales actividades desarrolladas. En el último Capítulo 8 se presentan las conclusiones y recomendaciones. 1 CAPÍTULO I 1 GENERALIDADES 1.1 INTRODUCCIÓN Y ESTADO DEL ARTE Hoy en día, la mayoría de las empresas necesitan un nivel alto de disponibilidad de energía y algunas requieren incluso un nivel continuo de disponibilidad debido a la dependencia de la energía eléctrica para los consumidores residenciales, comerciales e industriales. La necesidad de disponibilidad de servicio eléctrico las 24 horas y los 365 días del año, debido principalmente para la utilización de las cocinas de inducción, ya que este servicio jamás deberá ser interrumpido por ser un servicio de primera necesidad dentro del hogar. Otro factor importante es el ingreso de los vehículos eléctricos. Debido a estos dos factores y otros más, hacen que exista un compromiso entre la empresa distribuidora con los clientes en brindarles un servicio de calidad y continuo. Esta evolución del Sistema Eléctrico implica la adopción de nuevas tecnologías para operar adecuadamente, vigilando el cumplimiento de los objetivos de la empresa en términos de seguridad, continuidad, calidad y economía. Se requieren tecnologías para protección, medición, control, telecomunicaciones y esquemas de automatización avanzados, que consideren el flujo bidireccional de la energía, así como las implicaciones con los esquemas de generación distribuida, microrredes. Las Empresas Distribuidoras tienen como obligación el garantizar el servicio de energía eléctrica cumpliendo con las normativas del ente regulador. La empresa reguladora es el ARCONEL quien es el encargado de controlar la calidad y dar cumplimiento a todas las normativas prescritas. La confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia se encuentra intrínsecamente relacionada con la ocurrencia de contingencias. Debido a la diversidad de contingencias en los sistemas de distribución, los eventos inesperados, descargas atmosféricas cortocircuitos, derrumbes, postes chocados, animales en redes, entre otros, pueden ocasionar el corte de servicio eléctrico, el garantizar la continuidad 2 de servicio involucra estudiar las contingencias, esto con lleva a que las empresas distribuidoras dediquen mayor importancia en proyectos para mejorar la confiabilidad de los sistemas de distribución y enfrentar la contingencia en el menor tiempo posible, así también la capacidad para recuperarse o dar continuidad con el servicio eléctrico debe ser un elemento crucial dentro de un plan estratégico de operación frente a contingencias. El poseer un plan de operación frente a contingencias tiene el propósito de disminuir la cantidad de usuarios sin servicio eléctrico, beneficia a la empresa distribuidora y al cliente. Todo esto con el objetivo de disminuir los índices de usuarios no suministrados y aumentar los índices de calidad. 1.2 MOTIVACIÓN La motivación para este tema de tesis es la gran importancia que tiene, el análisis y evaluación de las contingencias criticas presente en el sistema de distribución, la cual permita tener un adecuado plan de restablecimiento de servicio frente a la indisponibilidad producidos por estas contingencias con la finalidad de incrementar la confiabilidad del sistema de distribución de la zona urbana de la ciudad de Ambato y garantizar la continuidad de servicio eléctrico. Adicional, si miramos los campos de investigación de la confiabilidad en sistemas de distribución conjuntamente con el análisis de contingencias estos no han sido profundizados totalmente, lo que permite mayores acercamientos para encontrar mejoras en el sistema de distribución, mejores topologías, diseños óptimos en planificación, mejorar índices y proponer nuevas metodologías para mejorar la confiabilidad de los sistemas de distribución. 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 OBJETIVO GENERAL El presente trabajo tiene como objetivo general proponer la metodología para elaborar estudios de contingencia, determinar soluciones en el sistema de distribución y plantear un plan de maniobras frente a casos de contingencia críticos, 3 utilizando un software computacional, y con ello aumentar la confiabilidad del sistema de distribución, tomando como base de estudio los alimentadores primarios aéreos de la zona urbana de la ciudad de Ambato, servidos por la Empresa Eléctrica Ambato S.A. 1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS · Analizar la operación del sistema de distribución urbana actual, en condiciones normales y de falla y sus principales componentes. · Evaluar las condiciones de operación con las principales transferencias de carga que son necesarias frente a los casos de contingencias críticas. · Analizar el sistema de protecciones, en su configuración y en la coordinación. · Establecer los criterios para la localización adecuada de futuras transferencias de carga en los puntos vulnerables de la red de distribución, determinar las mejoras necesarias en el sistema de distribución con ayuda del programa computacional, a fin de incrementar la confiabilidad, disminuyendo el tiempo de reconexión por usuario y permitiendo el restablecimiento rápido de servicio por medio de transferencias de carga. 1.4 ALCANCE Proponer la metodología para el estudio de contingencias en el sistema primario de distribución, simular los alimentadores primarios para la zona urbana de Ambato y aplicar el módulo de contingencias simples del programa computacional. Considerar los objetivos al ejecutar el módulo y presentar la ficha de maniobra para cada caso de contingencia critico analizado. Determinar los puntos vulnerables de la red y presentar los criterios de base para proponer nuevas transferencias de carga en los puntos vulnerables de las redes de distribución, con el fin de mejorar la confiabilidad del sistema. 4 1.5 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En nuestro país la calidad de servicio está cobrando más importancia, debido a las exigencias de la entidad reguladora para ofrecer un servicio adecuado al usuario final, en consideración de la incorporación de la cocción eléctrica. Este trabajo está orientado a mejorar la continuidad de servicio, para esto es necesario desarrollar una metodología para el estudio de contingencias en el sistema de distribución, con el fin de hallar un plan de maniobras para el rápido restablecimiento del servicio. Planificar soluciones para mejorar la confiabilidad del sistema de distribución para la zona urbana de Ambato, servida por la Empresa Eléctrica Ambato. Por tal razón con el presente proyecto de titulación se plantea realizar una ficha de maniobras para cada caso de contingencia, utilizando el módulo Evaluación de Contingencias Simples de un software computacional. El módulo Evaluación de contingencias simples analiza la situación hipotética de una indisponibilidad simple en un sistema radial con el fin de establecer un plan de maniobras viable. 1.6 JUSTIFICACIÓN DE LA TESIS La empresa contará con un plan de maniobras operativas ante contingencias con el propósito de disminuir el número de afectados ante una contingencia con esto incrementar los índices de confiabilidad, debido a requerimientos del MEER, índices estadísticos del CONELEC, Secretaria de Riesgos y otros. Le ayudará a determinar puntos vulnerables para el sistema de distribución. Por medio de este estudio (proyecto) se identificaran puntos adecuados para instalar equipos automáticos de operación y protección telemedidos en las redes de medio voltaje y realizar las transferencias de carga desde el Centro de Control, por otra parte podría ser la operación bajo anillo de alimentadores en medio voltaje (Loops). 5 CAPÍTULO II 2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS Previo a la realización del Proyecto como tal, en este capítulo se reúne la información (teoría, enfoque teórico, investigaciones y otros) para sustentar la metodología del proyecto, es decir, desde el momento en que se establece cómo y qué información se requerirá. La información recogida en los Fundamentos Teóricos proporcionará un conocimiento de la teoría que sustenta el proyecto. Además servirá para explicar antecedentes e interpretar resultados. 2.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN El Sistema de Distribución es parte muy importante del Sistema Eléctrico, es el encargado de suministrar la energía eléctrica al usuario final, para cumplir con este objetivo las empresas distribuidoras deben cumplir con altos niveles de confiabilidad de servicio y mayor calidad de energía eléctrica. La distribución de energía eléctrica debe realizarse con el objetivo que el cliente reciba un servicio eléctrico continuo, sin interrupciones, con un valor de voltaje adecuado con el fin de que puedan operar los aparatos eléctricos sin ningún problema y que la forma de onda senoidal sea pura, es decir libre de armónicos. 2.1.1 DEFINICIÓN Un sistema de distribución de energía es el conjunto de elementos encargados de conducir la energía desde una subestación de potencia hasta el usuario. [1] Un sistema de distribución consta de redes de subtransmisión, subestaciones de distribución, que transforman la energía a un voltaje más bajo, adecuada para la distribución a través de las redes primarias, las cuales alimentan un área bien definida, transformadores de distribución montados sobre postes, en casetas o cámaras subterráneas de transformación. Luego se tienen las redes de bajo voltaje que transportan la energía a lo largo de las calles y por acometidas que entregan la energía desde las redes de bajo voltaje a los usuarios. 6 2.1.2 ELEMENTOS PRINCIPALES Entre los principales elementos constitutivos de un sistema de distribución están: · Líneas Primarias (Medio Voltaje) · Transformadores de Distribución · Líneas secundarias (Bajo Voltaje) · Acometidas · Equipos de medición [1] 2.1.3 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Las redes de distribución presentan características muy particulares que las diferencian de la transmisión. A continuación se detallan: · Topología. En la práctica, la topología de los sistemas de distribución es de tipo radial, debido a la facilidad de diseño, economía en el sistema de protecciones, reduce la dificultad de ubicar las fallas y en conclusión la operación del sistema se simplifica. Figura 2.1 Topología Típica de un Sistema de Distribución · Razón entre la Resistencia y la Reactancia Inductiva (R/X). La relación entre la resistencia y la reactancia inductiva es alta, es decir la XL es comparable con R, a diferencia del sistema de transmisión, en donde XL>>R. · Múltiples conexiones. En el sistema de distribución se encuentran diferentes tipos de conexiones, entre las más comunes se tienen: 7 Bifilar Monofásicas Trifilar Tipos de Conexiones Trifilar Trifásicas Tetrafilar Figura 2.2 Tipo de Conexiones en sistemas de distribución Para distribuir la energía en bajo voltaje pueden utilizarse transformadores monofásicos para potencias no muy elevadas, cuyo secundario tiene una toma media y los dos extremos. Figura 2.3 Distribución monofásica trifilar. También se utilizan transformadores de distribución trifásicos. El secundario del transformador tiene las tres bobinas conectadas en estrella, es decir, cada bobina tiene un extremo unido a un punto común (el neutro) y el otro extremo es la fase que se distribuye junto al neutro. Figura 2.4 Posibles derivaciones en una red trifásica a 4 hilos a 127/220 V. 8 · Cargas de distinta naturaleza. El sistema de distribución suministra energía eléctrica a cargas de diferente naturaleza a continuación se presentan las más importantes: · · Residencial · Comercial · Industrial · Alumbrado Publico · Oficial Líneas sin transposiciones. A diferencia de los Sistemas de Transmisión en los Sistemas de Distribución no hay transposición de líneas. · Cargas distribuidas. En los sistemas de distribución encontramos que las cargas pueden estar distribuidas en las diferentes fases en medio voltaje, por tanto se debe equilibrar (balancear) las fases por este motivo. Los clientes residenciales y comerciales se alimentan de bajo voltaje (BV) mientras que la mayoría de los clientes industriales toman el suministro en medio voltaje (MV). 2.1.4 REDES DE DISTRIBUCIÓN URBANA Las principales características de las redes de distribución urbanas de describen a continuación: [2] a) Usuarios muy concentrados. b) Cargas bifilares, trifilares y trifásicas. c) Facilidad de acceso. d) En general se usa postería de concreto. e) Es necesario coordinar los trazados de la red eléctrica con las redes telefónicas, redes de acueducto, alcantarillados y otras redes, igualmente tener en cuenta los parámetros de las edificaciones. f) Se usan conductores de aluminio, ACSR y cobre. g) Transformadores generalmente trifásicos en áreas de alta densidad de carga y monofásicos trifilares en áreas de carga residencial moderada. h) El trabajo en general puede ser mecanizado. 9 i) La separación entre conductores y estructuras de bajo y medio voltaje son menores. j) En caso de remodelaciones y arreglos es necesario coordinar con las empresas de energía los cortes del servicio. 2.1.5 DIFERENCIA ENTRE ALIMENTADORES URBANOS Y RURALES Los alimentadores en las zonas rurales se diferencian de los alimentadores residenciales en que no existen en gran cantidad los circuitos secundarios, ya que existe mucha distancia entre consumidores, generalmente cada usuario tiene su propio transformador de distribución, el mismo que usualmente es de poca capacidad. Figura 2.5 Diagrama Unifilar de un Alimentador Residencial Los alimentadores rurales por lo general el transformador de distribución se ubica en un sitio céntrico, de allí que la caída de voltaje en las cometidas es mayor en comparación a los de zona urbana (residencial) en muchos casos se subdivide en tramos monofásicos en distintos sentidos. Figura 2.6 Diagrama Unifilar de un Alimentador Rural 10 2.1.6 TIPO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN POR SU TOPOLOGÍA Se presenta una clasificación de las redes de distribución por su configuración: [3] · Red Radial: Utiliza una sola línea de suministro, de manera que los consumidores solo tienen una sola posible vía de alimentación. Este tipo de red se utiliza principalmente en áreas rurales ya que es menor el costo de suministro al tratarse de grandes áreas geográficas con cargas dispersas y baja densidad. Figura 2.7 Diagrama Unifilar de una Red Radial · Bucle Abierto: Presenta dos posibles caminos de suministro, de forma que los consumidores pueden ser alimentados por cualquiera de ellos, pero solo una de estas vías de alimentación ésta activada en la operación normal. La otra vía es utilizada en caso de indisponibilidad de la red en operación normal y suele estar abierta. Figura 2.8 Diagrama Unifilar de una Red Bucle Abierto 11 · Red Mallada: El suministro de las salidas de línea puede estar respaldado por ramas o circuitos primarios adyacentes. (Se operan en bucle abierto la mayor parte del tiempo.) Figura 2.9 Diagrama Unifilar de una Red Mallada En la presente tabla se hará una comparativa de las ventajas y desventajas de los diferentes tipos de sistema. Tabla 2.1 Ventajas y Desventajas de los Tipos de Configuración de la Red de Distribución TIPO DE SISTEMA VENTAJAS · RADIAL · · BUCLE ABIERTO · Simplicidad y la facilidad que presentan para ser equipadas de protecciones selectivas. Construcción económica y operación sencilla. Simplicidad en el sistema de protecciones. Los cables pueden llevar su carga térmica nominal. Seguridad de servicio y facilidad de mantenimiento. Alimentación Alternativa desde otro alimentador primario u otra subestación, interrupciones más cortas en casos de falla. DESVENTAJAS · · · · · · · MALLADO · Seguridad de servicio, flexibilidad de alimentación y facilidad de conservación y manutención. Gran confiabilidad en el suministro. Pueden instalarse cables de sección reducida. · · Continuidad de Servicio. No hay reserva, Confiabilidad limitada. Las fallas pueden afectar por mucho tiempo a los clientes aguas abajo. Exigen determinar las posibles transferencias de carga con otros alimentadores para respaldo en caso de falla. Sistema de Protecciones complicado y mayor complejidad. Cables sobredimensionados para asegurar una alimentación alternativa. Alto costo del sistema de protecciones. La mayor complejidad, extensiva a las protecciones y aumento de las potencias de cortocircuito. Mayor complejidad y alto costo del sistema de protecciones. Esta red requiere disyuntores de potencia y protección de retroalimentación. No se pueden alimentar redes BT enmalladas con este sistema. 12 2.1.7 ESTADO TECNOLÓGICO DE LA OPERACIÓN EN DISTRIBUCIÓN En la actualidad con los avances tecnológicos, el campo eléctrico no se ha quedado atrás, el cambio de aparatos electromecánicos por equipos electrónicos ha marcado un cambio en el control y monitoreo de las redes eléctricas. La introducción al sistema de distribución de la generación distribuida, significa en concreto, aquellos generadores de energía que se conectan a la red de distribución de energía eléctrica y su principal característica es que se instalan en puntos cercanos al consumidor. Las empresas distribuidoras han hecho grandes inversiones en estudios e instalaciones de equipos con el fin de incrementar la calidad de servicio, en nuestro país el ingreso de las cocinas de inducción tomará grandes desafíos a las empresas distribuidoras. En los últimos años se han incorporado equipos automáticos de operación y protección telemedidos en las redes de medio voltaje, como son los reconectadores, interruptores y de localización de fallas como seccionalizadores e indicadores de falla. 2.2 CONFIABILIDAD En los últimos años la confiabilidad en sistemas de distribución se ha convertido en un tema de mucha importancia para el sistema de potencia, ya que las fallas en el sistema de distribución se ven reflejadas o afectan al sistema de potencia. Otra razón se debe a las nuevas normativas que cubren el sector eléctrico. 2.2.1 DEFINICIÓN La confiabilidad es la probabilidad de que un sistema funcionará de manera satisfactoria por lo menos durante un período determinado de tiempo si se usa en condiciones establecidas. Por lo tanto, la probabilidad de que un sistema funcione con éxito como fue diseñado se llama "la confiabilidad del sistema", o la "probabilidad de supervivencia". A menudo, la falta de confiabilidad se refiere a la probabilidad de fallo. La confiabilidad del sistema es una medida de lo bien que un sistema cumple su objetivo de diseño. Un sistema puede ser caracterizado como 13 un grupo de etapas o subsistemas integrados para realizar una o más funciones operacionales especificadas. [4] “La confiabilidad de los sistemas eléctricos, puede afectar positiva o negativamente la productividad y la seguridad de los procesos y personas en una empresa. Por esta razón, la disponibilidad del fluido eléctrico se ha vuelto un tema de vital importancia para las compañías “ [5] El nivel de confiabilidad requerido por un sistema debe ser establecido de acuerdo con la criticidad de las cargas del mismo y debe basarse en estudios que contemplen las necesidades o características del proceso en términos de disponibilidad, seguridad, mantenimiento y fiabilidad. DISPONIBILIDAD FIABILIDAD SEGURIDAD MANTENIMIENTO Figura 2.10 Componentes necesarios para garantizar la Confiabilidad [5] La confiabilidad de un sistema está ligada a su aptitud para mantener la continuidad de servicio en caso de falla de alguno de los componentes que lo conforman. Depende directamente de la confiabilidad de los equipos instalados en él y del tiempo de reparación de los mismos en caso de falla. Un sistema confiable debe garantizar la seguridad de las personas y de los procesos críticos ante cualquier eventualidad. La confiabilidad en los sistemas de distribución se refiere principalmente a los cortes en los equipos e interrupciones de los clientes. En condiciones normales de funcionamiento, todo el equipo está energizado y todos los clientes se energizan. 14 Los eventos programados y no programados alteran las condiciones normales de funcionamiento y pueden dar lugar a cortes e interrupciones. [6] 2.2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA CONFIABILIDAD DISPONIBILIDAD La disponibilidad representa el porcentaje del tiempo en el que el sistema funciona correctamente. [5] ሺሻ ൌ FIABILIDAD ൌ La fiabilidad es la aptitud de un sistema o de un equipo a funcionar correctamente durante la mayor parte de tiempo posible bajo condiciones establecidas (ambientes adecuados). La confiabilidad de un equipo está ligada a su robustez (número de maniobras), y a su aptitud de quedar en servicio aún después de operar en su límite máximo. MANTENIBILIDAD Aptitud de un elemento en condiciones dadas de utilización, para ser mantenido o restablecido en un estado en el que pueda realizar una función requerida, cuando el mantenimiento se lleva a cabo en condiciones dadas y utilizando procedimientos medios establecidos. Relacionado con el valor de (Mean Time to Repair) MTTR. SEGURIDAD La Seguridad es la probabilidad de evitar un suceso catastrófico que genere daños graves o ponga en riesgo la vida de las personas. Adicionalmente es la capacidad para soportar perturbaciones imprevistas tales como cortocircuitos o pérdida de componentes sin violar restricciones operativas. Un aspecto importante de la seguridad se caracteriza a través de la integridad, definida como la capacidad de preservar la operación interconectada en caso de ocurrencia de contingencias severas. [7] 15 2.2.3 ALTERNATIVAS PARA INCREMENTAR LA CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Mejorar la confiabilidad del servicio brindado es una preocupación de todas las compañías de electricidad. En cualquier programa de inversión, el distribuidor debe hacer un diagnóstico preciso de las características de la red, por tal motivo se tiene alternativas para aumentar la confiabilidad en una red de distribución eléctrica: a) Reducir el tiempo de interrupción b) Reducir la frecuencia de interrupción. c) Reducir el grado de impacto de la interrupción. 2.3 EVALUACIÓN CUANTITATIVA DE LA CONFIABILIDAD [6] Cualquier intento de realizar una evaluación cuantitativa de la confiabilidad conduce invariablemente a un examen de la disponibilidad de datos y los requisitos de datos para apoyar este tipo de estudios. Datos válidos y útiles son costosos de recoger, pero hay que reconocer que a la larga sería más caro no recogerlos, porque no se podrían realizar los estudios. A veces se argumenta en cuanto a qué es lo primero: los datos de confiabilidad o la metodología de confiabilidad. En realidad, la recopilación de datos y evaluación de confiabilidad deben evolucionar juntos y por lo tanto el proceso es iterativo. Los datos pueden ser recogidos por una o ambas de estas dos razones: la evaluación del desempeño del sistema pasado y/o predicción del futuro rendimiento del sistema. La evaluación del desempeño pasado mira hacia atrás en el comportamiento del sistema, mientras que la evaluación predictiva pronostica cómo el sistema se va a comportar en el futuro. Con el fin de realizar estudios predictivos, sin embargo, es esencial transformar la experiencia del pasado en el futuro a la predicción requerida. La recopilación coherente de los datos es esencial, ya que constituye la entrada a relevantes confiabilidad modelos, técnicas y ecuaciones. Algunas de las aplicaciones más populares son como sigue. 16 Tabla 2.2 Principales Aplicaciones con índices de Confiablidad. 1 2 • Facilitar la gestión con datos de indices de rendimiento con respecto a la calidad de servicio al consumidor en el sistema eléctrico en su conjunto y para cada nivel de tensión y el área de operación. • Proveer datos para una comparación de ingeniería de rendimiento del sistema eléctrico entre las compañías similares. 3 • Proporcionar una base individual para las empresas para establecer criterios de continuidad del servicio. Estos criterios se pueden utilizar para supervisar el rendimiento del sistema y evaluar en general las políticas, prácticas, normas y diseño. 4 • Proveer datos para el análisis para determinar la confiabilidad del servicio en un área determinada (geográfico, político, operativo, etc.) para determinar cómo los factores tales como las diferencias de diseño, métodos de entorno o de mantenimiento, y las prácticas de operación afectan al rendimiento. 5 6 7 8 9 • Proporcionar historial de confiabilidad de los circuitos individuales para la discusión con los consumidores o posibles consumidores. • Identificar las subestaciones y circuitos con un rendimiento deficiente y para determinar las causas. • Para obtener la óptima mejora de confiabilidad por cada dólar gastado en la compra, mantenimiento y operación de equipos específicos / planta. • Proporcionar datos de rendimiento de los equipos necesarios para un enfoque probabilístico para estudios de confiabilidad. El propósito es determinar el diseño, operación y practica de mantenimiento que proporcionan una confiabilidad óptima y, además, utilizar esta información para predecir el funcionamiento de los medios de generación, sistemas de transporte y distribución futuras. • Proporcionar información de rendimiento a los organismos reguladores para que los registros de rendimiento comparativos se pueden establecer entre los monopolios regulados y entre los logros previstos y reales dentro de un monopolio regulado. [4] Los índices de rendimiento de servicios pueden ser calculados para todo el sistema, una región específica o un nivel de voltaje, alimentadores o grupos de clientes designados. Los índices más comunes se describen a continuación: 17 2.3.1 TASA DE FALLA La tasa de falla (l) se define como la cantidad de veces que ocurre una falla en un equipo del sistema de distribución durante un determinado periodo de análisis. Se expresa en fallas/año, por lo que se puede decir que la tasa de falla es el número de fallas que experimentó el equipo durante un año. [8] El inverso de la tasa de falla (1/l) se conoce como MTTF (Mean Time To Failure), el cual representa el promedio entre todos los ttf (time to failure) del equipo y expresa el tiempo promedio en el que un equipo experimentará una falla [14]. Durante la vida útil de un componente, l puede estimarse como el valor de fallas promedio, el cual puede obtenerse a partir de un promedio estadístico de los tiempos de operación y de falla. Matemáticamente, l es el inverso del tiempo medio de operación m o MTTF. ɉൌ σ୬୧ୀ୬ ୧ ൌ ͳ ͳ ൌ ൌ ൎ ୬ െ σ୧ୀଵ ୧ El valor de m es el promedio de todos los tiempos de operación, por lo que es un buen estimador del tiempo medio de operación o tiempo medio de falla MTTF (Mean Time To Failure). Al ser éste un valor promedio, la tasa de falla estimada también lo es. Por otro lado, la tasa de falla promedio es aproximadamente igual al número de fallas durante el intervalo de tiempo T, siempre que se considere que la sumatoria de todos los tiempos de reparación durante el intervalo T es despreciable en comparación con ese intervalo. Cuando el número de datos de una variable aleatoria x es muy grande, existe certeza absoluta de que el valor estimado es igual al promedio estadístico, es decir que mientras mayor sea la cantidad disponible de datos, la tasa de falla estimada se aproximará más a la tasa de falla promedio. A nivel del sistema de distribución, resulta conveniente manejar además del concepto de falla, el concepto de interrupción. Una interrupción corresponde a una pérdida de servicio de energía eléctrica que puede tener su origen en fallas del sistema de distribución, labores de mantenimiento, ampliaciones de la red, entre 18 otras, por lo que no siempre es producida por una falla en el sistema de distribución. La tasa de interrupción puede calcularse tanto para interrupciones permanentes como momentáneas. Normalmente, se calcula la tasa de interrupción sólo para las interrupciones permanentes o sostenidas, que según la Regulación 004/01 del CONELEC [9] son aquellas cuya duración es mayor a 3 minutos. Esta Regulación no considera las interrupciones momentáneas, por lo que el cálculo de la tasa de interrupción se realizará sólo para las interrupciones permanentes. 2.3.1.1 TIEMPO DE REPARACIÓN El tiempo de reparación r es el tiempo medio que tarda la empresa de distribución para reponer el servicio eléctrico y regresar el sistema condiciones normales de funcionamiento; es decir, corresponde al tiempo promedio que tarda la empresa para eliminar la falla, de forma tal que el sistema recupere todas las condiciones de funcionamiento antes de que ésta se produzca. Generalmente se expresa en horas. El tiempo de reparación r comprende la localización de la falla, la eliminación de la falla y el restablecimiento del servicio. El tiempo de reparación se conoce también como MTTR (Mean Time To Repair). El inverso del tiempo de reparación (1/ r) se conoce como tasa de reparación m. En distribución, es mejor hablar de tiempo de restablecimiento o restauración de servicio antes que de tiempo de reparación, puesto que en el cálculo se consideran las interrupciones de servicio y como se indicó anteriormente, una interrupción no siempre es producida por una falla en el sistema de distribución. Por lo tanto, en adelante cuando se trate acerca del tiempo de reparación, en realidad se estará refiriendo a tiempo de restauración del servicio. 2.3.1.2 TIEMPO ANUAL DE DESCONEXIÓN ESPERADO El tiempo anual de desconexión esperado o indisponibilidad forzada (U), se define como el número total de horas promedio por año durante las cuales no será posible proporcionar el servicio de energía eléctrica en un equipo del sistema de distribución. Matemáticamente, se obtiene de la multiplicación de la tasa de falla del equipo por el tiempo de reparación del mismo. ܷ ൌ ߣൈݎ 19 También se puede definir la indisponibilidad forzada como la fracción de tiempo que el equipo permaneció en el estado de falla, por lo que puede calcularse también a partir de los conceptos de MTTF y MTTR mediante ܷൌ ݎ ܴܶܶܯ ߣ ݎ ൌ ൌ ൌ ܶ ݉ ܨܶܶܯ ݎ ߣ ܴܶܶܯ ߤ Figura 2.11 Diagrama Indicativo de los Tiempos de Operación Normal y Falla de un Sistema El complemento de U se conoce como disponibilidad forzada (A) y se define como la fracción de tiempo que el elemento estuvo en operación durante un intervalo de tiempo. Se calcula a partir de ܣൌͳെܷ ൌ ݉ ݉ ܨܶܶܯ ߤ ൌ ൌ ൌ ܶ ݉ ܨܶܶܯ ݎ ߣ ܴܶܶܯ ߤ Tabla 2.3 Tiempos Medios de Operación, Falla y Reparación dentro la de Operación de un Sistema. TIEMPOS MEDIOS DE OPERACIÓN, FALLA y REPARACIÓN Tiempo medio antes de que la primera falla MTTF Mean Time To Failure ocurra MTTR Mean Time To Repair Tiempo medio para reparar una falla Mean Time Between Tiempo promedio de operación normal MTBF Failures entre fallas TTO Time Total Operation Tiempo Total de Operación en el Periodo. ݏ݈݁ܽݐܶݏ݈݈ܽܽܨൌ ሺ ͳܨ ʹܨ ͵ܨ ڮǥ ݊ܨሻ ܨܤܶܯൌ ܱܶܶ ݏ݈݁ܽݐܶݏ݈݈ܽܽܨ 20 ܱܶܶ ൌ ሺܶ ͳܨܤ ܶ ʹܨܤ ܶ ͵ܨܤ ڮǤ Ǥ ܶ݊ܨܤሻ ݐܴܶܶܯൌ σሺܴܶܶͳ ܴܶܶʹ ܴܶܶ͵ ڮǤ ܴܶܶ݊ሻ ݏ݈݁ܽݐܶݏ݈݈ܽܽܨ ܲሺܱǡ ݐሻ ൌ ߣܲሺܱǡ Ͳሻ െ ߤܲሺܨǡ Ͳሻ ିሺఒାఓሻ௧ ߤ ݁ ߣߤ ߣߤ La disponibilidad y la indisponibilidad en un tiempo dado t pueden calcularse también según ܲሺܨǡ ݐሻ ൌ Donde ߣܲሺܱǡ Ͳሻ െ ߤܲሺܨǡ Ͳሻ ିሺఒାఓሻ௧ ߣ ݁ ߣߤ ߣߤ · l: Tasa de falla. · m: Tasa de reparación. · P(O,0): Probabilidad de que el elemento se encuentre en operación en el tiempo t=0. · P(F,0): Probabilidad de que el elemento se encuentre en estado de falla en el tiempo t=0. · P(O,t): Probabilidad de que el elemento se encuentre en operación en el tiempo t, Representa la disponibilidad del elemento en el instante t. · P(F,t): Probabilidad de que el elemento se encuentre en estado de falla en el tiempo t. Representa la indisponibilidad del elemento en el instante t. 2.3.2 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Los índices de calidad se calcularán para toda la red de distribución (R d) y para cada alimentador primario de medio voltaje (A j), de acuerdo a las expresiones que siguen: Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal Instalado (FMIK) En un período determinado, representa la cantidad de veces que el kVA promedio sufrió una interrupción de servicio. [9] Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal Instalado ASIFI (Average system interruption frequency index). Representa la cantidad de veces que el kVA 21 promedio sufrió una interrupción de servicio en un periodo determinado. También se denomina NIEPI (Número de Interrupciones Equivalentes de la Potencia Instalada) y se expresa en interrupciones/año. [10] ܭܫܯܨோௗ ൌ ܭܫܯܨ ൌ σ ܸ݇ݏ݂ܣ ܸ݇ܣ௦௧ σ ܸ݇ݏ݂ܣ ܸ݇ܣ௦௧ Tiempo Total de interrupción por kVA nominal Instalado (TTIK) En un período determinado, representa el tiempo medio en que el kVA promedio no tuvo servicio. [9] Tiempo Total de interrupción por kVA nominal instalado ASIDI (Average system interruption duration index). Representa el tiempo medio en que el kVA promedio no tuvo servicio en un periodo determinado. También se denomina TIEPI (Tiempo de Interrupción Equivalente de Potencia Instalada) y se mide en horas/ano. [10] ܶܶܭܫோௗ ൌ ܶܶܭܫ ൌ Donde: · σ ܸ݇ݏ݂ܣ ݏ݂ܶ כ ܸ݇ܣ௦௧ σ ܸ݇ݏ݂ܣ ݏ݂ܶ כ ܸ݇ܣ௦௧ FMIK: Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal instalado, expresada en fallas por kVA. · TTIK: Tiempo Total de Interrupción por kVA nominal instalado, expresado en horas por kVA. · å : Sumatoria de todas las interrupciones del servicio ''i'' con duración i mayor a tres minutos, para el tipo de causa considerada en el período en análisis. Aj · å : Sumatoria de todas las interrupciones de servicio en el alimentador i “Aj” en el período en análisis. 22 · kVAfsi: Cantidad de kVA nominales fuera de servicio en cada una de las interrupciones “i”. · KVAinst: Cantidad de kVA nominales instalados. · Tfsi : Tiempo de fuera de servicio, para la interrupción ''i'' · Rd : Red de distribución global · Aj : Alimentador primario de medio voltaje ''j'' 2.4 CONTINGENCIAS La seguridad en la operación de los sistemas eléctricos es uno de los temas en los que se ha trabajado con mayor interés durante los últimos tiempos. Una ayuda invalorable en el problema de la seguridad es el Análisis de Contingencias. En distribución se analizan o evalúan las contingencias con restablecimiento de servicio. Dentro del estudio de las Contingencias en las Redes de Distribución en las Normas IEC, incluyen la planeación de la operación y expansión de redes. 2.4.1 DEFINICIÓN Contingencia es un acontecimiento inesperado, como un fallo o un circuito abierto. Otro término para una contingencia es un evento no programado. [6] Una contingencia es un evento que ocurre cuando un elemento de la red es retirado o sale de servicio por causas imprevistas o programadas. 2.4.2 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES · Hacen parte del análisis de seguridad de los sistemas eléctricos de potencia. · Estudian las redistribuciones de corrientes y cambios en los voltajes originados por la salida de elementos. · Pueden considerar contingencias simples (n-1) o múltiples (n-k). 23 2.4.3 OBJETIVO DEL ESTUDIO DE CONTINGENCIAS · Estudia efectos locales y globales sobre el sistema y la respuesta de este cuando ocurre la salida de uno o varios elementos. · Permite evaluar el grado de seguridad de un sistema eléctrico, conociendo las consecuencias sobre el sistema de la pérdida de diferentes elementos. · Implica realizar un flujo de cargas completo para cada una de las contingencias seleccionadas, para evaluar el estado del sistema tras cada contingencia. · Determinar cuáles contingencias causan violaciones de los límites operativos de los componentes. · Determinar el grado de severidad de las violaciones que aparecen. · Determinar el nivel de: sobrecargas térmicas, desviaciones de voltaje, pérdida de carga, inestabilidad de voltaje, aumento de corrientes de cortocircuito y desviación de la frecuencia. · Definir el nivel y el tipo de contingencia que un sistema acepta. 2.4.4 PRINCIPIOS DE LA CONTINGENCIA Dentro de los principales principios para la evaluación de contingencias se tiene: PRINCIPIOS DE CONTINGENCIA ENFOQUE DE PRIORIDADES OBLIGATORIEDAD OPORTUNIDAD PRECAUCIÓN Se establecerán prioridades de enfoque con el fin de evaluar las contingencias mas criticas (de mayor impacto). Las medidas que se tomen para reducir el número de clientes afectados y disminuir los riesgos son de carácter obligatorio con el fin de salvaguardar la vida y mejorar los índices de confiabilidad. Las medidas que componen un plan de contingencias deben planificarse, adoptarse y ejecutarse con la suficiente oportunidad su eficacia y la minimización de los impactos negativos originados por los eventos adversos. La falta de certeza técnica no deberá utilizarse como razón para postergar la adopción de medidas cautelares eficaces frente a riesgos. Se aplica para tomar una decisión o para decidir entre alternativas. Figura 2.12 Principios de la Contingencia 24 2.4.5 MODELOS DE CONTINGENCIA DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA En esta sección se analizan las diferentes alternativas para modelar los componentes del sistema. Un sistema eléctrico de potencia consta de varios componentes, como generadores, líneas, transformadores, desconectadores, interruptores, etc. Para evaluar la confiabilidad de un sistema, es necesario contar con un modelo de los componentes que reconozca su comportamiento frente a contingencias. En la siguiente figura se muestran los principales modelos de contingencias de componentes que se pueden utilizar [11]: Reparable Forzadas Fin de Vida Util No Reparable Planificadas Fortuita Contingencias Independientes Semiforzadas Fallas parciales Tabla 2.4 Modelos de contingencia Independientes de componentes Contingencia de Causa Comun Contingencias Dependientes Contingencia Comun de Grupo Contingencia en Cascada Tabla 2.5 Modelos de contingencia Dependientes de componentes 2.4.6 TÉCNICAS PARA LA DETERMINACIÓN DE SITUACIONES DE CONTINGENCIAS Algoritmos de preselección de contingencias, para seleccionar las contingencias a estudiarse se evaluara en base al impacto que esta ocasione, es decir se ordenara en forma descendente en función de la potencia no suministrada es decir los kVA fuera de servicio. 25 Un análisis utilizando la metodología What if? Identifica peligros, situaciones peligrosas, eventos que llevan a accidentes con consecuencias no deseables, además con este método se puede evaluar el grado de impacto de las contingencias y poderlas caracterizar, es decir determinar las que mayormente afecten en la calidad de servicio. TC SF TB S/E S TA TD TF RC S S TE S TRANSFERENCIA Figura 2.13 Esquema Indicativo de la evaluación de los tramos frente una indisponibilidad de servicio. Análisis de lo que sucede en un tramo al ocurrir una falla en otro tramo, se identificarán las zonas transferibles, intransferibles, restablecibles. En el siguiente caso se identificarán las zonas. [12] CLASIFICACION DE ESTADOS A partir del análisis de indisponibilidad de servicio se procede a identificar los tramos que dependiendo la indisponibilidad de servicio son denominados de la siguiente manera: [13] · I: Irrestablecible · J: Intransferible · T: Transferible · N: Normal · R: Restablecible 26 En función de la protección asociada, así comode sus alternativas de alimentación, cada tramo del sistema tendra un comportamiento que puede definirse de la siguiente manera, ante la existencia de una falla en otro tramo de alimentador. Normal: El estado del tramo del alimentador i se define como normal, cuando su operación no se ve afectada por falla en el elemento j. Restablecido: El estado del tramo del alimentador i se define como restablecible, cuando su servicio puede volver a la normalidad, antes de reparar el elemento j fallado, aislando i mediante algún elemento de maniobra. Transferible: El tramo del alimentador i será transferible, cuando exista alguna maniobra para re-energizarlo, antes de reparar lo que j en falla. Irrestablecible: Son tramos irrestablecibles aquellos que sufren la falla y todos los que no pueden ser transferidos a otra fuente de alimentación o maniobra. Irrestablecible con espera: EL tramo j, en falla, se define como irrestablecible con espera, cuando previo a su reparación debe realizarse alguna maniobra. Tabla 2.6 Determinación de tramos frente a la falla de un tramo TRAMO A B C D E F A I N N R R N B J I N R R N C J J I R R N D T N N I R N E T N N T I N F T N N J R I 2.5 FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 2.5.1 TIPOS DE FALLAS · Fallas permanentes: Son causadas por perforación o ruptura del aislamiento, ruptura de conductores u objetos en contacto permanente con los conductores de fase. Estas fallas son detectadas por el relé que envía la señal de apertura al interruptor. 27 · Fallas transitorias: Son de corta duración y son ocasionadas por sobrevoltajes transitorios, generalmente ocasionadas por descargas por los aisladores debido al sobre-voltaje transitorio anormal. El relé detecta la falla y es despejada por disparo del circuito interruptor. Luego de un tiempo la ruta de la falla es des-ionizada y el interruptor puede cerrar manual o automáticamente para restaurar el suministro. · Fallas semitransitorias: Son creadas por objetos externos al sistema, tales como ramas, árboles o animales. En alimentadores primarios se puede superar la falla a través de interruptores con re-cierre automático (reconectadores). 2.5.2 CAUSAS DE LAS FALLAS EN LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN · Pérdida de aislamiento: Se producen debido a sobrevoltajes transitorios de pequeña duración producidos por maniobras o descargas atmosféricas directas o indirectas. La falla del aislamiento resulta en corrientes de falla que pueden estar de 10 a 30 veces la corriente nominal de un equipamiento. La corriente de falla normalmente decrece desde las ocasionadas en fallas 3-L, luego L-L-G, luego L-L y finalmente L-G. · Envejecimiento de aislamiento: Que pueden causar la interrupción a voltajes con frecuencias normales. · Causas externas: Como ramas de árboles, aves, roedores, etc., juntando dos conductores o un conductor energizado a tierra. · Sobrecargas térmicas, especialmente en cables subterráneos. · Factores humanos, tales como la apertura de seccionadores bajo carga o falsas sincronizaciones. · Provocadas por el hombre como choques, talas de vegetación · Envejecimiento de equipos y/o accesorios, estructuras de soporte (crucetas, pernos, descargadores, transformadores, capacitores, seccionadores entre otros) · Deterioro de puntos de conexión eléctrica, estos se producen debido a esfuerzos electromecánicos sucesivos en empalmes, conectores, terminales de conexión entre otros. 28 · Corrosión de los cables que atraviesan suelos de naturaleza agresiva (es decir, que contienen ácidos o sales acidas). · Aisladores manchados en las regiones humosas, brumosas o costeras. 2.5.3 VARIACIONES DE VOLTAJE DE CORTA DURACIÓN [14] 2.5.3.1 DISMINUCIÓN DE VOLTAJE Es una disminución del valor de la magnitud del voltaje entre el 10 y 90% con una duración de medio ciclo a 1 minuto. También denominado SAG para los Estados Unidos y DIP para la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC). Son causadas principalmente por la conexión y desconexión de cargas, sobrecargas, cortocircuitos, teniendo como consecuencias el flicker o parpadeo en la iluminación entre otras. 2.5.3.2 SUBIDA DE VOLTAJE Es un aumento del valor de la magnitud de voltaje entre 110 y 180% con una duración de medio ciclo a 1 minuto, también llamado SWELLS o cresta, estas perturbaciones son provocadas por la conexión de grandes bancos de capacitores, cortocircuitos (las fases no falladas aumentan en magnitud) y por la desconexión de grandes cargas. 2.5.3.3 INTERRUPCIONES BREVES Una interrupción ocurre cuando el voltaje o la corriente de la carga disminuyen a menos de 0,1 p.u. por un período de tiempo que no excede un minuto. Las interrupciones pueden ser el resultado de fallas en el sistema, equipos averiados o debidas al mal funcionamiento de los sistemas de control. Las interrupciones se caracterizan por su duración y que la magnitud de voltaje es siempre inferior al 10% de su valor nominal. 2.5.4 VARIACIONES DE VOLTAJE DE LARGA DURACIÓN [14] Son aquellas desviaciones del valor R.M.S. de voltaje que ocurren con una duración superior a un minuto. 29 La norma ANSI C84.1 especifica las tolerancias de voltaje en estado estable en un sistema de potencia. Una variación de voltaje se considera de larga duración cuando excede el límite de la ANSI por más de un minuto. 2.5.4.1 SOBREVOLTAJE Es el incremento de voltaje superior al 110% del valor nominal por una duración mayor de un minuto, son producidas por la desconexión de grandes cargas o debido a la conexión de capacitores. La incorrecta selección del TAP en los transformadores ocasiona sobrevoltajes en el sistema. 2.5.4.2 BAJO VOLTAJE Es la reducción en el valor RMS del voltaje a menos del 90% del valor nominal por una duración mayor a un minuto, se produce por la conexión de una carga o la desconexión de un banco de capacitores. Cuando existan sobrecarga en los elementos y/o se equipos pueden producir bajo voltaje en los terminales de la carga. 2.5.4.3 INTERRUPCIÓN SOSTENIDA Esta perturbación se produce cuando la ausencia de voltaje se manifiesta por un periodo mayor a un minuto. Este tipo de interrupciones frecuentemente son permanentes y necesitan de una persona u operador para restablecer el servicio eléctrico. ` Figura 2.14 Problemas Calidad de Energía Común [6] 30 2.6 OPERACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 2.6.1 ESTADOS DE FUNCIONAMIENTO DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN Se pueden distinguir los siguientes estados de funcionamiento de una zona de la red de distribución: [15] · Estado normal: Situación en la que los parámetros que caracterizan el estado del sistema (frecuencia, voltaje y niveles de carga) se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal y se cumplen los criterios de confiabilidad ante contingencias. · Estado de alerta: Situación correspondiente al caso en que, aun siendo adecuados los valores de los parámetros del sistema, no se cumplen los criterios de confiabilidad frente a contingencias. En general, este estado se asocia a la situación de la red una vez que se ha producido una contingencia o cuando por razones meteorológicas o de falta de capacidad sobrevenida en la red, son previsibles situaciones de emergencia. · Estado de emergencia: Situación en la que uno o más parámetros del sistema presentan valores fuera de los márgenes de funcionamiento normal por la ocurrencia de contingencias en la red. Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupción sostenida relevante del suministro eléctrico. · Estado de reposición: Situación caracterizada por la pérdida de suministro de un circuito de MT o zona eléctrica, el principal objetivo es la recuperación ordenada y segura del servicio en el menor tiempo posible. 2.6.2 PARÁMETROS BÁSICOS DE OPERACIÓN Los parámetros básicos de operación que permiten supervisar el estado general de la red de distribución son: [15] · La frecuencia. · Voltajes en los nodos de la red. · Niveles de Carga en los diferentes elementos de la transformadores, aparatos y otros equipos. red: líneas, 31 2.6.2.1 FRECUENCIA La frecuencia de operación a nivel nacional se define en 60 Hz. Esta puede oscilar dependiendo la frecuencia nominal del Sistema Eléctrico de Potencia, pudiendo presentarse variaciones de frecuencia en el caso de operación en Islas Eléctricas con generación distribuida. 2.6.2.2 NIVELES DE VOLTAJE Los niveles de voltaje en distribución de energía eléctrica varían a lo largo de la red primaria de distribución, pero estos deben mantenerse dentro de ciertos límites admisibles, de tal forma de no causar perjuicios a los consumidores, por lo tanto es de interés para las empresas que manejan los sistemas eléctricos mantener el voltaje en los rangos preestablecidos y de acuerdo a las normas técnicas. NORMA ANSI C84.1 De acuerdo con la norma ANSI C84.1 considerando una frecuencia de 60Hz, los límites de voltaje admitidas en bajo voltaje nominales 120 V, 120/240 V y 208/120 V y en el nivel de medio voltaje de 6300 V, 13800Y/7970 V y 22860Y/13200 V, son: Tabla 2.7 Límites de Voltajes nominales Norma ANSI C84.1 VOLTAJES DE SERVICIO Y UTILIZACIÓN PARA ZONAS FAVORABLES Y TOLERABLES NORMA ANSI C84.1 Voltaje Nominal del Sistema Bajo Voltaje Límite 120 ∆VK Bajo Voltaje Límite 120/240 ∆VK Bajo Voltaje Límite 208/120 ∆VK Medio Voltaje Límite Medio Voltaje Límite Medio Voltaje Límite ZONA FAVORABLE ZONA TOLERABLE Máximo Mínimo Máximo Mínimo Voltaje de Voltaje de Voltaje de Voltaje de Voltaje de Voltaje de Utilización y Utilización y Servicio Utilización Servicio Utilización Servicio Servicio Dos conductores, una fase 126 114 110 127 110 106 5% -5% -8.3% 6% -8.3% -11.5% Tres conductores, una fase 126/252 114/228 110/220 127/254 110/220 106/212 5% -5% -8.3% 6% -8.3% -11.5% Cuatro Conductores, tres fases 218/126 197/114 191/110 220/127 191/110 184/106 5% -5% -8.3% 6% -8.3% -11.5% Tres conductores, tres fases 6300 6615 ∆VK 5% 13800Y/ 7970 ∆VK 22860Y/ 13200 ∆VK 5900 5670 -5% -8.3% Cuatro conductores, tres fases 6678 5765 5575 6% -8.3% -11.5% 14490Y/8370 13460Y/7770 14520Y/8380 13110Y/7570 5% 24000Y/1386 0 5% -2.5% 22290Y/1287 0 -2.5% 6% 24200Y/1397 0 6% -8.5% 21720Y/1254 0 -8.5% (Nota a) (Nota a) 32 REGULACION 004/01 CONELEC Los límites de variaciones de voltaje admitidas por el CONELEC con respecto al valor del voltaje nominal se señalan a continuación: [9] Tabla 2.8 Límites de Variación de Voltaje Regulación 004/01 VARIACIONES DE VOLTAJES PARA SUBETAPA 1 y SUBETAPA 2 REGULACIÓN 004/01-CONELEC SUBETAPA 1 SUBETAPA 2 ±7.0% ±5.0% Alto Voltaje ±10.0% ±8.0% Medio Voltaje Bajo Voltaje Urbanas ±10.0% ±8.0% Bajo Voltaje Rurales ±13.0% ±10.0% Cabe recalcar que en la Norma ANSI C84.1 los voltajes permisibles son más exigentes que los de que la regulación 004/01 del CONELEC. Se recalca que los niveles admitidos por la regulación CONELEC están fuera de las normas internacionales. 2.6.2.3 NIVELES DE CARGA Los niveles de carga de los diferentes elementos de la red de distribución indican su grado de utilización y el margen de operación respecto a los valores nominales y/o sus especificaciones de diseño. Las instalaciones más críticas que exigen un mayor grado de monitorización son los transformadores y las líneas. Los niveles de carga de los elementos de la red de distribución se miden en porcentaje respecto a: · La potencia nominal de los transformadores. · El límite térmico estacional de las líneas aéreas y subterráneas. · La capacidad nominal de los aparatos y otros equipos que forman parte de la red de distribución. El nivel de carga de un elemento que forma parte de una instalación así definido no podrá ser considerado aisladamente en la determinación de la capacidad de dicha instalación. 33 Los niveles de carga de los diferentes elementos de la red de distribución indican su grado de utilización y el margen de operación respecto a los valores nominales y/o sus especificaciones de diseño. a) NIVEL DE CARGA EN LOS TRANSFORMADORES El nivel de carga de los transformadores de distribución está relacionado bajo dos aspectos, uno desde el punto de vista térmico y económico. El criterio de nivel de carga térmica está ligado con las características dieléctricas de los aislantes, pérdida de vida útil tolerada, etc. El criterio de carga económica está asociado con parámetros económicos (inversión y pérdidas) que inciden en la selección de los transformadores, dependiendo de la carga a manejar, aspectos que son tratados ampliamente en modelos de manejo de carga en transformadores. [16] b) NIVEL DE CARGA DE LOS CONDUCTORES El dimensionamiento de conductores se realiza en la etapa de diseño y su control durante el periodo de vida útil de los mismos, en estas dos etapas es importante el considerar sus condiciones de nivel de carga, con el fin de obtener condiciones adecuadas de operación dentro de parámetros técnico económico razonables. En la etapa de diseño deben considerarse los límites de nivel de carga económicos de las diferentes configuraciones, si estos se presentan como limitación previa a las condiciones de regulación de voltaje, en general en alimentadores primarios las limitaciones de regulación de voltaje son las que definen las condiciones de carga del mismo. Sin embargo existen tramos de los troncales y ramales principales en los que el nivel de carga económico juega un papel importante en su dimensionamiento. 2.7 SISTEMA DE REGULACIÓN DE VOLTAJE Un sistema de regulación de voltaje no es más que mantener el voltaje de entrada al consumidor dentro de los límites admisibles, se discutirá las variaciones de voltaje admisibles en el sistema de distribución, tomando en consideración la caída de voltaje de los componentes como son: red primaria, transformadores de distribución, red secundaria y acometida. [17] 34 2.7.1 DEFINICIONES Se explican algunas definiciones de los términos más utilizados dentro del estudio de regulación de voltaje. Caída de Voltaje. Es la diferencia entre el voltaje de transmisión y recepción en los extremos del alimentador, principal o de servicio. Perfil de Voltaje. La diferencia entre el máximo y el mínimo voltaje en un punto particular en el sistema de distribución, variará en magnitud dependiendo de la localización particular en el sistema en el que la propagación es medida. Voltaje Nominal del Sistema. El voltaje nominal del sistema es un valor nominal asignado a un circuito o sistema de una clase de voltaje dado. El voltaje nominal es destinado a ser de designación común para los sistemas cuyo voltaje de operación se encuentra dentro de la misma clase general. Voltaje Nominal de los Equipos. Es el voltaje al que se refiere las características de funcionamiento y rendimiento de equipos, es normalmente el voltaje de placa del fabricante y con el que cumpliría un óptimo rendimiento. Voltaje de Servicio. Es el voltaje medido en los bornes del equipo de entrada de servicio. Voltaje de Utilización. El voltaje de utilización es el voltaje medido en los bornes de la máquina o dispositivo. Es el voltaje en cualquier tomacorriente donde se conectarían un aparato o dispositivo, o el voltaje en los terminales de grandes equipos ubicados de forma permanente. El voltaje de utilización no se debe confundir con el voltaje de servicio, ya que es un voltaje menor que el voltaje de servicio debido a la caída de voltaje producido por el cableado interior hasta el punto de utilización del consumidor. Voltaje Base. Es un valor de referencia que es un denominador común a la clasificación de los voltajes nominales de líneas de transmisión y distribución, equipos de transmisión y distribución, y equipo de utilización. 35 Generalmente se considera el voltaje base en función del voltaje nominal del sistema, se detalla de la siguiente manera: Las líneas de distribución y equipos asociados con un voltaje nominal desde · 2.4 kV a 14.4 kV tienen una base de 120 voltios. · Subtransmisión o líneas de transmisión y equipos asociados tienen una clasificación de voltaje nominal desde 23 kV hasta 230 kV tienen un voltaje base de 115 voltios. Regulación de Voltaje. La regulación de voltaje se calcula como la diferencia de voltajes entre el voltaje de envió y el voltaje de recepción en una línea de referencia, con respecto al voltaje nominal. Ψܴ݁݃ ൌ Donde: ȁܸா ȁ െ ȁܸோ ȁ ͲͲͳ כ ȁܸே ȁ VE Voltaje de Envío VR Voltaje de Recepción VN Voltaje Nominal %Reg Porcentaje de Regulación El principal objetivo de la regulación de voltaje es mantener el voltaje dentro de los límites establecidos con el uso de equipos que control en el voltaje localizado estratégicamente en las redes de distribución o dentro de las subestaciones de distribución. 2.7.2 ZONAS DE VOLTAJE Para cada nivel de voltaje, el rango de operación total se ha dividido en tres zonas, cada una de diferente importancia. Las tres zonas se clasifican como la zona favorable, tolerable y extrema. Zona Favorable. Esta zona contiene la mayoría de los voltajes de operación existentes. Los sistemas deben ser diseñados de manera que la mayor parte de 36 sus voltajes de operación se encuentren dentro de esta zona, y los equipos deben ser diseñados y clasificados con el fin de dar un rendimiento totalmente adecuado y eficiente en toda esta zona. Las características de operación normal del equipo serán ligeramente diferentes en toda la zona, pero debe ser adecuado y satisfactorio. Zona Tolerable. Esta zona incluye voltajes de operación ligeramente por encima y por debajo de la zona favorable. La zona tolerable es necesaria porque a partir de condiciones prácticas de campo muy a menudo los voltajes están ligeramente fuera de la zona favorable, y deben ser reconocidos para el funcionamiento normal, aunque no del todo deseable. Operación dentro de los límites extremos de esta zona es generalmente minimizada en un sistema en particular, tanto como el número de lugares dentro del sistema donde tales voltajes aparecen y para la duración de tiempo en el que existen. El equipo debe dar operación bastante satisfactoria en toda la zona, aunque en el extremo inferior y superior de la zona, las características de operación del equipo pueden no ser tan buenas como la obtenida en toda la zona favorable. Zona Extrema. La zona extrema no tiene ningún límite de frontera establecida, pero normalmente se extiende 2% o 3% por encima y por debajo de la zona tolerable. Los voltajes que se producen en esta zona de funcionamiento, por encima y debajo de la zona tolerable, debe ser sólo temporal. Es decir, deben ocurrir sólo durante los períodos de emergencia como durante condiciones de falla en los que es necesario poder transferir carga, o como una medida temporal durante los períodos de construcción. Equipos de utilización deben ser capaces de operar en toda la zona extrema, aunque es probable que implique límites superiores de diseño de los equipos. Por lo tanto, si el voltaje nominal del sistema es 120 voltios, la zona favorable de entrada de servicio para el consumidor debería ser desde 113 a 125 voltios, y la zona tolerable entre 110 y 127 voltios. 37 2.7.3 VARIACIONES DE VOLTAJE PERMISIBLES EN ALIMENTADORES RESIDENCIALES El voltaje en el punto de utilización cuando se mantiene dentro de la zona favorable. Una base de 120 voltios se asume a lo largo del alimentador. El diseño lógico de alimentación primaria para permitir la carga máxima y el área de cobertura es para permitir que el primer consumidor más cercano a la fuente puede tener el voltaje máximo admisible (125 voltios), en condiciones de carga máxima, y el consumidor más remoto eléctricamente a la fuente para tener el voltaje admisible mínimo (110 voltios). El consumidor más cercano físicamente a la fuente puede no ser el más cercano eléctricamente, ya que a menudo es económico hacer una copia de alimentación con el fin de permitir un mayor voltaje del bus de subestación de 125 voltios durante condiciones de carga máxima. La caída de voltaje medio para el cableado de interiores residenciales durante condiciones de carga máxima es aproximadamente tres voltios; por lo tanto, se debe tener el voltaje de la utilización de no menos de 110 voltios, el voltaje en la entrada de servicio o metro zócalo del consumidor debe ser 113 voltios o más. La diferencia de voltaje de entrada de servicio para un alimentador residencial es entonces 113-125 voltios, o un ancho de 12 voltios. La caída de voltaje de 12 voltios permitida entonces se repartirá a los componentes de alimentación entre la acometida del primero y el último de los consumidores. Un desglose de la caída de voltaje para los diversos componentes de un alimentador residencial, cuando se mantiene dentro de la zona favorable incluyendo el ancho de banda del regulador bajo carga. Tabla 2.9 Asignación de Caídas de Voltaje Típicas (Reeditada [17] ) Componente del Alimentador Alimentador Primario (Desde el primer transformador de distribución hasta el último transformador de distribución) Transformador de Distribución Línea Secundaria Acometida Total Alimentador Residencial Condición Condición Máxima Carga Carga Ligera Alimentador Rural Condición Condición Máxima Carga Carga Ligera 3.5 1.0 6.0 2.0 3.0 3.5 1.0 11.0 voltios 1.0 1.0 0.3 3.3 voltios 3.0 ….. 2.0 11.0 voltios 1.0 ….. 1.0 4.0 voltios 38 Caída de servicio en la Acometida. En la acometida generalmente se ha encontrado un voltio de caída de voltaje durante las condiciones de máxima demanda. Línea Secundaria. Conductores secundarios, cuando se instala, en general tienen una caída de voltaje de aproximadamente 2 a 2,5 voltios, y como la carga crece la caída de voltaje aumenta a 3 o 3,5 voltios. Cuando la caída de voltaje alcanza el límite superior, se añade otro transformador de distribución entre los transformadores existentes, y la línea secundaria se divide entre el nuevo y el transformador existente. Este procedimiento reduce la caída de voltaje del secundario a menos de 1 voltio. El valor de caída de voltaje prorrateada a la línea secundaria de la variación total permisible de 12 voltios es generalmente 3 voltios. Transformador de Distribución. En el momento de su instalación en una zona residencial desarrollada, la carga del transformador durante temporadas altas es generalmente de 80 a 100%. En promedio para los transformadores de distribución, lo que representa una caída de voltaje de 1,75 a 2,5 voltios. El transformador se mantiene en servicio hasta que la carga máxima aumenta a aproximadamente hasta 140 a 160%, cuando se reemplaza con una unidad de capacidad más grande. Esto representa una caída de voltaje de 3,25 a 4 voltios. La cantidad de caída de voltaje asignada al transformador de distribución dentro de los 12 voltios permisibles es generalmente 3 voltios. Alimentadores Primarios Incluidos Ramales. La caída de voltaje asignado a la porción primaria del alimentador residencial es de tres voltios, sobre una base de 120 voltios, y es una medida desde los terminales primarios del primer transformador de distribución en el alimentador a la última o el más remoto transformador eléctricamente. Donde los ramales monofásicos están afectados de la principal trifásica, por lo general tienen una caída de voltaje de uno a tres voltios, con el último ramal que tiene alrededor de un voltio, y el ramal afectado cerca del primer transformador de distribución del alimentador de tres voltios. 39 Figura 2.15 Perfil de Voltaje de un alimentador residencial típico. La suma de la caída de voltaje asignada a cada componente es igual a 10 voltios; incluyendo un ancho de banda de 2 voltios, esto completa 12 voltios de dispersión. En el razonamiento anterior, la cantidad de caída de voltaje permitida para cada componente se basa en el supuesto de que el primer transformador de distribución es carga de cero, y que no existe caída en la acometida del primer consumidor del alimentador. Con tal condición, el voltaje en el primer consumidor será el mismo que el voltaje en el primario del primer transformador, o 125 voltios. Con todos los restantes componentes del alimentador con carga alta, el voltaje en el consumidor más distante es 113 voltios. La condición bajo la cual el primer transformador es sin carga, mientras que el resto son a carga pesada es poco probable, pero la probabilidad de que estos sean a carga ligera, mientras que los restantes están en carga pesada es posible. Carga ligera en alimentadores se cubre en cualquier lugar entre el 10 y el 40%, por lo que es permisible para que el voltaje primario del primer transformador sea ligeramente superior a 125 voltios. Con condiciones medias de carga ligera siendo alrededor del 33%, el voltaje en los terminales del primario del primer transformador se puede elevar en un tercio de la caída de la carga pico en 40 el transformador. Un valor de 126 voltios es permitido. El primer consumidor fuera del transformador todavía se supone que está en esencia, sin carga. La Tabla 2.9 muestra la asignación de caída de voltaje a los diversos componentes, suponiendo que el primer transformador está con carga ligera cuando los componentes de alimentación restantes están a carga pico. Los valores que se muestran en la Tabla 2.9 no son rígidos, ya que pueden ser posibles otras combinaciones. La intención es permanecer dentro de la zona favorable y mostrar asignaciones típicas. El perfil de voltaje del alimentador se muestra en la Figura 2.15. [17] 2.8 MÁRGENES DE VARIACIÓN ADMISIBLES DE LOS PARÁMETROS DE CONTROL EN LA OPERACIÓN 2.8.1 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO NORMAL Los parámetros de la red se mantendrán según los límites siguientes: VOLTAJE Los voltajes en los nodos de la red primaria de distribución, en todos sus niveles, cumplirán con los límites y requerimientos de calidad establecidos en la normativa vigente, aceptándose por tanto variaciones de voltaje de +/- 5% del voltaje nominal declarada por el distribuidor a los clientes, en cada nivel. NIVELES DE CARGA Los niveles de carga para los equipos y/o elementos de la red de distribución no superarán su capacidad nominal establecida. 2.8.2 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE ALERTA VOLTAJE Y NIVELES DE CARGA Por regla general, los parámetros de la red se mantendrán según los límites especificados para el Estado Normal de funcionamiento. Se admiten sin embargo en este estado de alerta sobrecargas transitorias, durante un tiempo no superior a veinte minutos [15], en algunos elementos de la red de distribución, según se indica en la siguiente tabla: 41 Tabla 2.10 Cargas transitorias máximas admisibles (%) [15] Elemento Sobrecarga Admisible Red Aérea 120% Red Subterránea 100% Transformador AT/MT 120% 2.8.3 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE EMERGENCIA · VOLTAJE Los voltajes en los nodos de la red de distribución, en todos sus niveles, cumplirán con los límites y requerimientos de calidad establecidos en la normativa vigente, aceptándose no obstante en este estado de emergencia variaciones transitorias de +5% y -8% del voltaje nominal. [9] · NIVELES DE CARGA Las instalaciones de la red de distribución podrán funcionar con carácter transitorio, durante no más de veinte minutos, a mayor potencia que la nominal con las siguientes limitaciones: a) Líneas aéreas. No se producirán sobrecargas permanentes en las líneas aéreas respecto al límite térmico estacional de cualquiera de sus segmentos. · En circuitos AV, podrán producirse sobrecargas transitorias de hasta un máximo del 120%. · En los circuitos MV se admiten sobrecargas transitorias del 120%. · En los circuitos BV no se producirán sobrecargas. b) Transformadores de potencia. No se producirán sobrecargas permanentes. Podrán funcionar de forma transitoria a mayor potencia que la nominal de acuerdo con las condiciones ambientales y las características constructivas y de refrigeración, que dependerán de cada zona geográfica, tipo de máquina y estacionalidad, con el límite máximo del 120%. En determinadas zonas geográficas donde las condiciones climáticas de verano son más extremas se podrá establecer unos límites más exigentes, inferiores al 120%. En cualquier caso, el Supervisor de Operaciones (SO) a su criterio, podrá permitir sobrecargas superiores a las anteriormente indicadas, por cortos períodos de 42 tiempo (los necesarios para tomar acciones correctivas), siempre y cuando estas acciones no pongan en riesgo dichas instalaciones ni se corra el riesgo de disparos incontrolados o desconexiones en cascada. 2.8.4 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA EN ESTADO DE REPOSICIÓN La reposición del servicio la realizará el Supervisor de Operaciones atendiendo a la seguridad de las personas y los equipos, con la máxima rapidez y procurando realizar las acciones de conexión de los equipos manteniendo los parámetros de control dentro de los márgenes indicados en la situación de alerta. 43 CAPÍTULO III 3 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA EEASA 3.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EEASA La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., tiene como objetivo de suministrar y comercializar el servicio eléctrico en el centro del país y fue constituida el 29 de abril de 1959, incluye el servicio a las Provincias de Tungurahua, Pastaza, Napo y cantones de Palora, Huamboya de Morona Santiago. 3.1.1 PARTICULARIDADES La EEASA se alimenta del Sistema Nacional Interconectado (SNI) de las subestaciones Ambato y Totoras, formando un anillo de Subtransmisión que incorpora las S/Es de distribución. La EEASA tiene 2 centros de generación de energía propia que son del tipo hidráulico y térmico; son las siguientes: Central Térmica Lligua generación 5000 kVA y nivel de voltaje 4,16 kV y la Central Hidráulica Península con una potencia de 3750 kVA a un nivel de voltaje 6,9 kV, que por medio de transformadores instalados se eleva el voltaje a 13.8kV para suministrar de potencia en los alimentadores primarios en un voltaje nominal. En la actualidad se ha instalado 24 equipos de seccionamiento y protección con relés electrónicos, cada uno de ellos integrado al Centro de Control CECON, configurados para diferentes aplicaciones; 17 equipos con funciones de reconexión y 7 como interruptores de mitad de alimentador y enlace que forman lazos para transferencias de carga de manera remota desde el CECON: en los casos de fallas permanentes a nivel de salida de alimentador, detección de pérdida de fase, mantenimiento en subestaciones. El objetivo de estos equipos es el de aumentar la confiabilidad de servicio debido a que la mayoría de fallas son transitorias en la red de distribución. 44 La infraestructura de lazo se encuentra implementada en los sectores Benítez– Salasaca, Patate-San Miguelito y Paso Lateral-Izamba, pertenecientes a sectores rurales del cantón Ambato y cantones de la provincia de Tungurahua. En la actualidad está en estudios la instalación de equipos de protección y control en los alimentadores urbanos de Ambato, estos serán integrados al CECON. 3.1.2 ÁREA DE CONCESIÓN Y COBERTURA La Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., se circunscribe a gran parte de la zona central del país en una superficie aproximada de 41 km2, cuenta con alrededor de 250000 clientes y 760000 habitantes distribuidos en las provincias de Tungurahua, Pastaza, Morona Santiago y Napo, la más extensa del país. Figura 3.1 Área de Concesión EEASA 3.1.3 CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO 3.1.3.1 FMIK (Frecuencia Media de Interrupciones) La frecuencia media de interrupciones de servicio a nivel de cabecera de Alimentador Primario, en los últimos 3 años se ha reducido en un 56% y se encuentra por debajo del promedio nacional 12,77 veces. 45 3.1.3.2 TTIK (Tiempo de duración de las Interrupciones) El tiempo de duración de las interrupciones de servicio a nivel de cabecera de Alimentador Primario, en los últimos tres años se ha reducido en un 62%, y se encuentra por debajo del promedio nacional 12,45 horas. 3.1.4 NÚMERO DE CLIENTES El número de clientes en los últimos diez años ha crecido en promedio el 4% anual, siendo en su mayor parte clientes residenciales con el 85%. Tabla 3.1 Crecimiento Clientes durante 10 años (Fuente Departamento Comercial) AÑO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 RESIDENCIAL 144506 148891 154866 161811 170581 179524 186149 194239 203380 211074 COMERCIAL 17163 17899 18520 19278 20092 20947 21830 22684 23321 24009 INDUSTRIAL 4570 4799 5010 5272 5609 6070 6511 6868 7192 7121 OTROS 3565 3668 4069 4211 4333 4607 4430 4568 4773 4803 TOTAL 169804 175257 182465 190572 200615 211148 218920 228359 238666 247007 CRECIMIENTO NÚMERO DE CLIENTES ANUAL 250000 200000 150000 100000 50000 0 2005 2006 2007 RESIDENCIAL 2008 2009 COMERCIAL 2010 2011 INDUSTRIAL 2012 2013 OTROS Figura 3.2 Crecimiento Clientes durante 10 años EEASA 2014 46 Se muestra un gráfico indicativo porcentual de los tipos de consumidores de la EEASA, dentro de esto residencial, comercial, industrial y otros. TIPOS DE CLIENTES AÑO 2014 OTROS 2% INDUSTRIAL 3% COMERCIAL 10% RESIDENCIAL 85% Figura 3.3 Tipos de Clientes año 2014 EEASA 3.1.5 ENERGÍA CONSUMIDA POR TIPO DE USUARIO Tabla 3.2 Energía Consumida por tipo de Usuario Anual (kWh) ENERGÍA POR TIPO DE USUARIO ANUAL AÑO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL A. SOCIAL OTROS TOTAL 2008 162671227 60369035 68187083 13910856 3889016 1015319 363907005 2009 168977017 62852521 79711165 14249143 4097681 769847 385819946 2010 180576546 67675526 105172308 15072847 4471841 1033350 430593111 2011 188734034 73456823 112782588 17867978 5131169 1987822 461376696 2012 199704807 78437362 114483182 20383205 5998267 2046471 490864349 2013 215820297 84776894 119470127 23371524 7906531 2592764 530301764 2014 230983357 89432949 118021074 24516497 8728924 2783579 553863843 Fuente Departamento de Planificación, Área Estudios Económicos 47 ENERGÍA POR TIPO DE USUARIO ANUAL 600000000 500000000 400000000 300000000 200000000 100000000 0 2008 2009 RESIDENCIAL 2010 2011 COMERCIAL 2012 INDUSTRIAL 2013 2014 TOTAL Figura 3.4 Crecimiento Anual de la Energía Consumida CONSUMO DE ENERGÍA AÑO 2014 POR TIPO DE CLIENTE RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL A. SOCIAL BENEFIC. BOMBEO A. PUBLICO LEY DEP. OTROS Figura 3.5 Consumo de Energía Año 2014 por tipo de cliente 3.1.6 CONFIGURACIÓN Y TOPOLOGÍA El voltaje que maneja la EEASA es de 13.8 kV a nivel de sistema primario. El Sistema de Subtransmisión forma un anillo a nivel de 69 kV, pero su operación es en forma radial con puntos de enlace, para transferencias de carga en caso de necesitarlo, alimentado desde las salidas de las Subestaciones de Potencia (S/E Totoras y S/E Ambato) hasta las subestaciones de distribución como se presenta esquemáticamente en la Figura 3.6. Figura 3.6 Diagrama Simplificado del Sistema de Subtransmisión de la EEASA 48 49 3.1.7 NIVEL TECNOLÓGICO DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN Los sistemas eléctricos de distribución, plantean una evolución tecnológica denominada Automatización de la Distribución enmarcada en el concepto de Red Eléctrica Inteligente (REI). La Automatización de la Distribución, es un sistema que permite que las empresas distribuidoras de energía eléctrica monitoreen, coordinen y operen sus componentes en tiempo real, de forma remota y los gestionen de manera inteligente con el propósito de mejorar la eficiencia, confiabilidad y calidad de servicio eléctrico. El programa (REDIE) Redes Inteligentes Ecuador impulsado por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, que incorpora toda la cadena de valor del servicio eléctrico como es Generación, Transmisión, Distribución y Consumidor contempla cuatro fases. La Automatización de Distribución involucra tres niveles de funciones: 1. Primer Nivel es el de funciones Primarias que incluyen la instalación de equipamiento, comunicaciones y/o sistemas básicos de datos, entre estas: monitoreo y Control de alimentadores y subestaciones, automatización de seccionadores, reguladores de voltaje, apertura/cierre de capacitores, infraestructura de medición automatizada, Recursos de Generación Distribuida (RGD), software de aplicación. 2. Segundo Nivel consiste en un grupo de funciones dedicadas a la utilización y aprovechamiento de los datos de las de las funciones primarias como son: mantenimiento inteligente (gestión de activos), operación automática, reconfiguración óptima de redes, planeamiento óptimo de distribución, sistema de protecciones adaptivo, gestión de RGD y gestión de la demanda. 3. Tercer Nivel de funciones corresponde a escenarios de automatización usando las funciones de los niveles anteriores. Al momento para el sector de la distribución del país se encuentra en ejecución la segunda fase que comprende la implementación del proyecto SIGDE-MEER, 50 automatización de subestaciones y redes de distribución, backbone de información y recolección de datos de infraestructura de medición avanzada (AMI). 3.1.8 AUTOMATIZACIÓN EN LA DISTRIBUCIÓN DE LA EEASA En la actualidad con los avances tecnológicos, el sector eléctrico no se ha quedado atrás, el cambio de aparatos electromecánicos por equipos electrónicos ha marcado un cambio en el control y monitoreo de las redes eléctricas. Las empresas distribuidoras han hecho grandes inversiones en estudios e instalaciones de equipos con el fin de incrementar la calidad del servicio, en nuestro país el ingreso de las cocinas de inducción tomará grandes desafíos a las empresas distribuidoras. En los últimos años se han incorporado equipos automáticos de operación y protección remota en las redes de medio voltaje, como son los reconectadores, interruptores de medio alimentador, interruptores de enlace y equipos de localización de fallas como seccionalizadores e indicadores de falla, dando buenos resultados en la operación del sistema de distribución, muestra de ello es la operación bajo lazo de alimentadores en medio voltaje. Telemedición para clientes especiales con el propósito de disminuir las pérdidas y controlar los reactivos de las empresas industriales. 3.2 ALIMENTADORES AÉREOS URBANOS Dentro de las Subestaciones y alimentadores aéreos asociados a la Zona Urbana de la ciudad de Ambato se tiene: · · · · · · S/E Samanga (Paso Lateral, Norte) S/E Atocha (Ficoa, Salida 2, Martínez, Avda. Las Américas) S/E Loreto (Bellavista, Catiglata, Ferroviaria, Vicentina) S/E Huachi (España, Miraflores, Atahualpa) S/E Oriente (Bolivariana, Olímpica, Universidad) S/E Península (Izamba, Península) La simulación digital para diagnóstico de la operación se realiza para los alimentadores aéreos primarios de la zona urbana de Ambato. 51 Tabla 3.3 Codificación Alimentadores MEER SUBESTACIÓN ALIMENTADOR CODIFICACION MEER Paso Lateral 0100010T01 Samanga Norte 0100010T04 Ficoa 0100020T01 Salida 2 0100020T02 Atocha Martínez 0100020T03 Américas 0100020T05 Península 0100030T01 Lligua-Península Izamba 0100030T02 Bolivariana 0100040T01 Universidad 0100040T02 Oriente Int. Oriente-Lligua 0100040T03 Olímpica 0100040T06 Catiglata 0100050T01 Bellavista 0100050T02 Loreto Ferroviaria 0100050T04 Vicentina 0100050T07 Atahualpa 0100070T03 Huachi Miraflores 0100070T04 España 0100070T09 3.2.1 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE LOS ALIMENTADORES URBANOS AMBATO Tabla 3.4 Índice de Calidad Alimentadores Urbanos Ambato año 2014 ALIMENTADOR AV. AMERICAS FICOA MARTINEZ SALIDA 2 AV. ATAHUALPA ESPAÑA MIRAFLORES BELLAVISTA CATIGLATA FERROVIARIA VICENTINA BOLIVARIANA INTER ORI-LLIG OLIMPICA UNIVERSIDAD IZAMBA PENINSULA NORTE PASO LATERAL ÍNDICE ACUMULADO SISDAT FMIK TTIK 5.12 1.05 13.0 6.41 5.09 1.04 5.25 1.13 4.06 0.95 3.10 0.55 4.10 1.44 9.17 3.27 4.05 1.15 2.12 0.39 1.09 0.22 2.16 0.58 2.55 2.86 4.31 2.20 3.10 3.05 1.06 0.25 3.01 1.18 3.07 0.81 3.08 0.81 No INTERRUPCIONES SISDAT Prog No Prog Ext 1 15 0 4 28 0 0 39 0 2 1 0 1 12 0 0 15 0 0 19 0 2 26 0 0 12 0 2 6 0 0 4 0 0 1 0 0 3 0 3 19 0 2 17 0 0 8 0 0 4 0 0 12 0 0 29 0 52 En la Tabla 3.4 se presentan los índices de calidad correspondientes al año 2014 para los alimentadores urbanos de la ciudad de Ambato, considerando el Índice Acumulado GPR (Gestión por Resultados) y SISDAT (Sistematización de datos del Sector Eléctrico). Fuente Departamento DOM, Área Calidad de Servicio EEASA 3.3 VARIACIONES ADMISIBLES DE VOLTAJE DE LA EEASA CONSIDERACIONES PREVIAS: · Los transformadores de potencia de las subestaciones de la EEASA no cuentan con cambiadores de taps bajo carga (LTC), y funcionan en el tap nominal, por lo tanto no se mantiene el 5% sobre el voltaje nominal que permiten las normas nacionales e internacionales y las características propias de los equipos, en la barra de distribución de la subestación en condiciones de máxima demanda. · Si disponen de banco de capacitores en las subestaciones, conmutables remotamente y que funcionan de acuerdo a la necesidad del sistema. · En condiciones de máxima demanda, en los puntos de entrega del SNI (S/E Totoras y S/E Ambato) se tiene un 2% voltaje adicional al voltaje nominal, esto debido al incremento de voltaje en la entrega del SNI por parte del CENACE. (Fuente Registros Históricos Centro de Control de Carga CECONEEASA) Se presentará en primer lugar las condiciones de voltaje en los extremos de los alimentadores de la zona urbana de Ambato, considerando como meta de los perfiles de voltaje el cumplimiento de la Regulación “CONELEC 004/01: Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución”. La presente Regulación establece que las variaciones de voltaje admisibles en los puntos de entrega a los clientes, es decir en el contador de energía debe ser ±8% del voltaje nominal, sin embargo los elementos de la Subestación de Potencia no soportan un voltaje mayor al 5% sobre el voltaje nominal, es decir que para fines prácticos la escala debe ser tomada entre +5% y -8% por lo tanto un margen total del 13% del voltaje nominal, siempre y cuando, en la barra de la Subestación de Distribución se mantenga +5% en condiciones de máxima demanda. Los 53 transformadores de la EEASA trabajan en el tap nominal por lo tanto no aprovechan el 5% sobre el voltaje nominal que permite la regulación y los estándares internacionales, en la barra de 13.8 kV de la subestación lo que significa que pierden 5% del margen permitido, quedando únicamente con el 8% para los componentes del sistema de distribución. 3.3.1 DETERMINACIÓN DE LÍMITES DE VOLTAJE PARA LA EEASA La asignación de las caídas de voltaje en condiciones normales de operación para todos los elementos del sistema hasta el contador de energía, se sugiere sea de la manera como se muestra en la Tabla 3.5. Esta distribución de las caídas de voltaje supone la utilización de todos los taps en vacío de los transformadores de distribución. Los taps sobre el voltaje nominal se utilizarán en los transformadores de distribución próximos a las subestaciones, en forma de obtener en su secundario un voltaje cercano al nominal. Mientras que los transformadores que se encuentran hacia la cola del alimentador, deberán compensar la caída en el primario con los taps por debajo del voltaje nominal. Tabla 3.5 Asignación de caídas de voltaje en condiciones normales ELEMENTO DE LA RED CAÍDA DE VOLTAJE Alimentador Primario 5.5% Transformador de Distribución 2.0% Secundario 3.0% Acometida 1.0% Total 11.0% Para condiciones de emergencia, cuando exista una falla o indisponibilidad de servicio por la ruta normal de servicio, se admitirá un 2,5% adicional de caída de voltaje en el alimentador primario considerando que será de manera provisional con el fin de permitir la transferencia de carga con el propósito de garantizar continuidad de servicio pero limitando su calidad. Tabla 3.6 Asignación de caídas de voltaje de la red en condiciones de emergencia ELEMENTO DE LA RED CAÍDA DE VOLTAJE Alimentador Primario 8.0% Transformador de Distribución 1.0% Secundario 2.0% Acometida 1.0% Total 12.0% 54 3.4 MODELACIÓN DIGITAL DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEASA La simulación de los Alimentadores Primarios de la Zona Urbana de Ambato se la realizó de la siguiente manera: De la información de las redes primarias en el Sistema de Información Geográfico (GIS), por medio de la interface GIS-CYMDIST se migraron las redes eléctricas hacia el Cymdist, de una base anterior se tomaron como referentes las Subestaciones y las Líneas de Subtransmisión, para con esto formar la Red de Distribución desde las S/E Ambato y S/E Totoras del SNI, las Líneas de Subtransmisión, las Subestaciones de Distribución y los Primarios de la zona Urbana de Ambato. La información proporcionada por el GIS debe contener las siguientes características: las cargas, tipos y capacidad de los transformadores, calibre y distancia de los conductores, dispositivos de protección y maniobra de la red, La repartición de carga, se realiza con el Modulo de Distribución de Carga del CYME, con el método de KVA conectados, se ingresaron los valores de Corriente y Factor de Potencia en cada una de las fases para el día y hora de Máxima Demanda del Sistema de Distribución de la EEASA, toda esta información se tomó de los registros del CECON. 3.4.1 VENTAJAS • A través de un estudio de simulación, se puede estudiar el efecto de cambios internos y externos del sistema, al hacer alteraciones en el modelo del sistema y observando los efectos de esas alteraciones en el comportamiento del sistema. • Una observación detallada del sistema que se está simulando puede conducir a un mejor entendimiento del sistema y por consiguiente a sugerir estrategias que mejoren la operación y eficiencia del sistema. • La simulación de sistemas complejos puede ayudar a entender mejor la operación del sistema. 55 • La técnica de simulación puede ser utilizada para experimentar con nuevas situaciones, sobre las cuales se tiene poca o ninguna información. Por medio de esta se puede anticipar mejor a posibles resultados no previstos. • Cuando nuevos elementos son introducidos en un sistema, la simulación puede ser usada para anticipar cuellos de botella o algún otro problema que puede surgir en el comportamiento del sistema. 3.4.2 NECESIDADES Esencialmente, para tener los mejores resultados es necesario que la información registrada en el GIS replique con exactitud a lo que se encuentre instalado en campo. Una necesidad que mejorará la simulación es tener el registro de energía consumida a nivel de los transformadores de distribución para mejorar la distribución de carga por transformador, considerando que este método de distribución de carga con energía consumida produce una mejor aproximación que el método de distribución de carga con el método de potencia instalada. Otra necesidad importante es tener el registro del tipo de usuario, ya sea comercial, industrial o residencial. 3.4.3 REQUERIMIENTOS PARA EL FLUJO DE CARGA Y CORTOCIRCUITOS Para fines de estudio se debe disponer de información como diagramas unifilares, configuración del sistema, valores de demanda, factor de potencia, parámetros eléctricos entre otros. Se presenta los valores de voltaje de operación en la Tabla 3.7. Tabla 3.7 Voltajes registrados en las barras de las Subestaciones (Registro del CECON.) SUBESTACIÓN BARRA 13.8 kV BARRA 69 kV Samanga 13.95 70.35 Atocha 13.68 68.84 Lligua Península 13.48 Oriente 13.58 70.10 Loreto 13.65 Huachi T Mitsubishi 13.71 69.14 Huachi T WEG 13.71 - S/E S/E 1 (SAMANGA) S/E 2 (ATOCHA) S/E 3 (LLIGUA) S/E 4 (ORIENTE) S/E 5 (LORETO) FUENTE AMBATO 1 AMBATO 1 ORIENTE ORIENTE AMBATO 2 No Y NOMBRE DEL ALIMENTADOR 0100010T01- Paso Lateral 0100010T02- Cunchibamba 0100010T03- PIA 0100010T04- Norte 0100010T05- Plasticaucho Total 0100020T01- Ficoa 0100020T02- Salida 2 0100020T03- Martínez 0100020T04- Pilishurco 0100020T05- Américas 0100020T06- Quisapincha Total 0100030T01- Península 0100030T02- Izamba Total 0100040T01- Bolivariana 0100040T02- Universidad 0100040T03- Inter. Ort-Lligua 0100040T04- Totoras 0100040T05- Picaihua 0100040T06- Olímpica Total 0100050T01- Catiglata 0100050T02- Bellavista 0100050T04-Ferroviaria 0100050T05- Subterránea 0100050T06- 12 de Noviembre 0100050T07- Vicentina Total IB 81.90 111.00 93.70 61.50 86.25 434.35 155.00 55.30 112.20 19.00 120.30 95.40 557.20 29.00 44.60 73.60 39.60 116.30 83.30 162.90 119.10 64.60 585.80 29.20 91.60 51.70 109.90 83.00 35.10 400.50 IA 72.90 113.80 92.70 56.90 86.25 422.55 139.10 56.50 101.20 28.40 121.20 86.40 532.80 35.10 39.70 74.80 48.50 119.70 81.00 162.00 112.00 67.10 590.30 31.70 94.30 70.40 111.90 85.30 32.20 425.80 80.10 113.30 92.60 52.90 86.25 425.15 125.30 56.20 136.10 7.30 127.90 73.00 525.80 33.10 25.50 58.60 47.00 137.70 71.50 167.40 128.70 48.50 600.80 28.90 102.40 54.80 109.80 86.20 39.90 422.00 IC 27.90 38.00 3.20 12.50 0.00 81.60 38.50 1.80 47.30 20.10 9.90 49.40 167.00 8.80 18.40 27.20 7.70 26.30 10.20 44.00 30.90 24.00 143.10 0.50 7.60 22.10 2.00 1.90 4.10 38.20 IN 1894.73 2727.15 2250.44 1381.72 2088.63 10342.67 3312.01 1326.70 2760.01 431.97 2917.16 2012.16 12760.01 719.74 813.04 1532.78 1062.64 2878.59 1874.49 3792.16 2771.52 1388.07 13767.46 695.41 2232.60 1369.92 2567.92 1970.85 830.16 9666.87 kW 3389.00 5013.00 135.00 2106.00 3.00 10646.00 5726.00 2190.00 5463.00 1017.00 5465.00 6715.00 26576.00 1247.00 1566.00 2813.00 2722.00 4661.00 73.00 6568.00 6060.00 3784.00 23868.00 59.00 5368.00 3821.00 3107.00 3171.00 2320.00 17846.00 Clientes 1827.97 2674.80 2275.02 1440.71 2088.63 10307.13 3250.83 1314.02 2723.73 407.56 2804.33 2039.86 12540.33 749.06 866.20 1615.26 1082.63 2906.93 1719.22 3688.40 2938.81 1309.35 12562.72 646.40 2212.03 1351.67 2659.88 2085.45 813.20 9768.61 kW Tabla 3.8 Demanda de los Alimentadores en condiciones de Máxima Demanda (Fuente CECON EEASA) 283.99 269.73 335.23 132.27 789.71 1810.93 622.76 187.15 320.50 49.83 492.38 156.44 1829.07 40.21 59.04 99.25 200.44 456.19 60.09 538.74 325.95 230.62 1611.60 -431.14 403.64 266.85 449.88 283.51 203.00 2038.02 kvar 98.81 99.50 98.93 99.58 93.54 98.49 98.21 99.00 99.31 99.26 98.49 99.71 98.95 99.86 99.77 99.81 98.33 98.79 99.94 98.95 99.39 98.48 99.19 83.19 98.38 98.11 98.60 99.09 97.02 97.89 fp 56 S/E S/E 6 (MONTALVO) S/E 7 (HUACHI) S/E 8 (QUERO) S/E 9 (PELILEO) S/E 10 (PILLARO) S/E 11 (BAÑOS) FUENTE MONTALVO MONTALVO TOTORAS 1 TOTORAS 2 AMBATO 2 BAÑOS No Y NOMBRE DEL ALIMENTADOR 0100060T01- Tisaleo 0100060T02- Montalvo 0100060T04- Sur Total 0100070T01- Madgalena 0100070T02- Pasa 0100070T03- Atahualpa 0100070T04- Miraflores 0100070T05- Santa Rosa 0100070T06- Industrial 0100070T07- Hospital Millenium 0100070T08- Mall de Los Andes 0100070T09- España Total 0100080T01- Benítez 0100080T02- Quero 0100080T03- Cevallos 0100080T04- Mocha Total 0100090T01- Salasaca 0100090T02- Huambalo 0100090T03- Pelileo 0100090T04- Patate Total 0100100T01- Pillaro 0100100T02- San Andrés 0100100T03- San Miguelito Total 0100110T01- Río Verde 0100110T02- Pititic 0100110T03- Baños Total IB 41.70 20.10 73.10 134.90 77.50 129.70 74.70 76.70 58.00 53.40 0.00 29.90 83.40 583.30 84.00 50.40 59.60 51.50 245.50 77.90 49.20 81.40 94.50 303.00 -44.50 -50.10 -50.10 853.10 37.70 6.80 92.80 137.3 IA 58.20 16.50 67.40 142.10 105.90 135.10 69.50 75.20 54.40 55.60 0.00 29.70 84.30 609.70 87.80 55.10 61.10 55.80 259.80 112.10 104.00 88.90 94.00 399.00 -45.10 -50.10 -50.10 893.90 32.10 28.30 122.60 183 62.80 21.80 85.40 170.00 108.80 139.20 81.20 77.50 47.40 50.90 0.00 28.90 86.30 620.20 90.50 51.40 64.60 58.70 265.20 91.10 88.00 102.50 87.40 369.00 -46.10 -50.00 -49.90 960.20 39.30 13.80 117.30 170.4 IC 29.20 9.40 33.10 71.70 4.20 5.30 13.70 0.00 18.60 4.80 0.00 0.00 12.80 59.40 16.90 19.70 24.10 24.00 84.70 50.60 54.70 27.60 32.10 165.00 0.00 0.00 0.00 202.80 8.80 19.20 26.80 54.8 IN 1291.16 463.45 1792.70 3547.31 2319.71 3207.27 1789.40 1790.15 1268.62 1269.41 0.00 690.62 1982.12 14317.28 2064.62 1234.99 1458.54 1306.62 6064.78 2176.46 1867.53 2112.19 2136.20 8292.38 271.09 300.05 299.85 870.99 860.07 385.49 2622.78 3868.35 kW 3582.00 996.00 3810.00 8388.00 5903.00 10937.00 3538.00 3447.00 2598.00 113.00 3.00 60.00 4948.00 31547.00 2350.00 3755.00 3413.00 3984.00 13502.00 6153.00 4974.00 3865.00 5451.00 20443.00 5065.00 6808.00 2806.00 14679.00 1574.00 3215.00 6462.00 11251 Clientes 1242.08 463.45 1750.30 3455.83 2260.12 3152.22 1766.76 1817.91 1252.21 1231.85 16.51 723.67 1965.55 14186.80 1970.69 1251.59 1426.13 1315.43 5963.84 2186.49 1897.20 2180.81 2159.93 8424.43 1959.49 1985.65 1645.06 5590.20 725.49 1055.45 2566.77 4347.71 kW 88.28 30.00 109.83 228.11 194.42 106.63 290.79 272.75 223.17 337.40 11.80 133.36 383.24 1953.57 586.53 57.03 88.54 65.50 797.59 368.47 261.14 290.83 312.40 1232.84 328.08 249.47 -153.90 423.65 -530.63 114.07 601.20 184.64 kvar 99.75 99.79 99.80 99.78 99.63 99.94 98.67 98.89 98.45 96.45 81.34 98.34 98.15 99.07 95.85 99.90 99.81 99.88 99.12 98.61 99.07 99.12 98.97 98.95 98.63 99.22 99.57 99.71 80.71 99.42 97.36 99.91 fp 57 58 3.5 FLUJOS DE CARGA Después de la corrida de flujo en condiciones actuales se obtienen los siguientes valores que se muestran en la Tabla 3.9: Aplicando flujos de carga, se determinan los valores de voltaje en los diferentes nodos del sistema y las corrientes que circulan por cada tramo y con eso se determinan las pérdidas de potencia que existen en cada tramo. Tabla 3.9 Resumen Flujo de Carga en las barras de las Subestaciones (Reporte CYMDIST) BARRA SUBESTACIÓN Vbase 120 V (pu) Potencia Total de paso (kW) Potencia Total de paso (kvar) BARRA-INTERC AMBATO-69 ATOCHA-69 ATOCHA-13.8 BAÑOS-69 BAÑOS-13.8 HUACH1-13.8_T2 HUACHI_69 HUACHI-13.8_T1 LLIGUA-13.8 LORETO-13.8 MONTALVO-69 MONTALVO-13.8 ORIENTE-69 ORIENTE-13.8 ORIENTE-13.8_C ORIENTE-69-1 PELILEO-69 PELILEO-13.8 PILLARO-69 PILLARO-13.8 QUERO-69 QUERO-13.8 SAMANGA-69 SAMANGA-13.8 TOTORAS-69 0 122 121 121 121 120 120 121 121 121 121 122 122 122 122 122 122 121 119 121 121 121 120 122 121 122 0 1.02 1.01 1.01 1.01 1 1 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.02 1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 0.99 1.01 1.01 1.01 1 1.01 1.01 1.02 0 38766 12834 6931 4362 4348 4672 9627 9579 1414 9868 23810 3456 13918 7041 1 6850 12858 8424 5608 5590 5984 5964 28768 10242 50798 0 3289 463 -13 323 186 853 -71 -768 39 1043 887 -1009 -539 -550 -2769 -273 1762 1220 634 424 1050 797 1740 -16 2114 58 59 Se puede observar que en los puntos de entrega del SNI en las S/E Ambato y S/E Totoras existe un voltaje de operación de 2% sobre el voltaje nominal, esto considerando que son valores registrados a demanda máxima, ya que el operador incrementa el voltaje en los puntos de entrega con el propósito de mantener el voltaje dentro de los límites permisibles durante el incremento de demanda. Voltaje Barra Subestaciones 140 120 100 80 60 40 20 0 BARRA-INTERC AMBATO-69 ATOCHA-69 ATOCHA-13.8 BAÑOS-69 BAÑOS-13.8 HUACH1-13.8_T2 HUACHI_69 HUACHI-13.8_T1 LLIGUA-13.8 LORETO-13.8 MONTALVO-69 MONTALVO-13.8 ORIENTE-69 ORIENTE-13.8 ORIENTE-13.8_C ORIENTE-69-1 PELILEO-69 PELILEO-13.8 PILLARO-69 PILLARO-13.8 QUERO-69 QUERO-13.8 SAMANGA-69 SAMANGA-13.8 TOTORAS-69 V Figura 3.7 Voltaje en las Barras de las Subestaciones en Voltaje Base 120V 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 -10000 BARRA-INTERC AMBATO-69 ATOCHA-69 ATOCHA-13.8 BAÑOS-69 BAÑOS-13.8 HUACH1-13.8_T2 HUACHI_69 HUACHI-13.8_T1 LLIGUA-13.8 LORETO-13.8 MONTALVO-69 MONTALVO-13.8 ORIENTE-69 ORIENTE-13.8 ORIENTE-13.8_C ORIENTE-69-1 PELILEO-69 PELILEO-13.8 PILLARO-69 PILLARO-13.8 QUERO-69 QUERO-13.8 SAMANGA-69 SAMANGA-13.8 TOTORAS-69 Potencia Total de Paso Potencia total de paso (kW) Potencia total de paso (kvar) Figura 3.8 Potencia Activa y Reactiva de Paso en las Barras de las Subestaciones 59 60 Tabla 3.10 Reporte Detallado Flujo de Carga Alimentadores Urbanos de la ciudad de Ambato REPORTE ALIMENTADORES URBANOS Alimentador V [%] kVLL kVLN A 101,06 13,95 8,05 AlimB 101,09 13,96 8,05 0100010T01 Paso Lateral C 101,25 13,96 8,07 A 101,09 13,95 8,05 AlimB 101,13 13,96 8,06 0100010T04 C 101,26 13,97 8,07 Norte i (A) (%) Nivel Carga kW fp Pérdidas (kVA) Distancia AA (m) 80,39 23,30 633,32 97,84 52,19 94425,92 88,08 25,53 695,27 98,00 196,33 125260,58 66,01 19,13 532,29 99,96 105,28 88170,73 Total: 1860,88 97,82 58,68 17,01 469,67 99,36 49,34 57692,06 58,29 16,90 468,82 99,81 10,43 68274,57 53,42 15,48 428,81 99,49 13,85 57052,83 Total: 1367,29 99,47 A 100,65 13,91 8,02 155,23 45,00 1206,21 96,88 346,01 91480,46 AlimB 101,06 13,93 8,05 131,01 0100020T01 C 100,67 13,89 8,02 134,13 Ficoa 37,97 1051,28 99,65 148,54 71187,77 38,88 1048,89 97,49 119,51 70138,55 Total: 3306,38 97,65 A 100,66 13,91 8,02 58,62 16,99 463,93 98,67 36,49 17854,59 AlimB 101,06 13,93 8,05 0100020T02 C 100,68 13,89 8,02 Salida 2 53,60 15,54 428,25 99,23 15,02 17825,99 55,70 16,14 442,69 99,08 11,63 17742,42 Total: 1334,87 98,92 A 100,66 13,91 8,02 94,43 27,37 755,59 99,77 89,26 80095,63 AlimB 101,06 13,93 8,05 104,20 0100020T03 C 100,66 13,89 8,02 150,48 Martínez 30,20 836,58 99,71 140,72 75646,74 43,62 1189,68 98,55 188,88 135528,22 Total: 2781,85 97,10 A 100,66 13,91 8,02 126,26 36,60 993,02 98,06 108,18 50938,41 AlimB 101,06 13,93 8,05 114,50 0100020T05 Américas C 100,67 13,89 8,02 128,58 33,19 912,00 98,92 23,69 49445,44 37,27 1015,49 98,45 24,58 55177,53 Total: 2920,52 98,34 29,08 6,32 232,95 -99,98 13,35 35898,17 31,28 6,80 249,98 99,92 9,92 43932,08 33,59 45392,74 A 100,54 13,87 8,01 AlimB 100,39 13,86 8,00 0100030T01 Península C 100,49 13,88 8,01 A 100,51 13,86 8,01 AlimB 100,36 13,85 8,00 0100030T02 C 100,47 13,87 8,00 Izamba A 101,28 13,97 8,07 AlimB 101,26 13,98 8,07 0100040T01 Bolivariana C 101,27 13,97 8,07 31,77 6,91 254,02 99,87 Total: 736,94 99,85 27,50 5,98 220,24 -99,99 11,44 25127,23 33,36 7,25 266,60 99,91 8,49 27501,31 29,39 25218,85 23,59 5,13 188,51 99,81 Total: 675,35 98,93 54,13 11,77 436,85 100,00 12,17 29848,32 50,27 10,93 405,18 99,89 21,54 29342,06 51,11 11,11 412,32 99,97 32,10 29718,33 Total: 1254,36 99,92 36,89 1008,80 98,22 60,64 81197,62 33,87 930,95 98,74 111,30 68422,93 37,60 1039,24 99,27 70,05 70193,81 Total: 2978,99 98,67 A 101,27 13,97 8,07 127,26 AlimB 101,26 13,98 8,07 116,84 0100040T02 Universidad C 101,27 13,97 8,07 129,72 60 61 A 101,29 13,98 8,07 Alim0100040T03 B 101,27 13,98 8,07 Int. Oritene- C 101,29 13,98 8,07 Lligua 63,44 (%) Nivel Carga 18,39 70,07 20,31 61,34 17,78 493,26 99,64 Total: 1569,97 99,68 A 101,28 13,98 8,07 AlimB 101,27 13,98 8,07 0100040T06 C 101,29 13,98 8,07 Olímpica 65,26 14,19 519,93 98,73 16,33 19623,89 64,24 13,96 510,73 98,53 8,76 17028,09 50,73 11,03 401,26 98,01 37,54 16010,55 Total: 1431,92 97,87 66,31 19,22 524,71 98,73 153,54 20474,50 67,60 19,59 512,75 94,70 183,56 25556,62 44,07 12,77 353,60 99,89 57,68 21018,43 Total: 1391,07 95,91 Alimentador V [%] kVLL kVLN A 100,57 13,87 8,01 AlimB 100,50 13,89 8,01 0100050T01 C 100,82 13,90 8,03 Catiglata i (A) 511,83 Pérdidas (kVA) -99,97 31,09 Distancia AA (m) 71231,04 564,89 99,90 6,95 81153,32 87,17 82794,37 kW fp A 100,59 13,87 8,01 AlimB 100,53 13,89 8,01 0100050T02 C 100,81 13,91 8,03 Bellavista 96,03 27,83 755,08 98,11 18,92 35215,72 93,46 27,09 734,19 98,07 82,57 35830,40 96,05 27,84 762,88 98,88 25,46 35680,65 Total: 2252,14 98,35 A 100,57 13,87 8,01 66,31 19,22 524,71 98,73 153,54 20474,50 AlimB 100,50 13,89 8,01 0100050T04 C 100,82 13,90 8,03 Ferroviaria 67,60 19,59 512,75 94,70 183,56 25556,62 44,07 12,77 353,60 99,89 57,68 21018,43 Total: 1391,07 95,91 A 100,58 13,87 8,01 36,44 10,56 278,12 95,23 36,02 19325,96 AlimB 100,53 13,89 8,01 0100050T07 C 100,81 13,91 8,03 Vicentina 34,13 9,89 266,23 97,40 38,70 19910,13 36,71 10,64 289,27 98,09 43,88 18713,72 Total: 833,62 96,86 A 100,72 13,91 8,02 71,62 20,76 565,70 98,42 31,74 35692,93 AlimB 100,71 13,90 8,02 0100070T03 C 100,73 13,88 8,03 Atahualpa 74,15 21,49 587,76 98,77 26,08 36501,86 80,72 23,40 639,97 98,76 3,57 37630,66 Total: 1793,43 98,55 13,76 7,94 80,11 23,22 625,49 98,35 38,03 90587,10 AlimB 100,02 13,81 7,97 0100070T04 C 100,24 13,81 7,99 Miraflores 81,13 23,52 635,91 98,33 129,32 138089,24 68,67 19,90 547,07 99,74 67,34 81812,50 Total: 1808,47 98,50 29,02 763,89 96,12 164,46 47536,39 21,91 597,28 99,12 81,78 35178,21 22,96 626,33 99,00 153,38 32290,89 Total: 1987,50 97,10 A 99,61 A 99,63 13,76 7,94 100,10 AlimB 100,05 13,82 7,97 75,60 0100070T09 C 100,25 13,81 7,99 79,21 España En la Tabla 3.10 se presenta un reporte detallado de los parámetros eléctricos de los alimentadores urbanos de Ambato, considerando por fase la corriente, voltaje, potencia de paso y las perdidas. Estos datos son referenciados a la salida del alimentador y los valores son simulados por fase. 61 62 3.6 EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN EN CONDICIONES ACTUALES DEL SED EEASA Evaluar en condiciones actuales los perfiles de voltaje en los nodos del alimentador, en las barras de las Subestaciones y el nivel de carga de los equipos y/o elementos. El propósito de simular en condiciones actuales en demanda máxima es definir las condiciones de operación actual de la red, identificar zonas en operación normal, alerta e incluso en emergencia. Para definir o determinar restricciones (equipos y/o elementos en condiciones desfavorables sobrecargados y/o bajo nivel de voltaje). 3.6.1 REPORTE DE ELEMENTOS EN CONDICIÓN DE OPERACIÓN La red de distribución se considera en operación normal cuando los parámetros eléctricos que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal, cumplen los criterios de fiabilidad ante contingencias y no existe ninguna alarma que pueda suponer un riesgo para la estabilidad y operación normal de la red de distribución. S/E SAMANGA Figura 3.9 Diagrama Unifilar de la S/E Samanga 62 63 La S/E Samanga situada en el norte de la ciudad, es una S/E de reducción de voltaje 69/13.8kV que suministra energía a la zona norte de la ciudad y para el sector Industrial de Ambato. Está formada por un transformador ABB 69/13.8kV 1216.5MVA, tiene un alimentador exclusivo para el Parque Industrial Ambato, es alimentado de la posición Ambato 1 de la S/E Ambato del SNI, además cuenta con la Interconexión a las S/E Atocha y S/E Pillaro en un nivel de 69kV. Tabla 3.11 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E Samanga ALIMENTADOR PASO LATERAL ALIMENTADOR NORTE En septiembre de 2015 se instaló un transformador SHENDA 12-16.5MVA, con el propósito de incrementar la capacidad de la S/E Samanga, el principal objetivo de incrementar la potencia de la subestación es garantizar la demanda requerida del 63 64 Parque Industrial del sector, ya que el mismo se encuentra en crecimiento. Adicional a esto mejorara la confiabilidad y calidad del sistema de distribución. S/E ATOCHA Figura 3.10 Diagrama Unifilar de la S/E Atocha Subestación ubicada en el sector Este de la ciudad de Ambato, conformada por 2 transformadores que funcionan en paralelo, SIEMENS 10-12.5MVA y OSAKA 1012.5MVA teniendo una potencia total de 20MVA, la carga principalmente está conformada por clientes residenciales y comerciales, cuenta con 6 alimentadores primarios que funcionan en topología radial con puntos de enlace para transferencia de carga entre los mismos alimentadores de la S/E Atocha y con alimentadores de subestaciones vecinas. Esta alimentada por la L-S/T Samanga-Atocha proveniente de la S/E Samanga, la que se suministra de la bahía Ambato 1 de la S/E Ambato del SNI. 64 65 Tabla 3.12 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E Atocha ALIMENTADOR FICOA ALIMENTADOR SALIDA 2 ALIMENTADOR MARTÍNEZ 65 66 ALIMENTADOR AMÉRICAS S/E LLIGUA-PENÍNSULA Figura 3.11 Diagrama Unifilar de la S/E Lligua-Península 66 67 La S/E Lligua-Península es llamada así porque aquí se ubica la Central de Generación propia de la EEASA que es de 2 tipos: hidráulico y térmico; Central Térmica Lligua generación 5000 kVA y nivel de voltaje 4,16 kV y la Central Hidráulica Península con una potencia de 3750 kVA a un nivel de voltaje 6,9 kV. En condiciones normales se encuentra interconectada con la S/E Oriente. Cuenta con transformadores elevadores de voltaje debido a que el voltaje de generación es menor al voltaje de la red de distribución 13.8kV. Tabla 3.13 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E LliguaPenínsula ALIMENTADOR PENÍNSULA ALIMENTADOR IZAMBA 67 68 S/E ORIENTE Figura 3.12 Diagrama Unifilar de la S/E Oriente La S/E Oriente ubicada en la Avda. Bolivariana, ubicada en el sector oeste de la ciudad, dispone de 2 transformadores que funcionan en paralelo, SIEMENS 1215MVA, SHENDA 12-15MVA. Esta S/E cuenta con alimentadores urbanos y rurales. La S/E Oriente es suministrada de la S/E Totoras del SNI, adicionalmente la interconexión con la S/E Lligua-Peninsula en 13.8kV y la línea de Subtransmisión a la S/E Loreto y la S/E Ambato a 69kV. Adicional la S/E cuenta con un banco de capacitores de 2700 kvar conectado a la barra de 13.8kV. Tabla 3.14 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E Oriente ALIMENTADOR BOLIVARIANA 68 69 ALIMENTADOR UNIVERSIDAD ALIMENTADOR OLÍMPICA S/E LORETO La S/E Loreto suministra energía al centro urbano de Ambato, la disposición eléctrica tiene un disyuntor en la barra de 69kV con by pass que conecta con las subestaciones Ambato y Oriente. Dispone de un transformador PAUWELS 1620MVA OA/FA de capacidad, con relación de transfromacion 69/13.8kV. Se encuentra en construcción de una S/E Nueva Loreto adjunta a la S/E Loreto con transformador SHENDA 16-20MVA. Cuando existe fallo en la línea de S/T Ambato Loreto, no se puede respaldar la transferencia de carga a nivel de 69kV, es decir se necesita de respaldar la transferencia de carga por los alimentadores primarios de las subestaciones vecinas. 69 70 Figura 3.13 Diagrama Unifilar de la S/E Loreto Tabla 3.15 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E Loreto ALIMENTADOR CATIGLATA ALIMENTADOR BELLAVISTA 70 71 ALIMENTADOR FERROVIARIA ALIMENTADOR VICENTINA S/E HUACHI La S/E Huachi, ubicada en la Avda. Manuelita Sáenz frente a la Universidad Católica en el sector Sur Oeste de la ciudad de Ambato, recibe la energía por la Línea de Subtransmisión Montalvo-Huachi de la S/E Montalvo, adicionalmente cuando exista alguna anormalidad en el sistema de Subtransmisión por el camino normal o se requiera hacer mantenimientos puede conectarse con la S/E Atocha con otra Línea de Subtransmisión Atocha-Huachi para restablecer el servicio. La estructura de la S/E Huachi cuenta con 2 transformadores de potencia. El T1 es Mitsubishi CRB 10/12,5MVA conexión Dyn1, mientras que el T2 es WEG 12.5MVA. 71 72 Figura 3.14 Diagrama Unifilar de la S/E Huachi En la S/E Huachi, el Interruptor 52-A21 se encuentra Normalmente Abierto, es el punto de malla en el Sistema de Subtransmisión. Los alimentadores de la S/E Huachi son mixtos es decir alimentadores urbanos y alimentadores rurales. Tabla 3.16 Perfiles de Voltaje y Nivel de Carga de los Alimentadores de la S/E Huachi ALIMENTADOR ATAHUALPA 72 73 ALIMENTADOR MIRAFLORES ALIMENTADOR ESPAÑA 3.6.2 REPORTE DE ELEMENTOS EN CONDICIONES DE OPERACIÓN DE ALERTA El sistema eléctrico de distribución se define en condiciones de alerta cuando existe un riesgo razonable de evolución hacia una crisis o situación de emergencia, bien por haberse producido un incidente, por existir predicciones meteorológicas adversas, o por otras causas. En la situación de alerta de la red, aunque los valores de los parámetros del sistema son adecuados, pueden no cumplirse los criterios de fiabilidad frente a contingencias. [15] De los flujos de carga ejecutados se pueden definir ciertas zonas que estarían operando en condiciones de alerta, pese a que cumplen con los parámetros eléctricos de operación. Se tiene la siguiente clasificación: 73 74 · · Alerta por condiciones de Voltaje Alerta por condiciones de Nivel de carga Tabla 3.17 Condiciones de Alerta en Operación Actual del Sistema Distribución EEASA ALERTAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCION DE LA EEASA URBANO V [%] kVLL i (A) (%) Nivel de Carga kW fp Distancia AA (m) A 98,17 13,59 2,62 1,08 19,86 97,05 1586,1 B 98,7 13,67 2,46 1,02 18,87 97,36 3376,1 C 99,61 13,65 2,29 0,95 18,14 99,89 1586,1 Total: 56,87 97,87 A 100,65 13,91 155,23 45 1206,21 96,88 91480,4 B 101,06 13,93 131,01 37,97 1051,28 99,65 71187,7 C 100,67 13,89 134,13 38,88 1048,89 97,49 70138,5 Total: 3306,38 97,65 5,51 78,96 99,62 Total: 78,96 99,62 Alim. Paso Lateral Ficoa C 98,09 10,14 17648,6 Martínez A 100,58 13,79 1,12 0,46 8,99 99,95 734,6 B 99,71 13,76 3,24 1,34 25,67 99,64 2327,8 C 98,43 13,67 1,85 0,77 14,3 98,4 738,5 Total: 48,96 91,36 Martínez A 101,27 13,97 127,27 42,42 1008,6 98,22 80930,8 B 101,26 13,98 116,85 38,95 930,77 98,74 68156,1 C 101,27 13,97 129,72 43,24 1038,99 99,27 69927,0 Total: 2978,36 98,65 Universidad A 100,59 13,87 31,4 9,1 209,22 -83,15 10990,1 B 100,53 13,89 33,71 9,77 224,69 -83,21 13234,6 C 100,82 13,91 31,64 11068,8 Catiglata 9,17 211,65 -83,28 Total: 645,56 -83,17 A 100,73 13,92 79,38 92,46 3189,91 -99,97 35692,9 B 100,73 13,9 81,35 98,19 3270,89 -100 36501,8 T1 Huachi C 100,75 13,89 78,78 97,65 3166,39 100 Total: 9627,19 100 37630,6 A 98,62 13,64 5,26 1,91 40,52 98,04 1454,6 B 99,21 13,71 4,15 1,5 32,11 97,82 1033,8 C 99,64 13,7 4,57 1033,8 Miraflores B 97,29 1,66 1,66 36,25 99,81 Total: 108,88 98,06 0,9 12,84 12,73 Total: 12,84 12,73 1,13 15,9 99,1 Total: 15,9 99,1 Tipo de Alerta Ubicación Observación Bajo Voltaje Quillanloma San Vicente Ramal Trifásico, Nivel de Carga Salida S/E Atocha Nivel de Carga, no abastece transferencias futuras Bajo Voltaje Pondoa Ramal Monofásico Bajo Voltaje Santa Cecilia Ramal Trifásico, Nivel de Carga Salida S/E Oriente Nivel de Carga, no abastece transferencias futuras Factor de Potencia Plasticaucho Capacitivo Banco de Condensador es Plasticaucho Límite Capacida d Nominal del Transform ador S/E Huachi Alimentadores mal distribuidos Bajo Voltaje Avda. Perez de Anda y Francisco Flor Considerable carga al final del alimentador Pungoloma Ramal Monofásico Mogato Ramal Monofásico 1,68 Miraflores B 97,29 2,07 Miraflores 7142,9 Bajo Voltaje 74 75 3.6.2.1 ELEMENTOS EN ALERTA POR CONDICIONES DE VOLTAJE Pese a que se encuentra dentro de los límites admisibles de operación, estos se encuentran vulnerables y son considerados en estados de alerta, debido a que si en los puntos de entrega del SNI no se garantiza un 2% adicional al voltaje nominal, el voltaje en la cola del alimentador superaría el límite de voltaje admisible. Perfil de Voltaje En los perfiles de voltaje se observa la variación del voltaje de cada Alimentador desde la salida de la Subestación hasta la cola del alimentador, considerando la troncal y los ramales principales. En base a estas consideraciones se identificaron 3 alimentadores en esta condición: · Alim-0100010T01 (Paso Lateral) Figura 3.15 Perfil de Voltaje Alimentador “Paso Lateral” Alimentador ubicado en la zona norte de la ciudad, tiene un voltaje alrededor de 97% de su voltaje nominal en la fase B, es decir un 4% de caída de voltaje para la red primaria. Esto debido a que el ramal monofásico conectado en la fase B es muy largo por tal motivo que aumenta la caída de voltaje. Adicional, existe un fuerte desbalance que ocasiona pérdidas evitables. 75 76 · Alim-0100020T03 (Martínez) Alimentador que suministra energía a las parroquias Martínez y Atahualpa, con ramales monofásicos muy largos que producen caídas de voltaje importantes. El ramal monofásico tiene un voltaje en la cola del alimentador de alrededor del 96% del voltaje nominal, es decir aproximadamente un 5% de caída de voltaje a lo largo del alimentador primario. Para mejorar esta condición se recomienda reconfigurar la red para alimentar de otra S/E o de un alimentador más cercano a la red, procurando el balance de carga en las fases. Figura 3.16 Perfil de Voltaje Alimentador “Martínez” · Alim-0100020T03 (Miraflores) Alimentador mixto, zona urbana y zona rural, se tiene un voltaje aproximadamente de 96% en la cola del alimentador en la fase C, debido a que hay un extenso monofásico que produce mayor la caída de voltaje en la zona rural. 76 77 Figura 3.17 Perfil de Voltaje Alimentador “Miraflores” 3.6.2.2 ELEMENTOS EN ALERTA POR CONDICIONES DE NIVEL DE CARGA Cuando la alerta se identifica por niveles de carga, se tiene básicamente problemas en la capacidad de los conductores y en el transformador de potencia. Otro problema que se produce es para transferencia de carga, en este punto existen 2 tipos, debido a que el alimentador tiene un alto nivel de carga los alimentadores vecinos no soportaran la demanda para transferencias de carga y cuando los alimentadores vecinos necesiten respaldo desde este alimentador. Porcentaje de Carga En la gráfica se observa el porcentaje de carga, es decir la relación entre la corriente de paso y la corriente nominal, y se representa en porcentaje para la red primaria de distribución desde la salida de la Subestación hasta la cola del alimentador. 77 78 · Alim-0100020T01 (Ficoa) Pese a que los valores están por debajo de la capacidad nominal del conductor menos el 50%, se define en alerta por los límites operativos de la EEASA considerando los límites de carga de los equipos de seccionamiento, su comportamiento y las características físicas de conectores y empalmes. Figura 3.18 Nivel de Carga Alimentador “Ficoa” · Transformador T1 S/E Huachi La S/E Huachi cuenta con 2 transformadores de potencia. El T1 es Mitsubishi 10/12,5MVA, mientras que el T2 es WEG 10/12.5MVA. Pero trabajan independientemente. El T1 tiene una carga de 9.6MVA aproximadamente de una capacidad del transformador de 10 MVA, es decir el transformador está trabajando a un 96% de su potencia nominal, esto implica que el transformador no podría absorber carga en caso de transferencia. 78 79 Tabla 3.18 Nivel de Carga de los transformadores de la S/E Huachi (Reporte Simulación) V base kVLL V [%] A 120.88 13.92 100.90 Transformador - T1-HUCH Cap. Carga i (A) (A) (%) 79.38 418.37 92.45 3190.68 3189.62 -82.15 B 120.87 13.90 100.94 81.34 418.37 98.18 3270.60 3270.58 -9.41 C 120.90 13.89 100.90 78.77 418.37 97.65 3166.17 3166.10 20.17 Total: 9626.57 9626.30 -71.39 kVA kW kVAR V base kVLL V [%] A 119.57 13.76 100.90 Transformador - T2-HUCH Cap. Carga i (A) (A) (%) 40.48 418.37 51.98 B 120.06 13.82 100.94 37.42 418.37 46.49 1504.55 1474.45 C 120.30 13.81 100.90 41.47 418.37 44.13 1666.67 1641.69 287.48 Total: 4793.91 4682.74 1026.45 kVA kW kVAR 1627.08 1566.60 439.50 299.48 79 80 CAPÍTULO IV 4 PLAN DE MANIOBRAS OPERATIVAS EN CONDICIONES DE CONTINGENCIAS Con el propósito de disponer de una adecuada planificación de la operación de los sistemas eléctricos de distribución, es necesario evaluar el comportamiento del sistema eléctrico en condiciones de contingencia para desarrollar un plan de maniobras que permitan reducir el impacto que se podría generar, esto es disminuir los kVA y número de clientes desconectados y tiempo de indisponibilidad del servicio eléctrico, por lo tanto, intenta garantizar la continuidad de servicio eléctrico frente a cualquier eventualidad. Un plan de maniobras operativas ante contingencias formula una serie de procedimientos o alternativas al funcionamiento y operación normal de un alimentador considerando las características eléctricas como son niveles de voltaje y nivel de carga de los equipos y/o elementos. Presenta una estructura estratégica y operativa que ayudará a controlar y minimizar sus consecuencias negativas. 4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLANES DE MANIOBRA FRENTE A CONTINGENCIAS 4.1.1 OBJETIVO El siguiente Plan de Maniobras Operativas (PMO) tiene por objetivo establecer los criterios generales de actuación, necesarias para hacer frente a estas situaciones irregulares. Estas situaciones de emergencia que afecten, o existan probabilidades de que suceda, a las redes de distribución cuando suponga un riesgo grave del mantenimiento del suministro eléctrico o de las condiciones de seguridad en las instalaciones eléctricas. En este PMO se definen los siguientes objetivos: [15] · Minimizar los efectos negativos de una crisis que afecte a la distribución de energía eléctrica. 80 81 · Garantizar una adecuada atención a los clientes bajo las circunstancias excepcionales de una crisis. · Identificar claramente el número de maniobras preciso con el fin de restablecer el servicio, en el menor tiempo posible y beneficiando mayormente a los usuarios. · Aumentar el número de clientes restablecidos después de realizar las maniobras en estado de contingencia. 4.1.2 ESCENARIOS Las situaciones de contingencia en las redes de distribución pueden producirse por diferentes causas, internas y externas al sistema eléctrico. Se pueden citar entre otras: [15] · Fenómenos naturales: temporales de agua, viento o nieve, inundaciones y riadas, tormentas de fuerte intensidad, olas de frío o calor, incendios, terremotos y catástrofes naturales u otros del mismo género. · Factores externos provocados: sabotajes, atentados y situaciones bélicas o de emergencia nacional. · Situaciones de riesgo provocadas por problemas en la red de transporte o en el Sistema Eléctrico Nacional, incluyendo ceros de tensión zonales. · Factores propios de la red: fallos técnicos y humanos con situación de indisponibilidad de instalaciones o equipos, cuando supongan un riesgo para el suministro. La evaluación de la magnitud del problema tendrá en cuenta los siguientes factores: • Extensión, número de clientes y potencia afectada • Clientes singulares afectados y potencia afectada. • Instalaciones y niveles de tensión afectados. • Tiempo de reposición previsto y necesidad de movilización de recursos. • Gravedad del daño causado a la instalación o los sistemas. 81 82 4.1.3 DETERMINACIÓN DE LOS ELEMENTOS A ANALIZAR COMO CONTINGENCIA Se definen los escenarios (elementos y/o equipos) susceptibles a contingencias, es decir los transformadores de potencia de las subestaciones y la red primaria de distribución. Identificando claramente los elementos en sus niveles de voltaje, es decir los elementos de subtransmisión (69 kV) y la red de distribución (13.8 kV). Se presenta una lista con los equipos susceptibles a contingencias con un nivel de voltaje de 69kV, considerando la particularidad que estos eventos de indisponibilidad de servicio pueden ser restablecidos por actuaciones en la red de subtransmisión a excepción de la Subestación Loreto. Tabla 4.1 Elementos susceptibles a contingencias en nivel de 69kV Indisponibilidad L/ST Elemento S/E Totoras L S/T Totoras-Montalvo L S/T Totoras-Oriente L S/T Totoras-Montalvo S/E Ambato L S/T Ambato-Oriente L S/T Ambato-Samanga L S/T Samanga-Atocha L S/T Atocha-Huachi Se presenta un listado de los elementos y/o equipos susceptibles a contingencias, definiendo los transformadores de potencia en las subestaciones y los alimentadores primarios. En los alimentadores se considera en la salida de la subestación. La restauración de servicio se considerará por alimentadores anexos al alimentador indisponible, considerando alimentadores de la misma subestación y de subestaciones cercanas con alimentadores adjuntos al alimentador indisponible. En los trasformadores conectados en paralelo se identifica la potencia necesaria para restaurar por alimentadores adjuntos y efectuar las maniobras necesarias para restablecer el servicio. 82 83 Tabla 4.2 Elementos susceptibles a contingencias en Redes de Distribución No Y NOMBRE DEL ALIMENTADOR T Samanga 0100010T01- Paso Lateral 0100010T04- Norte T1 Atocha T2 Atocha 0100020T01- Ficoa 0100020T02- Salida 2 0100020T03- Martínez 0100020T05- Américas 0100030T01- Península 0100030T02- Izamba T1 Oriente T2 Oriente 0100040T01- Bolivariana 0100040T02- Universidad 0100040T03- Inter. Ort-Lligua 0100040T06- Olimpica T1 Loreto 0100050T01- Catiglata 0100050T02- Bellavista 0100050T04-Ferroviaria 0100050T07- Vicentina T1 Huachi T2 Huachi 0100070T03- Atahualpa 0100070T04- Miraflores 0100070T09- España 4.2 ACTUACIONES OPERATIVAS FRENTE A CONTINGENCIAS 4.2.1 PLAN DE TRANSFERENCIA DE CARGA La transferencia de carga es el restablecimiento de servicio eléctrico por caminos alternativos para la circulación de energía eléctrica. La indisponibilidad del servicio eléctrico puede ser por condiciones imprevistas o para mantenimientos previstos. Para dejar fuera de servicio un alimentador, se realiza la transferencia de carga hacia uno o más alimentadores que tengan puntos de enlace y que puedan soportar dicha demanda. Adicionalmente para mallar 2 alimentadores en los puntos de 83 84 transferencia deben tener correspondencia, es decir el voltaje debe ser el mismo en modulo y ángulo. Esto debe ser probado previamente. Previo a esto se debe tener en cuenta, la duración de los procesos y el recurso humano necesario para llevarlo a cabo. Es recomendable, siempre que sea posible, realizar las transferencias de carga en horarios con menor demanda, e incluso en ocasiones se efectúa deslastre de carga. 4.2.2 CRITERIOS DE SATURACIÓN DE LA RED Con el fin de asegurar el servicio y mantener la capacidad de suministro de potencia, las líneas, las subestaciones, o en sus equipos en general, se considerarán saturados cuando se cumple alguna de las condiciones que se presentan a continuación. [15] · Con carácter general, cuando el flujo de potencia por los elementos alcance el 100% de la capacidad nominal de diseño en régimen normal de explotación. · Cuando la instalación o equipo no sea capaz de garantizar el flujo añadido (potencia adicional) en caso de requerirse una aportación adicional de potencia ante una situación de indisponibilidad en otra instalación a la que deben asistir en régimen transitorio de apoyo. 4.3 CARACTERÍSTICAS “EVALUACIÓN DE DEL MODULO CONTINGENCIAS DE CYMDIST SIMPLES CON RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO” Una interrupción de servicio no programada puede poner la seguridad de una red eléctrica en peligro. Entender el impacto de las interrupciones plausibles puede ayudar al ingeniero a identificar los puntos débiles de sus redes y a establecer planes de transferencias de emergencia. Este módulo es una herramienta completa para estudiar el impacto de una contingencia simple en una red con el fin de hallar un plan óptimo de maniobras para el restablecimiento del servicio eléctrico. 84 85 4.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL PROGRAMA Uno de los impactos posibles de un fallo en un equipo es la interrupción del servicio a los clientes. Una interrupción se puede extender si la red no está configurada con un plan de maniobras adecuado que tome en cuenta las sobrecargas en los equipos y las tensiones fuera de límite. El análisis de contingencias es esencial para que los ingenieros evalúen la robustez de las redes identificando problemas potenciales con las interrupciones y el mantenimiento planificado, así como para asegurar un rápido restablecimiento del servicio. El módulo ¨Evaluación de contingencias simples con restablecimiento de servicio¨ analiza la situación hipotética de una indisponibilidad simple en un sistema radial con el fin de establecer un plan de maniobras viable. 4.3.2 FUNCIONES Las características del módulo son: · Ubicación de las interrupciones definidas por el usuario. · Simulaciones de las contingencias simples en modo por lotes. · Los datos relativos a las interrupciones pueden guardarse en archivos externos para una fácil re-evaluación del mismo evento en una fecha posterior. · Distintos modos de restablecimiento y objetivos. · Criterios definidos por el usuario para las operaciones de conmutación. · Representación ilustrativa en el diagrama unifilar. · Reportes detallados. Gracias a sus funcionalidades, el módulo ayuda a los ingenieros a entender los puntos fuertes y débiles de una red eléctrica mediante el estudio del impacto de las interrupciones en distintas ubicaciones. Sugiere planes de transferencias que le permiten estar preparado para intervenir rápidamente en caso de corte imprevisto del suministro eléctrico. [18] 85 86 Figura 4.1 Modelo Indicativo de los Resultados Presentados por el CYMDIST 4.3.3 LIMITACIONES DEL PROGRAMA Los principales inconvenientes que se encontraron en la simulación del módulo son las siguientes: · Red Mallada, transformadores en paralelo, es decir no simula red en anillo · No considera las curvas de operación de los elementos de protección, utiliza los valores nominales. · No prioriza elementos de protección tele-controlados de los elementos mecánicos. 4.3.4 PRINCIPIO DE EVALUACIÓN DEL MODULO DE RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO El análisis simula la interrupción en la ubicación definida por el usuario y evalúa todas las alternativas para proponer un plan de conmutaciones adecuado. El módulo Evaluación de contingencias simples con restablecimiento de servicio toma en cuenta el modo de restablecimiento seleccionado y las prioridades de restablecimiento. Los criterios de selección se definen también por la importancia de las diferentes funciones objetivas, como: 86 87 · Minimizar el número de operaciones de conmutación · Maximizar la carga total restablecida · Maximizar la capacidad de reserva de los alimentadores · Maximizar la capacidad de reserva de los componentes · Minimizar la ruta de restablecimiento [18] 4.3.5 INTERRUPCIONES DE SERVICIO Figura 4.2 Pestaña Interrupciones de Servicio Este cuadro de dialogo permite escoger la localización donde se simulará la interrupción de servicio. Seleccionando la(s) ubicaciones deseadas en la lista del árbol Ubicación de la indisponibilidad. La indisponibilidad (interrupción de servicio) puede producirse en una subestación, en un alimentador, en un tramo o en un dispositivo determinado. Las indisponibilidades no podrán simularse simultáneamente cuando se selecciona más que una ubicación de indisponibilidad. Se considerarán como un escenario de contingencia simple ejecutado en modo por lotes. Solo podrá escoger los dispositivos que pertenezcan a las subestaciones, alimentadores o tramos cargados. 87 88 4.3.6 OBJETIVOS DEL MÓDULO Figura 4.3 Pestaña Objetivos del Modulo 4.3.6.1 Modo de restablecimiento: Reconectar a los abonados por transferencias: Reconecta la carga no suministrada a otro alimentador, subestación, etc. Las cargas no suministradas se multiplican por los factores de toma de carga en frío (cold-load pick-up factors). Reconectar abonados por reparaciones de las salidas de servicio. Esta opción permite verificar si la topología normal puede reconectar las cargas afectadas por los factores de captación de cargas en frío. Dispositivos estratégicos es un modo de restablecimiento que solo utiliza los dispositivos que han sido designados “estratégicos”. Los puntos estratégicos normalmente cerrados se abren y los puntos estratégicos normalmente abiertos se cierran antes que el programa ejecute el análisis de flujo de carga. Después que se generan los reportes la red vuelve a su estado inicial. «Estratégico» es un atributo que se aplica individualmente a los dispositivos. Para esto, se selecciona el dispositivo y se hace doble clic para obtener el cuadro de dialogo Propiedades. Se selecciona el dispositivo en la lista de dispositivos. Se 88 89 activa la casilla de verificación Estratégico del cuadro de grupo Estado y se fija el modo de restablecimiento. 4.3.6.2 Prioridad de restablecimiento: · Clasificar por prioridad de abonados restablece primero a los clientes con mayor prioridad. Las zonas con igual prioridad se clasifican en función del número de abonados y después de la carga MVA. Si selecciona la opción Usar las prioridades en casos de emergencia, la prioridad de Emergencia que se definió en el cuadro de grupo Prioridad de los Parámetros de la carga en la ventana Propiedades del tramo se aplicará. En otro caso, se aplicará la prioridad asociada al campo Normal en el mismo cuadro de grupo. Figura 4.4 Propiedades del Tramo en CYMDIST · Clasificar por número de abonados restablece las líneas que abastecen a la mayoría de los abonados primero. Si dos o más zonas tienen el mismo número de abonados se clasifican entonces por prioridad y después por MVA de cliente. · Clasificar por MVA de abonados restablece las líneas con mayor MVA primero. 89 90 4.3.6.3 Objetivos · Minimizar las operaciones de conmutación: El programa prioriza el trayecto que requiere el menor número de cambios a la configuración normal del sistema. · Maximizar el valor total de la carga restablecida: Prioriza basándose en la relación entre la Carga total restablecida/Carga total no suministrada. · Equilibrar la carga entre los alimentadores disponibles: Prioriza el trayecto con la máxima capacidad subutilizada del alimentador. Procurando minimizar la carga de cada componente: · Prioriza el trayecto con la máxima capacidad subutilizada de todos los componentes. Minimiza la distancia entre el abonado y la subestación. · Prioriza el trayecto con la menor distancia a la subestación. El usuario puede definir un factor de peso a cada objetivo si desea dar mayor importancia a ciertos objetivos. 4.3.7 RESTRICCIONES Figura 4.5 Pestaña Restricciones 90 91 El análisis respeta también los siguientes criterios definidos por el usuario: · Límites de carga máxima de los equipos · Límites de tensión máximos y mínimos · Dispositivos de conmutación accionables · Número de capas de alimentadores de socorro LIMITES DE CARGA Y TENSIÓN Se elige uno de los Umbrales de alarma definidos para el análisis de Flujo de carga (Nominal, Planificación, Emergencia) o se elige el umbral de alarma Personalizado y se definen los límites de carga y los límites de voltaje específicos de análisis de contingencias. En cada escenario de maniobra, se validan los Límites de carga con un flujo de carga. En el modo de Restablecimiento por dispositivos estratégicos, se utilizan para detectar las condiciones anormales causadas por la salida de servicio o corte. Al satisfacer todos los criterios definidos por el usuario, el módulo Evaluación de contingencias simples con restablecimiento constituye la mejor solución para adaptarse a las condiciones de operación particulares que se desea analizar. AREA DE RESTABLECIMIENTO El Área de restablecimiento representa los alimentadores que se pueden utilizar para restablecer el servicio de los clientes privados de suministro. Se puede definir un número de capas (alimentadores interconectados) o usar solo los alimentadores que estén en ese momento cargados en memoria. DISPOSITIVOS DE MANIOBRA Dispositivos de maniobra define las zonas de protección (delimitadores de zona). Solo los dispositivos seleccionados pueden ser accionados. Aquí se identifican los elementos de protección y maniobra que se utilizarán en la simulación, teniendo entre estos: · Telemando · Interruptor Seccionador 91 92 · Reconectador · Seccionador · Interruptor Automático · Fusible 4.3.8 REPORTES Los resultados se presentan en el diagrama unifilar de la red y en reportes tabulados. La presentación en el diagrama unifilar de la red consta de: · Un navegador que muestra el estado de la red después de la contingencia y el plan de conmutación para cada escenario de contingencia simple en modo de simulación por lotes. · Codificación por color que muestra la ubicación de las interrupciones, los tramos restablecidos, las áreas no restablecidas y los tramos aislados. · Codificación por color que muestra las operaciones de conmutación. · Etiquetas que muestran la información relativa a los dispositivos conmutados, identificando el propósito de la conmutación. Figura 4.6 Representación de las maniobras en el Diagrama Unifilar 92 93 Los reportes consisten en: · Reportes detallados de cada contingencia que listan el plan de conmutaciones propuesto, el restablecimiento de carga y el área sin servicio eléctrico. · Reportes que listan los puntos débiles de los elementos en la red que podrían estar sobrecargados cuando se intenta una maniobra de conmutación. La información disponible ayuda a los ingenieros a evaluar los múltiples escenarios hipotéticos para comprender la seguridad del sistema y estar mejor preparados para cualquier interrupción de servicio no deseada. Figura 4.7 Reporte de los Parámetros utilizados para el Análisis de Contingencia 93 94 Figura 4.8 Reporte del Plan de Maniobras, área de restablecimiento y no restablecida. 4.4 DESARROLLO DEL PLAN DE MANIOBRAS OPERATIVAS Se presenta el plan de respuestas adecuado frente a la indisponibilidad de servicio de un elemento de la red de distribución eléctrica, a partir de la indisponibilidad de servicio se indicará el plan de maniobras para reducir el impacto de clientes afectados, considerando límites de operación de la red, como son voltajes admisibles y nivel de carga de los equipos. Esta actividad se desarrolla mediante el módulo de CYMDIST “Evaluación de contingencias simples con restablecimiento de servicio” A continuación se presenta un ejemplo completo para cada uno de los casos de estudio respectivos, es decir la indisponibilidad de una línea de subtransmisión, un transformador de potencia, la barra de 13,8kV, un alimentador y un tramo del alimentador. Para cada uno de los estudios se presenta detalladamente 94 95 4.4.1 INDISPONIBILIDAD DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA Se simula la indisponibilidad del transformador de potencia de la S/E Loreto, a continuación se presenta el grupo de maniobras a realizar, áreas no restablecidas y consumidores privados de servicio eléctrico. Área de Interrupción: Transformer T_LORT Tabla 4.3 Conjunto de Maniobras frente a la Indisponibilidad del T_LORT Nombre del interruptor seccionador Objetivo Abrir 52-AT12/L Abrir 52-MT11/L Nombre del tramo Acción 8051 8133 Consumidores restablecidos Consumidores sin servicio # Clientes kW # Clientes kW Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Aislar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Dividir la carga 0 0.0 17799 9784.4 Dividir la carga 0 0.0 17799 9784.4 Dividir la carga 0 0.0 17799 9784.4 ALIM12NOVIEMBRE ALIMFERROVIARIO ALIMVICENTINA 8103 Abrir 7989 Abrir 7937 Abrir 276146_MTA Cerrar 198-R Transferir carga 4937 3902.5 12862 5881.9 105337_MTA Cerrar 184 Transferir carga 3653 1370.7 9209 4511.3 112087_MTA Cerrar 2807-R Transferir carga 2322 820.9 6887 3690.3 67252_MTA Abrir 536 Dividir la carga 0 0.0 6887 3690.3 258439_MTA Abrir 2842 Dividir la carga 0 0.0 6887 3690.3 42443_MTA Cerrar 0522 Transferir carga 1134 373.1 5753 3317.2 12046 6467.2 5753 3317.2 Total: ÁREA DE RESTABLECIMIENTO Tabla 4.4 Potencia Restablecida de la salida del T_LORT Capacidad Nombre Operación Normal Demanda con desconexión Demanda con Restablecimiento Consumidores restablecidos kVA kVA kVA kVA # Clientes kW EQ_AMBATO 86000.0 38850,88 28897.7 30382.0 3653 1370.7 EQ_TOTORAS 100000.0 50839,32 50824.2 56369.2 8395 5096.5 ÁREA NO RESTABLECIDA Tabla 4.5 Área no restablecida con maniobras de la indisponibilidad del T_LORT Consumidores privados de suministro Ubicación Subestación Nombre EQ_AMBATO # Clientes kW 5750 3317.2 Notas: Consumidores privados de suministro: 9 área(s), 5751 cliente(s), 3317.2 kW 95 96 Tabla 4.6 Diferencia de Potencias en condiciones Iniciales y en transferencia de Carga de la Indisponibilidad del T-LORT OPERACIÓN INICIAL Nombre nodo V V (pu) OPERACIÓN EN TRANSFERENCIA P. de paso Q. de paso (kW) (kvar) V V (pu) P. de paso Q. de paso (kW) (kvar) DIFERENCIA AMBATO-69 122.1 1.017 38755 3324 122 1.017 30294 2332 -8461 LORETO-13.8 120.8 1.006 9868 1043 114 0.952 3276 405 -6592 BAÑOS-13.8 120.2 1.002 4348 186 0 0 0 0 -4348 HUACHI_69 121.1 1.009 9626 -71 121 1.007 9578 -766 -48 BAÑOS-69 120.6 1.005 4362 323 120 1.002 4348 186 -14 HUACHI-13.8_T1 120.9 1.007 9578 -768 121 1.008 9626 -68 48 HUACH1-13.8_T2 120 1 4672 852 120 0.997 5530 1089 858 MONTALVO-69 121.5 1.013 23809 887 122 1.012 24677 1216 868 ATOCHA-13.8 121 1.008 12795 45 121 1.006 14226 391 1431 ATOCHA-69 121.4 1.012 12825 454 121 1.011 14264 943 1439 SAMANGA-69 121.6 1.014 28757 1775 122 1.013 30200 2280 1443 LLIGUA-13.8 120.6 1.005 1414 38 117 0.976 5407 146 3993 BARRA-INTERC 0 0 0 0 121 1.005 4362 323 4362 ORIENTE-13.8 121.5 1.013 13861 -1102 121 1.008 18395 -704 4534 ORIENTE-69 121.5 1.013 13897 -412 121 1.011 18456 517 4559 TOTORAS-69 122 1.016 50775 2240 122 1.016 56251 3592 5476 PUNTOS DÉBILES Tabla 4.7 Puntos Flojos presentes en la Transferencia de Carga por indisponibilidad del Transformador de la S/E Loreto Nombre del dispositivo Tipo de dispositivo Capacidad (A) Peor sobrecarga MVA desprotegido Cliente desprotegido T1-HUCH Transformador con dos devanados 418.37 164.57% 13.628 21951 2291 Interruptor seccionador 300.00 171.14% 45.426 73170 6721_SC Interruptor seccionador 300.00 194.41% 40.684 67600 T_ORIENT_EQ Transformador con dos devanados 836.74 110.73% 25.635 49240 Figura 4.9 Maniobras de las S/E Loreto en salida del Transformador de Potencia 96 97 Figura 4.10 Red de Distribución Restablecida con maniobras indisponibilidad Transformador S/E Loreto 4.4.2 INDISPONIBILIDAD DE UNA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN Se simula la indisponibilidad del transformador de potencia de la S/E Loreto, a continuación se presenta el grupo de maniobras a realizarse, áreas no restablecidas y consumidores privados de servicio eléctrico. Área de Interrupción: L/ST_SAMAN-ATO ETAPA 1 Tabla 4.8 Maniobras para eliminar, aislar y transferir la carga frente a una contingencia en la L_S/T Samanga Atocha Nombre del interruptor seccionador Motivo Abrir 52-A12/S Abrir 52-A12/A Cerrar 52-A21/H Nombre del tramo Acción 44180 44199 44207 Total: Consumidores restablecidos Consumidores sin Servicio # kW # kW Eliminar el defecto 0 0.0 27720 12569.7 Aislar el defecto 0 0.0 27720 12569.7 Transferir carga 27716 12569.7 4 0.0 27716 12569.7 4 0.0 97 98 ÁREA DE RESTABLECIMIENTO Tabla 4.9 Potencia y clientes restablecidos frente a contingencia en la L_S/T Samanga Atocha Capacidad Operación Normal Demanda con desconexión Demanda con Restablecimiento kVA kVA kVA kVA # kW 100000.0 50839,32 50824.2 63959.0 27720 12569.7 Nombre EQ_TOTORAS Consumidores restablecidos PUNTOS DÉBILES Tabla 4.10 Puntos flojos de la Red de Distribución presentes en la transferencia de carga de la indisponibilidad de la L_S/T Samanga Atocha Nombre del tramo Nombre del dispositivo Tipo de dispositivo Capacidad (A) Peor sobrecarga MVA desprotegido Cliente desprotegido T-SAMG T-SAMG Transformador con dos devanados 502.04 195.52% 51.155 109934 111096_MTA 817 Interruptor seccionador 300.00 235.85% 59.6 114257 418.37 186.10% 91.623 193358 418.37 254.70% 70.118 134420 Transformador con dos devanados Transformador con dos devanados T2-HUCH T2-HUCH T1-HUCH T1-HUCH 8133 52-MT11/L Interruptor automático 600.00 160.14% 36.824 120870 135034_MTA 3502 Interruptor seccionador 300.00 199.52% 63.353 180414 DIFERENCIA DE POTENCIA ANTES Y DESPUÉS DE LAS TRANSFERENCIAS Tabla 4.11 Diferencia de Potencias en condiciones Iniciales y en transferencia de Carga de la Indisponibilidad de la L/ST Samanga-Atocha OPERACIÓN INICIAL Nombre nodo OPERACIÓN EN TRANSFERENCIA V (pu) P. de paso Q. de paso V V (pu) P. de paso Q. de paso DIFERENCIA V AMBATO-69 122.1 1.017 (kW) (kvar) 122.1 1.017 (kW) (kvar) -12903 SAMANGA-69 121.6 1.014 28757 1775 121.8 1.015 15913 1356 -12844 ATOCHA-13.8 121 1.008 12795 45 119.6 0.997 12794 97 -1 HUACH113.8_T2 120 1 4672 852 119.3 0.994 4671 854 -1 HUACHI_69 121.1 1.009 9626 -71 120.4 1.004 22486 584 12860 MONTALVO-69 121.5 1.013 23809 887 121.2 1.01 36777 1887 12968 TOTORAS-69 122 1.016 50775 2240 122 1.016 63855 3580 13080 98 99 Figura 4.11 Diagrama unifilar S/E Samanga, maniobra eliminar el defecto. Figura 4.12 Diagrama unifilar S/E Atocha, maniobra aislar el defecto. 99 100 Figura 4.13 Diagrama Unifilar S/E Huachi, maniobra de transferencia de carga Figura 4.14 Diagrama Red de Distribución Restablecida de la Contingencia de la L_S/T Samanga Atocha 10 101 INDISPONIBILIDAD DE BARRA DE 13.8 kV DE LA S/E LORETO Se simula la indisponibilidad de la barra de 13.8 kV de la S/E Loreto a continuación se presenta el grupo de maniobras a realizarse, áreas no restablecidas y consumidores privados de servicio eléctrico. ETAPA 1 Tabla 4.12 Plan de Maniobras Operativas frente a salida barra 13.8kV de la S/E Loreto Nombre del interruptor seccionador Motivo Abrir ALIM-BELLAVISTA Abrir 3405 Abrir Acción Consumidores restablecidos Consumidores sin Servicio # Clientes kW # Clientes kW Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Aislar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 ALIM-SUBTERRANEA Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir ALIM-CATIGLATA Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir NULL-1 Aislar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir ALIM-12NOV Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir ALIM-VICENTINA Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir NULL Aislar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir ALIM-FERROVIARIO Eliminar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Abrir 2652 Aislar el defecto 0 0.0 17799 9784.4 Cerrar 586 Transferir carga 7665 3035.1 10134 6749.3 Cerrar 184 Transferir carga 3653 1370.7 6481 5378.6 Cerrar 130-R Reconexión de la carga 0 0.0 6481 5378.6 Cerrar 198-R Transferir carga 201 633.3 6280 4745.3 11519 5039.1 6280 4745.3 Total: ÁREA DE RESTABLECIMIENTO Tabla 4.13 Potencia y clientes restablecidos después de maniobras de restablecimiento de carga de la contingencia en la S/E Loreto Capacidad Nombre Operación Normal Demanda con desconexión Demanda con Restablecimiento Consumidores restablecidos kVA kVA kVA kVA # kW EQ_AMBATO 86000.0 38850,88 28898.4 30382.6 3653 1370.7 EQ_TOTORAS 100000.0 50839,32 50824.2 54782.7 7868 3668.4 ÁREA NO RESTABLECIDA Tabla 4.14 Potencia y clientes fuera de servicio de la contingencia de la S/E Loreto Consumidores privados de suministro Ubicación Subestación Nombre EQ_AMBATO # kW 6278 4745.3 10 102 PUNTOS DÉBILES Tabla 4.15 Diferencia de Potencias en condiciones Iniciales y en transferencia de Carga de la Indisponibilidad de la S/E Loreto Nombre del tramo Nombre del dispositivo 10670_MTS 6721_SC 136_MTS 2291 26 T_ORIENT_EQ 135034_MTA 3502 Tipo de dispositivo Interruptor seccionador Interruptor seccionador Transformador con dos devanados Interruptor seccionador Cap. (A) Peor sobrecarga MVA desprotegido Cliente desprotegido 300.00 127.18% 1.392 3653 300.00 109.03% 2.86 6915 836.74 103.70% 0.187 625 300.00 154.03% 0.187 625 Figura 4.15 Salida de Servicio de la barra 13.8kV de la S/E Loreto Figura 4.16 Maniobras para Aislar la barra de 13.8kV de la S/E Loreto 10 103 Figura 4.17 Vista Red de Distribución Restablecida mediante Maniobras 4.4.3 INDISPONIBILIDAD DE UN ALIMENTADOR Se simula la indisponibilidad del Alimentador “Paso Lateral” de la S/E Samanga, a continuación se presenta el grupo de maniobras a realizarse, áreas no restablecidas y consumidores privados de servicio eléctrico. Figura 4.18 Zona Indisponible del Alimentador “Paso Lateral” 10 104 ÁREA DE INTERRUPCIÓN: ALIM-01000T0101 (“PASO LATERAL”) ETAPA 1 Tabla 4.16 Maniobras necesarias para eliminar y aislar la falla, y transferir la carga de la indisponibilidad del Alimentador “Paso Lateral” Acción Abrir Consumidores restablecidos Nombre del interruptor seccionador Motivo ALIM-PASO_LATERAL Eliminar el defecto Consumidores sin Servicio # Clientes kW # Clientes kW 0 0,00 3645 1801,00 Abrir 3430 Aislar el defecto 0 0,00 3645 1801,00 Cerrar 2728-R Transferir Carga 3645 1801,00 0 0,00 3645 1801.0 3645 1801,00 Total: ÁREA DE RESTABLECIMIENTO Tabla 4.17 Potencia y clientes restablecidos después de las maniobras de la contingencia del Alimentador “Paso Lateral” Capacidad Operación Normal Demanda con desconexión Demanda con Restablecimiento kVA kVA kVA kVA # kW 86000.0 38850,88 36967.8 38899.1 3645 1801.0 Nombre EQ_AMBATO Consumidores restablecidos Figura 4.19 Diagrama Unifilar del Alimentador “Izamba” con parte de Carga del Alimentador “Paso Lateral”. 10 105 En este caso la carga del Alimentador “Paso Lateral” se transfiere al Alimentador “Izamba”. Después de la transferencia de carga se analizará a los alimentadores que absorben la nueva carga del alimentador indisponible. Se verificará el nivel máximo de carga en la salida del Alimentador, el nivel de voltaje en los puntos más lejanos de la red y las pérdidas totales en el alimentador. ALIMENTADOR “IZAMBA” CON PARTE DE CARGA DEL ALIMENTADOR “PASO LATERAL” Figura 4.20 Perfil de Voltaje del Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” Se presenta un análisis de las características eléctricas para el alimentador “Izamba” con una parte de carga del Alimentador “Paso Lateral”, teniendo como 13,39 kV como voltaje más bajo en la red de distribución, el nivel de carga mayor está en la salida del alimentador teniendo 34,29%. 10 106 Figura 4.21 Porcentaje de Carga del Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” 4.4.4 INDISPONIBILIDAD DE UN TRAMO DE LA RED PRIMARIA Se simula la indisponibilidad de servicio del Tramo 9852_MTA del Alimentador “Bellavista”, se presenta el plan de maniobras operativas para restablecer el servicio a la mayor cantidad de usuarios. Área de Interrupción: 9852_MTA (Tramo ubicado en la Avda. Pichincha y Manco Capac en el Alimentador “Bellavista”) ETAPA 1 Tabla 4.18 Maniobras necesarias para eliminar y aislar la falla, y transferir la carga de la indisponibilidad del tramo 9852_MTA del Alimentador “Bellavista”. Nombre del tramo 151803_MT A 151807_MT A 42443_MTA Acción Nombre del interruptor seccionador Consumidores restablecidos Motivo Consumidores privados de suministro # kW # kW 0 0 2318 857,10 Abrir 512 Eliminar el defecto Abrir 544 Aislar el defecto 0 0 2318 857,10 0522 Transferir carga 2066 732,50 252 124,60 2066 732,50 252 124,60 Cerrar TOTAL 10 107 ÁREA DE RESTABLECIMIENTO Tabla 4.19 Potencia y clientes restablecidos después de las maniobras de la contingencia del tramo 9852_MTA del Alimentador “Bellavista”. Capacidad Carga inicial Carga final Consumidores restablecidos Ubicación Nombre Subestación EQ_TOTORAS kVA kVA kVA # kW 100000,0 50842,1 51591,5 2075 732,5 PUNTOS DÉBILES Tabla 4.20 Puntos Flojos encontrados durante la transferencia de carga para restablecer el servicio en el Alimentador “Bellavista” Nombre del tramo Nombre del dispositivo Tipo de dispositivo Capacida d (A) Peor sobrecarga MVA desprotegido Cliente desprotegido T1-HUCH T1-HUCH Transformador con dos devanados 418,37 104,76% 0,745 2328 4.5 RESUMEN PLAN DE MANIOBRAS De la misma manera se procede a realizar con los diferentes transformadores de potencia de las subestaciones de la zona urbana de Ambato, considerando que el restablecimiento de carga es únicamente para los alimentadores urbanos, adicionalmente se presenta una lista de maniobras para las líneas de subtransmisión para el anillo de 69kV en la zona urbana de Ambato. 10 S/E Samanga Elemento INDISPONIBILIDAD Acción Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Cerrar Cerrar ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo T1 Samanga T1 Samanga T2 Samanga T2 Samanga ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T02 ALIM-0100010T03 ALIM-0100010T04 ALIM-0100010T05 ALIM-0100030T02 ALIM-0100020T03 SB R IA IA IA IA IA IA IA IA IA Tipo 1127-1 ALIM-NORTE ALIMPLASTICAUCHO I-TIRSO DE MOLINA 52-MT22 ALIMPASO_LATERAL ALIMCUNCHIBAMBA ALIM-PIA 52-AT22 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Transferir Carga Transferir Carga Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Eliminar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS 0 S/E Samanga Avda. Pedro Vásconez y José Villalva Avda. Indoamerica y Rodrigo Pachano TOTAL 1372,72 3256,20 5960 1883,48 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2314 3646 0 0 S/E Samanga 0 S/E Samanga 0 S/E Samanga S/E Samanga 0 0 S/E Samanga 0 S/E Samanga 0 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] S/E Samanga S/E Samanga Ubicación Tabla 4.21 PMO frente a Indisponibilidad de la S/E Samanga 4.5.1.1 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA S/E SAMANGA 4.5.1 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA 5151 5151 7465 11111 11111 11111 11111 11111 11111 11111 0 0 7426,30 7426,30 8799,02 10682,50 10682,50 10682,50 10682,50 10682,50 10682,50 10682,50 0,00 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 108 T2 Atocha Elemento INDISPONIBILIDAD T1 Atocha Elemento INDISPONIBILIDAD IA Abrir Cerrar ALIM-0100020T03 Inter. Oriente-Loreto Aislar Aislar Eliminar Objetivo S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha Ubicación TOTAL INTERCONEXION Transferir Carga S/E Loreto ALIM-MARTINEZ 52-MT12 52-AT12 N. Equipo MANIOBRAS 2903 2903 0 0 0 Abrir Abrir Abrir Cerrar T2 Atocha ALIM-0100020T03 Inter. Oriente-Loreto IA IA IA IA Acción Tipo T2 Atocha ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo Aislar Aislar Eliminar Objetivo S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha Ubicación TOTAL INTERCONEXION Transferir Carga S/E Loreto ALIM-MARTINEZ 52-MT22 52-AT22 N. Equipo MANIOBRAS 2903 2903 0 0 0 1232,4 1232,4 0 0,00 0,00 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] 1232,4 1232,4 0 0,00 0,00 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] Tabla 4.23 PMO frente a Indisponibilidad del Transformador T2 Atocha IA IA Abrir IA Abrir T1 Atocha Acción Tipo T1 Atocha ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo Tabla 4.22 PMO frente a Indisponibilidad del Transformador T1 Atocha 4.5.1.2 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA S/E ATOCHA 0,00 0 1232,4 0,00 0,00 0 0 2903 0 0 0,00 0 1232,4 0,00 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 0 0 2903 0 0 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 109 S/E Atocha Elemento INDISPONIBILIDAD IA IA Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Cerrar Cerrar Cerrar Cerrar T1 Atocha T2 Atocha T2 Atocha ALIM-0100020T01 ALIM-0100020T02 ALIM-0100020T03 ALIM-0100020T04 ALIM-0100020T05 ALIM-0100020T06 ALIM-0100070T04 S/E Loreto ALIM-0100020T03 ALIM-0100010T04 SB SF SB SB IA IA IA IA IA IA IA IA Abrir T1 Atocha Tipo Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo 1127-1 1648 2641 572-R ALIM-MARTINEZ ALIMPLASTICAUCHO ALIM-AMERICAS ALIMQUISAPINCHA ALIM-SALIDA2 ALIM-FICOA 52-MT22 52-AT22 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Ubicación Avda. Los Guaytambos (Club Tungurahua) Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Avda. Pasteur y Unidad Nacional Avda. Indoamerica y Rodrigo Pachano TOTAL S/E Loreto S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha S/E Atocha Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Eliminar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Tabla 4.24 PMO frente a Indisponibilidad de la S/E Atocha 2681,5 9929,1 19684 1082,85 2799,39 3365,36 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5785 2045 5786 6068 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] 8013 8013 13798 15843 21629 27697 27697 27697 27697 27697 27697 27697 27697 0 0 2599,9 2599,9 5281,4 6364,25 9163,64 12529,00 12529,00 12529,00 12529,00 12529,00 12529,00 12529,00 12529,00 0,00 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 110 T2 Oriente Elemento INDISPONIBILIDAD T1 Oriente Elemento INDISPONIBILIDAD IA Abrir Cerrar ALIM-0100040T01 Inter. Oriente-Loreto INTERCONEXION ALIM-BOLIVARIANA 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Aislar Aislar Eliminar Objetivo Transferir Carga MANIOBRAS 2903 2903 TOTAL 0 0 0 S/E Loreto S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente Ubicación IA Abrir Cerrar ALIM-0100040T01 Inter. Oriente-Loreto IA IA Abrir IA Abrir T2 Oriente Acción Tipo T2 Oriente ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo INTERCONEXION ALIM-BOLIVARIANA 52-MT22 52-AT22 N. Equipo Aislar Aislar Eliminar Objetivo Transferir Carga MANIOBRAS 2903 2903 TOTAL 0 0 0 S/E Loreto S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente Ubicación 1232,4 1232,4 0 0,00 0,00 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] 1232,4 1232,4 0 0,00 0,00 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] Tabla 4.26 PMO frente a Indisponibilidad del Transformador T2 Oriente IA IA Abrir IA Abrir T1 Oriente Acción Tipo T1 Oriente ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo Tabla 4.25 PMO frente a Indisponibilidad del Transformador T1 Oriente 4.5.1.3 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA S/E ORIENTE 0,00 0 1232,4 0,00 0,00 0 0 2903 0 0 0,00 0 1232,4 0,00 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 0 0 2903 0 0 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 111 S/E Oriente Alim-Respaldo Elemento Abrir Cerrar ALIM-0100050T02 Cerrar ALIM-0100040T02 Abrir ALIM-0100040T06 Inter. OrienteLoreto Cerrar Abrir ALIM-0100040T05 ALIM-0100070T03 Abrir ALIM-0100040T04 Cerrar Abrir ALIM-0100040T03 ALIM-0100050T01 Abrir ALIM-0100040T02 Cerrar IA Abrir ALIM-0100040T01 ALIM-0100040T01 IA Abrir T2 Oriente SB SF SB SB SB IA IA IA IA IA IA IA Abrir T2 Oriente IA IA Tipo Abrir Acció n Abrir T1 Oriente T1 Oriente ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD 522 3253 7041_SC 198 559 INTERCONEXION ALIM-OLIMPICA 52-MT22 ALIMBOLIVARIANA ALIMUNIVERSIDAD INT.ORI-LLIG ALIMTOTORAS13.8 ALIM-PICAIHUA 52-AT22 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Aislar Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Dividir Carga Transferir Carga Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Eliminar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Avda. Chasquis y Los Héroes (Redondel) TOTAL Avda. Los Atis Avda. Bolivariana e Isla Seymour Avda. Las Américas (Sector Plasticaucho Industrial) Avda. Atahualpa y Rio Payamino S/E Loreto S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente S/E Oriente Ubicación Tabla 4.27 PMO frente a Indisponibilidad de la S/E Oriente 1734,76 7009,5 15050 0,00 1230,83 1401,01 1410,50 1232,40 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 P [kW] 2156 0 3041 3114 3836 2903 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 12644 12644 14800 14800 17841 20955 24791 27694 27694 27694 27694 27694 27694 27694 27694 0 6878,35 6878,35 8613,11 8613,11 9843,94 11244,95 12655,45 13887,85 13887,85 13887,85 13887,85 13887,85 13887,85 13887,85 13887,85 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # P [kW] Clientes 0 0,00 112 S/E Loreto Elemento INDISPONIBILIDAD IA Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Cerrar Cerrar Abrir Cerrar Cerrar Cerrar T1 Loreto ALIM-0100050T01 ALIM-0100050T02 ALIM-0100050T03 ALIM-0100050T04 ALIM-0100050T06 ALIM-0100050T07 ALIM-0100040T01 ALIM-0100070T03 ALIM-0100050T02 ALIM-0100030T01 ALIM-0100020T05 ALIM-0100070T09 SB SB SB SF SB SB IA IA IA IA IA IA IA Abrir T1 Loreto Tipo Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo 2807 184 198-R 512 519 513 ALIM-BELLAVISTA ALIMSUBTERRANEO ALIMFERROVIARIO ALIM12deNOVIEMBRE ALIM-VICENTINA ALIM-CATIGLATA 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Aislar Transferir Carga Transferir Carga Dividir la carga Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS S/E Loreto Avda. Pichincha y Rumiñahui Avda. Atahualpa y Leonidas Plaza Avda. Pichincha y Rumiñahui Avda. Las Américas (Sector Plasticaucho Industrial) Avda. de las Américas y Monte de las Cajas Avda. Los Shyris y 12 de Octubre TOTAL S/E Loreto S/E Loreto S/E Loreto S/E Loreto S/E Loreto S/E Loreto S/E Loreto Ubicación Tabla 4.28 PMO frente a Indisponibilidad de la S/E Loreto 4.5.1.4 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA S/E LORETO 1545,00 6022,38 11522 1417,95 775,76 0 865,06 1418,61 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2323 3653 201 0 2296 3049 0 0 0 0 0 0 0 0 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] 6278 6278 8601 12254 12455 12455 14751 17800 17800 17800 17800 17800 17800 0 0 3900,14 3900,14 5445,14 6863,09 7638,85 7638,85 8503,91 9922,52 9922,52 9922,52 9922,52 9922,52 9922,52 0,00 0,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 113 S/E Huachi Alim-Respaldo Elemento Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Abrir Cerrar Cerrar Cerrar T2 Huachi T2 Huachi ALIM-0100070T01 ALIM-0100070T02 ALIM-0100070T03 ALIM-0100070T04 ALIM-0100070T05 ALIM-0100070T06 ALIM-0100070T07 ALIM-0100070T08 ALIM-0100070T09 ALIM-0100070T02 ALIM-0100070T03 ALIM-0100050T06 Acció n Abrir T1 Huachi T1 Huachi ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD SB SB SB IA IA IA IA IA IA IA IA IA IA IA IA IA Tipo 2807 572 3379-R ALIM-ESPAÑA ALIM-INDUSTRIAL ALIM-HOSP. MILLENIUM ALIM-MALL ANDES ALIM-SANTA ROSA ALIM-MIRAFLORES ALIM-ATAHUALPA ALIM-PASA ALIM-MAGDALENA 52-MT22 52-AT22 52-MT12 52-AT12 N. Equipo Transferir Carga Transferir Carga Transferir Carga Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Aislar Eliminar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS S/E Huachi Avda. Pedro Vásconez y José Villalva Avda. Los Guaytambos (Club Tungurahua) Avda. Los Shyris y 12 de Octubre TOTAL S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi S/E Huachi Ubicación 2024,88 5671,15 12313 1828,77 1817,50 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 P [kW] 5187 3666 3460 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Tabla 4.29 PMO frente a Indisponibilidad del Transformador S/E Huachi 4.5.1.5 INDISPONIBILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA S/E HUACHI 19610 19610 24797 28463 31923 31923 31923 31923 31923 31923 31923 31923 31923 31923 0 23010 0 # Clientes 8669,51 8669,51 10694,39 12523,16 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 14340,66 0,00 9609,17 0,00 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO 114 Cerrar L/ST_MONT-HUA Elemento Elemento 52-A22 52-A12 SAL-MONTALVO S/E Totoras S/E Montalvo Ubicación TOTAL Transferir Carga S/E Montalvo Aislar Eliminar Objetivo Abrir Cerrar L/ST_ATO-HUA Abrir IA IA SB 52-A21 89-A31 52-A22 Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Acción Tipo N. Equipo L/ST_MONT-HUA L/ST_MONT-HUA ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD L/ST_MONT-HUA IA IA IA N. Equipo MANIOBRAS 53808 53808 0 0 # Clientes 2962 31923 TOTAL 0 0 # Clientes S/E Huachi S/E Huachi S/E Montalvo Ubicación 15915,00 1362,10 0,00 0,00 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 23826,40 23826,40 0,00 0,00 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Tabla 4.31 PMO frente a Indisponibilidad de la L S/T Montalvo-Huachi Abrir Abrir Acción Tipo L/ST_TOT-MONT L/ST_TOT-MONT Elemento Elemento L/ST_TOT-MONT ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.30 PMO frente a Indisponibilidad de la L S/T Totoras-Montalvo 4.5.2 INDISPONIBILIDAD LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN 0,00 0,00 23826,40 23826,40 P [kW] 0,00 683 31923 31923 # Clientes 0,00 438,90 15915,00 15915,00 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO 0,00 0 53808 53808 # Clientes CONSUMIDORES SIN SERVICIO 115 Elemento Elemento Cerrar L/ST_ATO-HUA Elemento Elemento 52-A12 52-A32 Ubicación S/E Oriente S/E Totoras TOTAL Transferir Carga S/E Oriente Aislar Eliminar Objetivo IA IA IA 52-A21 52-A32 SAL-AMBATO1 N. Equipo Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Abrir Cerrar L/ST_ATO-HUA Abrir IA IA IA 52-A21 52-A12 52-A12 Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Acción Tipo N. Equipo L/ST_SAMAN-ATO L/ST_SAMAN-ATO ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD L/ST_SAMAN-ATO N. Equipo SAL-ORIENTE 27694 27694 0 0 # Clientes 53508 53508 TOTAL 0 0 # Clientes S/E Huachi S/E Samanga S/E Samanga Ubicación 27721 27721 TOTAL 0 0 # Clientes S/E Huachi S/E Atocha S/E Samanga Ubicación 12845,33 12845,33 0,00 0,00 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 28876,95 28876,95 0,00 0,00 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 13943,99 13943,99 0,00 0,00 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Tabla 4.34 PMO frente a Indisponibilidad de la LS/T Samanga-Atocha Abrir Abrir Acción Tipo L/ST_AMB-SAMAN L/ST_AMB-SAMAN ALIMENTADOR DE RESPALDO L/ST_AMB-SAMAN IA IA IA MANIOBRAS Tabla 4.33 PMO frente a Indisponibilidad de la LS/T Ambato-Samanga Abrir Cerrar L/ST_TOT-ORI Abrir Acción Tipo L/ST_ORI-LOR INDISPONIBILIDAD L/ST_TOT-ORI Elemento Elemento L/ST_TOT-ORI ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.32 PMO frente a Indisponibilidad de la L S/T Totoras-Oriente P [kW] 0,00 0,00 13943,99 13943,99 0,00 0,00 28876,95 28876,95 P [kW] 0,00 0 27721 27721 # Clientes 0,00 0,00 12845,33 12845,33 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO 0,00 0 53508 53508 # Clientes CONSUMIDORES SIN SERVICIO 0,00 0 27694 27694 # Clientes CONSUMIDORES SIN SERVICIO 116 Cerrar ALIM-0100030T02 R R SB SB IA Tipo R100202 I010101 2728-R 3430 N. Equipo ALIMPASO_LATERAL Transferir Carga Dividir Carga Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Intercambiador Paso Lateral Norte Avda. Indoamerica (Intercambiador Paso Lateral) Avda. Pedro Vásconez y Carr. Panamericana Avda. Pedro Vásconez y José Villalva TOTAL Inormal [A] 27,49 33,36 23,58 Itransf [A] 96,49 81,84 78,34 ALIM-0100030T02 Peor Nivel de Carga 34,29% 29,11% 27,89% Peor Voltaje 13,39 kV 13,51 kV 13,46 kV S/E Samanga Ubicación Ubicación Sector Quillanloma San Vicente Fase A B C Inormal [A] 58,68 58,29 53,41 Itransf [A] 70,72 98,12 65,58 ALIM-0100010T04 Peor Nivel de Carga 23,57% 32,70% 21,86% Peor Voltaje 13,91 kV 13,84 kV 13,95 kV Sector Puerto Arturo Ubicación Tabla 4.37 Cond. Operativas Alimentador “Norte” con parte de la carga del Alimentador “Paso Lateral” Fase A B C Abrir ALIM-0100010T01 Abrir ALIM-0100010T01 Cerrar Abrir ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T04 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo Tabla 4.36 Cond. Operativas Alimentador “Izamba” con parte de la carga del Alimentador “Paso Lateral” ALIM-0100010T01 Elemento INDISPONIBILIDAD 438,90 1801,00 3639 0,00 1362,10 0,00 0,00 683 0 2962 0 0 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] Tabla 4.35 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Paso Lateral” 4.6.1 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “PASO LATERAL” 4.6 RESUMEN PLAN DE MANIOBRA INDISPONIBILIDAD ALIMENTADORES URBANOS 0 0 683 683 3645 3645 0,00 0,00 438,90 438,90 1801,00 1801,00 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 117 Abrir Cerrar ALIM-0100010T04 ALIM-0100010T01 SB SB IA Tipo 2728-R 1722 ALIM-NORTE N. Equipo Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo Fase A B C Inormal [A] 80,36 88,04 65,99 Itransf [A] 139,36 146,47 119,69 ALIM-0100010T01 Peor Nivel de Carga 50,52% 53,09% 43,37% Peor Voltaje 13,57 kV 13,65 kV 13,63 kV S/E Samanga Ubicación Salida Alimentador Norte Avda. Indoamérica (Intercambiador Paso Lateral) TOTAL MANIOBRAS Ubicación Sector Quillanloma San Vicente Tabla 4.39 Cond. Operativas Alimentador “Paso Lateral” con parte de la carga del Alimentador “Norte” ALIM-0100010T04 ALIM-0100010T04 Elemento Elemento Acció n Abrir ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.38 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Norte” 4.6.2 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “NORTE” CONSUMIDORES SIN SERVICIO 1341,0 1341,0 2313 0,00 0,00 2313 0 0 0,00 0 2313 2313 0,00 0,00 1341,0 1341,0 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 118 Acción Abrir Abrir Cerrar Abrir Cerrar ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo ALIM-0100020T01 ALIM-0100020T01 ALIM-0100070T04 ALIM-0100020T01 ALIM-0100020T02 SB SF SB SB IA Tipo 552 595 572-R 6721_SC ALIM-FICOA N. Equipo Transferir Carga Dividir Carga Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 58,64 53,61 55,71 Itransf [A] 163,31 132,49 128,70 ALIM-0100020T02 Peor Nivel de Carga 59,17% 48,00% 46,63% Peor Voltaje 13,58 kV 13,67 kV 13,63 kV Ubicación Avda. José María Maugeri (Pinllo) Vía Quisapincha Fase A B C Inormal [A] 80,11 81,13 68,67 Itransf [A] 133,13 135,16 131.43 ALIM-0100070T04 Peor Nivel de Carga 38,59% 39,18% 38,09% Peor Voltaje 13,49 kV 13,53 kV 13,49 kV Ubicación Avda. Guaytambo (Parque los Quindes) Tabla 4.42 Cond. Operativas Alimentador “Miraflores” con parte de la carga del Alimentador “Ficoa” Fase A B C S/E Atocha Ubicación Fuera S/E Ficoa Avda. Los Guaytambos (Club Tungurahua) Avda. Rodrigo Pachano y Maracuya Avda. Rodrigo Pachano y Mirabeles TOTAL Tabla 4.41 Cond. Operativas Alimentador “Salida 2” con parte de la carga del Alimentador “Ficoa” ALIM-0100020T01 Elemento INDISPONIBILIDAD Tabla 4.40 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Ficoa” 4.6.3 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “FICOA” 658,8 3235,3 6067 0 2576,5 0 0 656 0 5411 0 0 0 0 656 740 6067 6067 0 0 658,8 673,3 3235,3 3235,3 CONSUMIDORES CONSUMIDORES RESTABLECIDOS SIN SERVICIO # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] 119 Abrir Abrir Cerrar Alim-Respaldo ALIM-0100020T02 ALIM-0100020T02 ALIM-0100020T05 Elemento SB SF IA Tipo 1648-R 2666 ALIM-SALIDA2 N. Equipo Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 80,36 88,04 65,99 Itransf [A] 185,76 168,87 185,13 ALIM-0100020T05 Peor Nivel de Carga 53,84% 48,95% 53,66% Peor Voltaje 13,72 kV 13,75 kV 13,70 kV Ubicación Sector Avda. Montalvo y Cuenca Fase A B C Inormal [A] 80,36 88,04 65,99 Itransf [A] 185,76 168,87 185,13 ALIM-0100020T05 Peor Nivel de Carga 53,84% 48,95% 53,66% Peor Voltaje 13,72 kV 13,75 kV 13,70 kV Ubicación Avda. Indoamérica y Pasaje las Minas Tabla 4.45 Condiciones Operativas Alimentador “Américas” con parte de la carga del Alimentador “Salida 2” Fase A B C S/E Atocha Ubicación Avda. Capulíes y Cumanda Avda. Pasteur y Unidad Nacional TOTAL Tabla 4.44 Condiciones Operativas Alimentador “Américas” con parte de la carga del Alimentador “Salida 2” ALIM-0100020T02 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.43 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Salida 2” 4.6.4 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “SALIDA 2” 1313,6 1313,6 2429 0 0 2429 0 0 # Clientes P [kW] 0 0 2429 # Clientes 2429 0 0 1313,6 1313,6 P [kW] CONSUMIDORES CONSUMIDORES RESTABLECIDOS SIN SERVICIO 120 SB SB SB IA Tipo 1127-1 2667 1025 ALIM-MARTINEZ N. Equipo Transferir Carga Aislar Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Fase A B C Inormal [A] 58,68 58,29 53,41 Itransf [A] 152,89 101,41 204,89 ALIM-0100010T04 Peor Nivel de Carga 44,31% 46,78% 59,38% Peor Voltaje 13,71 kV 13,66 kV 13,58 kV Ubicación Parroquia Augusto Martínez Tabla 4.47 Cond. Operativas Alimentador Norte con parte de la carga del Alimentador “Martínez” Cerrar ALIM-0100010T04 ALIM-0100020T03 Abrir Abrir ALIM-0100020T03 ALIM-0100020T03 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100020T03 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD S/E Atocha Avda. Pachano (Jardín Botánico) Calle Enrique Paredes (Línea Férrea) Avda. Indoamerica y Rodrigo Pachano TOTAL Ubicación Tabla 4.46 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Martínez” 4.6.5 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “MARTINEZ” CONSUMIDORES SIN SERVICIO 2681,5 2681,5 5785 0 0 0 5785 0 0 0 0 0 5785 5785 5785 31,5 31,5 2713 2713 2713 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 121 Abrir Abrir Abrir Cerrar Cerrar Alim-Respaldo ALIM-0100020T05 ALIM-0100020T05 ALIM-0100020T05 ALIM-0100050T04 ALIM-0100020T02 Elemento SB SB SB SF IA Tipo 1648-R 184 2668 N. Equipo ALIMAMERICAS 22433_SF Transferir Carga Transferir Carga Aislar Aislar Eliminar Objetivo 1753 4716 TOTAL Inormal [A] 58,64 53,61 55,71 Itransf [A] 86,22 76,49 86,36 ALIM-0100020T02 Peor Nivel de Carga 24,99% 22,17% 86,36% Peor Voltaje 13,72 kV 13,75 kV 13,70 kV Fase A B C Inormal [A] 66,31 67,60 44,07 Itransf [A] 150,10 143,96 120,99 ALIM-0100050T04 Peor Nivel de Carga 48,80% 52,97% 41,60% Peor Voltaje 13,66 kV 13,69 kV 13,70 kV 2963 0 0 0 Ubicación Avda. González Suarez Avda. Julio Castillo Ubicación 2489,5 665,6 1823,9 0 0 0 989 989 2742 5705 5705 5705 398,6 398,6 1064,2 2888,1 2888,1 2888,1 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Avda. Pasteur y Unidad Nacional Tabla 4.50 Condiciones Operativas Alimentador “Ferroviaria” con parte de la carga del Alimentador “Américas” Fase A B C S/E Atocha Ubicación Avda. Capulíes y Cumanda Calle Enrique Paredes (Línea Férrea) Avda. de las Américas y Monte de las Cajas MANIOBRAS Tabla 4.49 Condiciones Operativas Alimentador “Salida 2” con parte de la carga del Alimentador “Américas” ALIM-0100020T05 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.48 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Américas” 4.6.6 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “AMERICAS” 122 Cerrar ALIM-0100050T01 SB SB IA Tipo 198-R N. Equipo ALIMPENINSULA 213 Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Exteriores S/E Lligua Peninsla Avda. Las Américas (Sector Plasticaucho Industrial) TOTAL Inormal [A] 31,40 33,71 31,64 Itransf [A] 58,15 61,92 60,31 ALIM-0100050T01 Peor Nivel de Carga 16,86% 17,95% 17,48% Peor Voltaje 13,81 kV 13,81 kV 13,84 kV Ubicación Paso Lateral (Canteras) Fase A B C Inormal [A] 31,40 33,71 31,64 Itransf [A] 58,15 61,92 60,31 ALIM-0100050T01 Peor Nivel de Carga 16,86% 17,95% 17,48% Peor Voltaje 13,81 kV 13,81 kV 13,84 kV Ubicación Indoamérica (Ecuatoriana de Motores) Tabla 4.53 Cond. Operativas Alimentador “Catiglata” con parte de la carga del Alimentador “Península”. Fase A B C Ubicación S/E Lligua Península Tabla 4.52 Cond. Operativas Alimentador “Catiglata” con parte de la carga del Alimentador “Península”. Abrir ALIM-0100030T01 ALIM-0100030T01 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100030T01 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.51 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Península” 4.6.7 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “PENINSULA” CONSUMIDORES SIN SERVICIO 722,6 722,6 1417 0 0 1417 0 0 0 0 1417 1417 0 0 722,6 722,6 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 123 Abrir Abrir Cerrar Alim-Respaldo ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100010T04 Elemento R SB IA Tipo R100202 214 ALIM-IZAMBA N. Equipo Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 80,36 88,04 65,99 Itransf [A] 108,93 122,81 90,59 ALIM-0100010T01 Peor Nivel de Carga 39,49% 44,52% 32,83% Peor Voltaje 13,43 kV 13,48 kV 13,53 kV Ubicación Sector Quillanloma San Vicente Fase A B C Inormal [A] 80,36 88,04 65,99 Itransf [A] 108,93 122,81 90,59 ALIM-0100010T01 Peor Nivel de Carga 39,49% 44,52% 32,83% Peor Voltaje 13,43 kV 13,48 kV 13,53 kV Ubicación Avda. San Juan y Valparaíso Tabla 4.56 Cond. Operativas Alimentador “Paso Lateral” con parte de la carga del Alimentador “Izamba” Fase A B C Ubicación S/E Lligua Península Exteriores S/E Lligua Península Avda. Pedro Vásconez y José Villalva TOTAL Tabla 4.55 Cond. Operativas Alimentador “Paso Lateral” con parte de la carga del Alimentador “Izamba” ALIM-0100030T02 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.54 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Izamba” 4.6.8 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “IZAMBA” 661,7 661,7 1638 0 0 1638 0 0 0 0 1638 1638 0 0 661,7 661,7 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 124 IA Cerrar INTERCONEXION 3502 ALIM-BOLIVARIANA N. Equipo Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS ALIM-INTERCONEXION Peor Nivel de Carga Peor Voltaje 19,72% 13,80 kV 18,32% 13,82 kV 18,61% 13,85 kV Avda. Los Chasquis Ubicación 2903 2903 S/E Loreto TOTAL 0 0 # Clientes 1232,4 1232,4 0 0 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Tipo de dispositivo Transformador con dos devanados 418,37 Capacidad (A) 113,76% Peor sobrecarga 3,441 MVA desprotegido 0 0 2903 2903 # Clientes 8704 0 0 1232,4 1232,4 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO Cliente desprotegido Tabla 4.59 Puntos débiles para transferencia de carga en la Indisponibilidad Alimentador “Bolivariana” Itransf [A] 54,44 50,66 51,37 T1-HUACHI Inormal [A] 0,00 0,00 0,00 Nombre dispositivo Fase A B C S/E Oriente Ubicación Exteriores S/E Oriente Tabla 4.58 Condiciones Operativas Interconexión Oriente-Loreto con parte de la carga del Alimentador “Bolivariana” ALIM-0100040T01 Abrir IA SB Abrir Acción Tipo ALIM-0100040T01 Inter. OrienteLoreto Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100040T01 ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.57 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Bolivariana” 4.6.9 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “BOLIVARIANA” 125 Abrir Cerrar ALIM-0100040T02 ALIM-0100040T06 Abrir ALIM-0100040T02 Cerrar Abrir ALIM-0100040T02 ALIM-0100070T03 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO Alim-Respaldo SB SF SB SB IA Tipo 20677 3253 7041_SC 2291 N. Equipo ALIMUNIVERSIDAD Transferir Carga Dividir Carga Transferir Carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS 2156 5225 TOTAL Inormal [A] 27,49 33,36 23,58 Itransf [A] 96,49 81,84 78,34 ALIM-0100030T02 Peor Nivel de Carga 34,29% 29,11% 27,89% Peor Voltaje 13,39 kV 13,51 kV 13,46 kV Ubicación Sector Quillanloma San Vicente Fase A B C Inormal [A] 58,68 58,29 53,41 Itransf [A] 70,72 98,12 65,58 ALIM-0100010T04 Peor Nivel de Carga 23,57% 32,70% 21,86% Peor Voltaje 13,91 kV 13,84 kV 13,95 kV Sector Puerto Arturo Ubicación Tabla 4.62 Cond. Operativas Alimentador “Bellavista” con parte de la carga del Alimentador “Universidad” Fase A B C 0 3041 0 0 3013.83 1734,76 0,00 1230,83 0,00 0,00 CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes P [kW] Avda. El Cóndor Avda. Los Atis Intercambiador Paso Lateral Norte Avda. Atahualpa y Rio Payamino S/E Samanga Ubicación Tabla 4.61 Cond. Operativas Alimentador “Olímpica” con parte de la carga del Alimentador “Universidad” ALIM-0100040T02 Elemento INDISPONIBILIDAD Tabla 4.60 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Universidad” 4.6.10 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “UNIVERSIDAD” 0 0 2156 2156 5225 5225 0,00 0,00 1734,76 1734,76 3013.83 3013.83 CONSUMIDORES SIN SERVICIO # Clientes P [kW] 126 Cerrar ALIM-0100050T01 SB SB IA Tipo 198 N. Equipo INT. ORIENLLIGUA 2994 Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 31,40 33,71 31,64 ALIM-0100050T01 Peor Nivel de Carga 25,29% 27,11% 24,64% Itransf [A] 87,25 93,52 85,02 Peor Voltaje 13,75 kV 13,72 kV 13,78 kV Ubicación Indoamérica (Ecuatoriana de Motores) Fase A B C Inormal [A] 31,40 33,71 31,64 ALIM-0100050T01 Peor Nivel de Carga 25,29% 27,11% 24,64% Itransf [A] 87,25 93,52 85,02 Peor Voltaje 13,75 kV 13,72 kV 13,78 kV Ubicación Paso Lateral (Canteras) Tabla 4.65 Condiciones Operativas Alimentador Interconexión Oriente-Loreto con parte de la carga del Alimentador “Olímpica” Fase A B C S/E Oriente Ubicación Exteriores S/E Oriente Avda. Las Américas (Sector Plasticaucho Industrial) TOTAL Tabla 4.64 Condiciones Operativas Alimentador Interconexión Oriente-Loreto con parte de la carga del Alimentador “Olímpica” Abrir ALIM-0100040T03 ALIM-0100040T03 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100040T06 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD 1401,01 1401,01 3114 0 0 3114 0 0 P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS # Clientes Tabla 4.63 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Olímpica” 4.6.11 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR INTERCONEXION ORIENTE-LLIGUA 15 15 3129 3129 # Clientes 125,26 125,26 1526,20 1526,20 P [kW] CONSUMIDORES SINSERVICIO 127 Abrir Abrir Cerrar Alim-Respaldo ALIM-0100040T06 ALIM-0100040T06 ALIM-0100040T01 Elemento SB SB IA Tipo 559 2312 ALIM-OLIMPICA N. Equipo Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Exteriores S/E Oriente Avda. Bolivariana e Isla Seymour TOTAL S/E Oriente Ubicación Fase A B C 54,02 50,17 51,01 Inormal [A] ALIMENTADOR OLIMPICA Itransf [A] Peor Nivel de Carga Peor Voltaje 13,81 kV 119,65 15,66 13,81 kV 114,83 14,54 13,83 kV 101,88 14,78 Ubicación Avda. Netali Sancho y Ascazubi Tabla 4.67 Condiciones Operativas Alimentador “Bolivariana” con parte de la carga del Alimentador “Olímpica” ALIM-0100040T06 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD 1410,50 1410,50 3836 0 0 P [kW] 3836 0 0 # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Tabla 4.66 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Olímpica” 4.6.12 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “OLIMPICA” 0 0 3836 3836 # Clientes 0 0 1410,50 1410,50 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO 128 Abrir Cerrar Cerrar ALIM-0100040T01 ALIM-0100050T07 Abrir ALIM-0100050T02 ALIM-0100050T02 SB SB SB SB N. Equipo 130-R 586 513 3405 ALIM-BELLAVISTA Ubicación Avda. Pichincha y Rumiñahui Avda. El Rey y Cotacachi S/E Loreto Transferir carga 5344 Inormal [A] 54,13 50,27 51,11 Itransf [A] 122,1 114,45 117,16 ALIM-0100040T01 Peor Nivel de Carga 44,23% 41,47% 42,45% Peor Voltaje 13,65 kV 13,68 kV 13,67 kV Avda. Leonidas Plaza Gutierrez Ubicación Inormal [A] 36,44 34,13 36,71 Itransf [A] 65,19 64,34 67,77 ALIM-0100050T07 Peor Nivel de Carga 20,44% 20,17% 21,25% Peor Voltaje 13,76 kV 13,79 kV 13,80 kV Sector Avda. Oriente Ubicación Nombre dispositivo T1-HUCH Tipo de dispositivo Transformador con dos devanados Capacidad (A) 418,37 Peor sobrecarga 120,39% Tabla 4.71 Puntos débiles para transferencia de carga en la Indisponibilidad Alimentador “Bellavista” Fase A B C MVA desprotegido 1,553 Tabla 4.70 Condiciones Operativas Alimentador “Vicentina” con parte de la carga del Alimentador “Bellavista” Fase A B C 2214,2 701,2 1513 0 0 0 P [kW] Cliente desprotegido 11700 2035 TOTAL 3309 0 0 0 # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS Avda. De los Incas y Pichincha Transferir carga Avda. Los Chasquis (Intersección Pichincha) Dividir la carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Tabla 4.69 Condiciones Operativas Alimentador “Bolivariana” con parte de la carga del Alimentador “Bellavista” ALIM-0100050T02 IA Acción Tipo Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100050T02 ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.68 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Bellavista” 4.6.13 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “BELLAVISTA” 0 0 2035 5344 5344 5344 # Clientes 0 0 701,2 2214,2 2214,2 2214,2 P [kW] CONSUMIDORES SIN SERVICIO 129 Cerrar ALIM-0100040T01 SB SB IA Tipo 592 2652 N. Equipo ALIMFERROVIARIO Fase A B C Inormal [A] 54,13 50,27 51,11 Itransf [A] 120,91 117,5 95,73 ALIM-0100040T01 Peor Nivel de Carga 35,05% 34,06% 27,75% Peor Voltaje 13,76 kV 13,79 kV 13,80 kV 0 3653 3653 Avda. El Rey y Camino El Rey (Esquina) Calle Chiles y Corazón TOTAL Aislar Transferir carga Avda. Verdeloma Ubicación CONSUMIDORES SEIN SERVICIO 1371 1371 0 0 0 0 3653 3653 0 0 1371 1371 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] 0 Ubicación CONSUMIDORES RESTABLECIDOS S/E Loreto Eliminar Objetivo MANIOBRAS Tabla 4.73 Condiciones Operativas Alimentador “Bolivariana” con parte de la carga del Alimentador “Ferroviaria” Abrir ALIM-0100050T04 ALIM-0100050T04 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100050T04 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.72 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Ferroviaria” 4.6.14 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “FERROVIARIA” 130 Cerrar ALIM-0100050T02 SB SB IA Tipo 130-R NULL N. Equipo ALIMVICENTINA Transferir carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 96,04 93,48 96,06 Itransf [A] 132,62 127,89 133,06 ALIM-0100050T02 Peor Nivel de Carga 38,44% 37,07% 38,57% Peor Voltaje 13,76 kV 13,79 kV 13,80 kV Avda. Leonidas Plaza Gutiérrez Ubicación Nombre dispositivo T1-HUCH Tipo de dispositivo Transformador con dos devanados Capacidad (A) 418,37 Peor sobrecarga 112,31% 820,9 2322 0 0 2322 2322 # Clientes 0 0 820,9 820,9 P [kW] CONSUMIDORES PRIVADOS Cliente desprotegido 3585 820,9 0 0 P [kW] 2322 0 0 # Clientes CONSUMIDORES RESTABLECIDOS MVA desprotegido 1,074 Tabla 4.76 Puntos débiles para transferencia de carga en la Indisponibilidad Alimentador “Vicentina” Fase A B C S/E Loreto Ubicación Avda. El Rey y Carihuayrazo Avda. Pichincha y De los Incas TOTAL Tabla 4.75 Condiciones Operativas Alimentador “Bellavista” Transferencia de Carga al Alimentador “Vicentina” Abrir ALIM-0100050T07 ALIM-0100050T07 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100050T07 Acción ALIMENTADOR RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.74 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Vicentina” 4.6.15 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “VICENTINA” 131 Cerrar ALIM-0100050T02 SB SB IA Tipo 3379-R N. Equipo ALIMATAHUALPA 3186 Aislar Transferir Carga Eliminar Objetivo MANIOBRAS Inormal [A] 96,04 93,48 96,06 Itransf [A] 139,36 146,47 119,69 ALIM-0100050T02 Peor Nivel de Carga 49,02% 49,00% 51,68% Peor Voltaje 13,66 kV 13,67 kV 13,68 kV Ubicación Avda. Atahualpa (Municipalidad Ambato) Fase A B C Inormal [A] 96,04 93,48 96,06 Itransf [A] 139,36 146,47 119,69 ALIM-0100050T02 Peor Nivel de Carga 49,02% 49,00% 51,68% Peor Voltaje 13,66 kV 13,67 kV 13,68 kV Ubicación Avda. Víctor Hugo y Manuelita Saenz Tabla 4.79 Cond. Operativas Alimentador “Bellavista” con parte de la carga del Alimentador “Atahualpa” Fase A B C S/E Huachi Ubicación Exteriores S/E H uachi Avda. Pedro Vásconez y José Villalva TOTAL Tabla 4.78 Cond. Operativas Alimentador “Bellavista” con parte de la carga del Alimentador “Atahualpa” Abrir ALIM-0100070T03 ALIM-0100070T03 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100070T03 Acción ALIMENTADOR DE RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.77 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Atahualpa” 4.6.16 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “ATAHUALPA” CONSUMIDORES SINSERVICIO 1761 1761 3460 0 0 3460 0 0 0 0 3460 3460 0 0 1761 1761 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 132 Cerrar ALIM-0100070T09 SB SB IA Tipo 839-R 817 N. Equipo ALIMMIRAFLORES Transferir carga Aislar Eliminar Objetivo MANIOBRAS 80,11 81,13 68,67 A B C 148,06 156,95 180,39 42,91% 45,49% 52,29% 13,63 kV 13,67 kV 13,58 kV Fase Inormal [A] Itransf [A] Peor Nivel de Carga Peor Voltaje ALIM-0100070T09 S/E Huachi Ubicación Avda. Fray Aurelio Espinoza y Franco Dávila Avda. Manuelita Saenz y Pedro Porras (Universidad Indoamérica) TOTAL Avda. Los Shyris y Cádiz (Unidad Educativa Bolívar) Ubicación Tabla 4.81 Cond. Operativas Alimentador “España” con parte de la carga del Alimentador “Miraflores” Abrir ALIM-0100070T04 ALIM-0100070T04 Abrir Alim-Respaldo Elemento ALIM-0100070T04 Acción ALIMENTADOR RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.80 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “Miraflores” 4.6.17 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “MIRAFLORES” CONSUMIDORES PRIVADOS 1768 1768 3665 0 0 3665 0 0 0 0 3665 3665 0 0 1768 1768 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS 133 Abrir Abrir Cerrar Alim-Respaldo ALIM-0100070T09 ALIM-0100070T09 ALIM-0100070T04 Elemento SB SB IA Tipo 839-R 817 ALIM-ESPAÑA N. Equipo Transferi r carga Aislar Objetiv o Eliminar Inormal [A] 80,11 81,13 68,67 Itransf [A] 180,39 156,95 148,06 ALIM-0100010T01 Peor Nivel de Carga 52,29% 45,49% 42,91% Peor Voltaje 13,58 kV 13,67 kV 13,63 kV Ubicación Avda. Los Shyris y Cadiz (Unidad Educativa Bolívar) Nombre dispositivo T1-HUCH Tipo de dispositivo Transformador con dos devanados Capacidad (A) 418,37 Peor sobrecarga 116,18% Tabla 4.84 Puntos débiles para transferencia de carga en la Indisponibilidad Alimentador “España” Fase A B C Ubicación CONSUMIDORES PRIVADOS 1948 5186 0 0 5186 5186 Cliente desprotegido 63180 1948 0 0 5186 0 0 0 0 1948 1948 # Clientes P [kW] # Clientes P [kW] CONSUMIDORES RESTABLECIDOS MVA desprotegido 20,142 S/E Huachi Avda. Manuelita Saenz y Franco Dávila Avda. Manuelita Saenz y Pedro Porras (Universidad Indoamérica) TOTAL MANIOBRAS Tabla 4.83 Condiciones Operativas Alimentador “Miraflores” con parte de la carga del Alimentador “España” ALIM-0100070T09 Acción ALIMENTADOR RESPALDO INDISPONIBILIDAD Tabla 4.82 PMO frente a Indisponibilidad del Alimentador “España” 4.6.18 INDISPONIBILIDAD ALIMENTADOR “ESPAÑA” 134 135 4.7 VENTAJAS MANIOBRAS CON ELEMENTOS REMOTOS 4.7.1 TRANSFERIR CARGA CON MANIOBRAS EN SITIO Consideraciones: · Necesita de personal para realizar las maniobras en sitio en coordinación con el operador del centro de control. · Mayor tiempo para transferir la carga, el tempo que se demora en llegar al elemento de seccionamiento. · Se puede producir arco eléctrico en la acción de seccionamiento debido a que la acción se realiza fase por fase, ya que los seccionadores son unipores y no están instalados seccionadores tripolares. 4.7.2 TRANSFERIR CARGA CON MANIOBRAS REMOTAS DESDE EL CENTRO DE CONTROL Consideraciones: · El operador del centro de control puede realizar las maniobras remotas para transferir carga, considerando que la falla o mantenimiento este aislado de la red de distribución. · El tiempo en transferir es mínimo, ya que sería el tiempo en verificar el equipo que debe operar, comprobando las acciones a realizar. · El arco eléctrico es controlado por el elemento aislante del interruptor, y en el caso de tener instalados seccionadores barra mecanizados y con operación remota la acción de seccionamiento seria las tres fases en el mismo tiempo. · Dentro de las principales ventajas de instalar interruptores o reconectadores es la medición previa en dichos puntos, para considerar las características eléctricas previas a la transferencia de carga. · Dentro de los principales inconvenientes son las comunicaciones con estos equipos. 13 136 4.7.3 COMPARATIVO DE MANIOBRAS CON TRANSFERENCIAS EN SITIO Y CON TRANSFERENCIAS REMOTAS O AUTOMÁTICAS Tabla 4.85 Comparación técnica de maniobras de transferencia de carga en sitio y remotas. Características Tiempo Arco Eléctrico Personal y Herramientas Confiabilidad Mediciones Transferencias en Sitio Alto Probable Transferencia Remotas Muy Bajo Controlado Considerable Poco Poca No existe mediciones Alta Existen mediciones para verificar parámetros eléctricos previo a la transferencia Para el ejemplo consideramos la transferencia entre los alimentadores “Izamba” de la S/E Lligua-Península y “Paso Lateral” de la S/E Samanga. Primer análisis de transferencias de carga considerando que el alimentador “Paso Lateral” tiene instalado interruptor en medio alimentador e interruptor de enlace con el alimentador “Izamba”. Para la comparación técnica y económica en condiciones de máxima demanda de este alimentador se realiza un segundo análisis de transferencia de carga, considerando que las maniobras se realizaran en sitio, es decir suponiendo el caso que no existan elementos con operación remota. TRANSFERENCIAS DE CARGA DEL ALIMENTADOR “PASO LATERAL” PARA TOMAR CARGA DEL ALIMENTADOR “IZAMBA” REMOTA DESDE EL CENTRO DE CONTROL El procedimiento seria de la siguiente manera: 1. Se declara indisponible el alimentador “Izamba”. 2. Eliminar y Aislar la indisponibilidad de la red (falla o mantenimiento). 3. Transferir carga, el operador del centro de control envía la operación de cerrar el Interruptor de Enlace Tirso de Molina. Tiempo aproximado de ejecución menor a 3 minutos. TRANSFERENCIAS DE CARGA DEL ALIMENTADOR “PASO LATERAL” PARA TOMAR CARGA DEL ALIMENTADOR “IZAMBA” EN SITIO 1. Se declara indisponible el alimentador “Izamba”. 2. Eliminar y Aislar la indisponibilidad de la red (falla o mantenimiento). 13 137 3. Transferir carga, personal de reparaciones se traslada al lugar de seccionamiento para transferir la carga. Tiempo aproximado de ejecución, es el tiempo en llegar al punto de seccionamiento. En este caso consideramos que se encuentran en el edificio principal en el área de reparaciones y determinaremos el tiempo aproximado en llegar de 20 minutos. Figura 4.22 Recorrido desde el Centro de Control hacia el Reconectador Tirso de Molina. Tabla 4.86 Comparación técnica y económica de la transferencia de carga en sitio y remoto Características Transferencias en Sitio Transferencia Remotas Tiempo Menor a 3 minutos Aproximado 20 minutos Costos 0 Aproximado 21 dólares 4.8 CONCLUSIONES PRELIMINARES Es posible presentar conclusiones preliminares en cuanto a los planes de maniobra operativas frente a contingencias, como se indica a continuación: · Después de simular la indisponibilidad de servicio de un equipo y/o elemento, el software analizará las opciones más adecuadas para transferir la carga, considerando los objetivos y restricciones establecidas. 13 138 · Se debe definir los elementos de maniobra o protección para la simulación. · De manera general el nivel de carga de las redes de distribución está muy por debajo de su capacidad nominal pero se recomienda remodelar las redes de calibre de conductor ACSR 2 y ACSR 4 en las troncales o ramales con puntos de transferencia, con el propósito de incrementar la capacidad del conductor para absorber carga en caso de ser necesario. · De los puntos débiles encontrados, está el transformador T1 Huachi de la S/E Huachi, que en condiciones normales de máxima demanda opera con 9,6 MVA de demanda frente a 10 MVA de capacidad nominal, mientras que el transformador T2 Huachi de la S/E Huachi esta con 4,8 MVA de demanda frente a 10 MVA de su capacidad nominal, estos transformadores no operan en paralelo. El principal inconveniente con el T1 Huachi de la S/E Huachi es que no puede absorber carga de alimentadores adyacentes debido a que está operando cerca de su potencia nominal. · En transformadores de potencia operen en paralelo y exista la indisponibilidad de uno de ellos es necesario transferir la demanda adicional a la capacidad del transformador en operación, para esto se transfiere la demanda a alimentadores vecinos observando mejores características de operación y tiempo de restablecimiento. 13 139 CAPÍTULO V 5 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE La función primordial de un equipo o dispositivo de protección es la de desconectar rápidamente cualquier elemento de un sistema eléctrico que sufra un corto circuito, sobrecarga o que empiece a operar en una forma anormal que pudiera causar daño o interferir con la operación efectiva del resto del sistema 5.1 PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN La coordinación de protección de los Sistemas Eléctricos de Distribución ha venido adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas y la exigencia de un suministro de calidad de energía a los consumidores. Por esta razón, el principal objetivo de este capítulo es dar una visión lo más general sobre los esquemas, filosofías y equipos de protección utilizados en los SED; con el propósito que sirva de base para evaluar la configuración y la coordinación de protecciones del sistema en estudio considerando los alimentadores en operación normal y en operación con transferencias de carga. Los alimentadores primarios en nuestro medio, generalmente disponen en la fuente de relés de sobre-corriente, y en algunos casos, se adiciona el re-cierre, para mejorar la continuidad del servicio. El reconectador y los fusibles son ampliamente utilizados en esta protección, principalmente en ramales secundarios, dotando así de mejor confiabilidad de servicio. Igualmente, su dimensionamiento toma en cuenta el voltaje del sistema y las corrientes de carga y cortocircuito. Con el fin de hacer un sistema de protecciones selectiva, cada uno de los elementos dispone de curvas de operación Tiempo vs. Corriente, que permite realizar una adecuada coordinación de las mismas. 13 140 5.1.1 GENERALIDADES La misión de un sistema de protecciones es eliminar y aislar en el menor tiempo posible el equipo y/o elemento o segmento de red que fallen de tal forma que el resto del sistema pueda seguir operando exitosamente, con el mínimo de perturbación para los consumidores y evitando o limitando el daño a los equipos subsiguientes. 5.1.2 DEFINICIONES El sistema de protecciones tiene como objetivo supervisar y actuar ante la presencia de una anormalidad en el Sistema de Distribución. Para cumplir con este objetivo, reduciendo al mínimo el impacto de la condición anormal, fundamentalmente el sistema de protecciones debe tener las siguientes características: · Selectividad · Sensibilidad · Velocidad SELECTIVIDAD.- Se refiere a la capacidad de los dispositivos de protección para diferenciar entre aquellas condiciones para las cuales se requiere operación y aquellas para las que no se requiere operación o se requiere una operación con retardo temporal. SENSIBILIDAD.- Se utiliza para expresar diferentes atributos de los dispositivos. Una definición la expresa como la relación entre la respuesta del dispositivo con respecto al cambio en la entrada. En el campo de la protección de sistemas de potencia, la sensibilidad es el mínimo valor de una entrada (o cambio de una entrada) que produciría la operación de un relé o dispositivo. VELOCIDAD.- La velocidad de actuación de una protección se mide por el tiempo que demora la misma en emitir la orden de apertura a los interruptores, en el caso de relés, o el que toma ella misma en despejar la falta, en el caso de fusibles y reconectadores. 14 141 El objetivo principal del sistema de protección es despejar el elemento fallado del sistema tan rápido como sea posible, por medio de las protecciones principales (mínimo tiempo de actuación y máxima velocidad). Si no se cumple este objetivo, actuarán las protecciones de respaldo las cuales deben ser selectivas, no actuando en forma simultánea con las principales, es decir con un tiempo mayor o una velocidad menor. La selectividad y la sensibilidad son esenciales para asegurar que sean accionados los interruptores apropiados. 5.1.3 ELEMENTOS DE PROTECCIÓN · Relés que actúan sobre interruptores: se utilizan en instalaciones eléctricas de tensiones superiores a 1000 V; su principio de funcionamiento varía de acuerdo a la magnitud o magnitudes eléctricas a las cuales responde. En el sistema de distribución de la EEASA se utilizan estos relés en los interruptores automáticos de las salidas de los primarios en las Subestaciones de Potencia. · Fusibles: se utilizan en instalaciones industriales y en redes de distribución y subtransmisión; resulta un medio económico de protección donde no se justifica la instalación de relés e interruptores. · Reconectadores o restauradores automáticos: se utilizan en redes de distribución, se utilizan la parte central de un alimentador. · Interruptores automáticos (térmicos, magnéticos, o termo- magnéticos): se utilizan para la protección de instalaciones de tensión inferiores a 1000 V generalmente industriales y comerciales. 5.1.4 FUSIBLES Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y confiable en redes de distribución. 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 cuando es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde y queda sin servicio aguas abajo del 14 142 fusible, esta interrupción se da hasta que un técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible. Según la norma ANSI C37.42 existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles. Se mencionará una descripción sencilla de cada una de ellas. · Tipo K: Conducen hasta 150% de su corriente nominal (In) sin daños (relación de velocidades 6 a 8) · Tipo T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13) · Tipo Std: Intermedia entre los K y T permiten a las fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11). · Tipo H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño, tienen características de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11). · Tipo N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún que los H. · Tipo X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32). · Tipo Sft: Provisto de elemento dual: no actúan ante fallas temporales en transformadores. · Tipo MS o KS: Respuesta ultra lenta y mayor permisividad de corriente que los T; excelente como protección de línea (relación de velocidad 20). · Tipo MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE. · Tipo DUAL: Son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es de 13 y 20 (para 0,4 y 21 amperios, respectivamente). El fusible tiene dos curvas características de operación que son: · MMT: Mínimo tiempo de fusión, tiempo en el cual el fusible comenzará a fundirse. · MCT: Máximo tiempo de despeje, tiempo total en el que el fusible interrumpe la circulación de corriente. Los fusibles más utilizados en redes de distribución son los de curva característica tipo K y T. 14 143 Figura 5.1 Curva característica de operación de un fusible 5.1.5 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. Figura 5.2 Secuencia de Operación de un Reconectador 14 144 5.2 CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN DISTRIBUCIÓN [13] La coordinación del sistema de protecciones de sobrecorriente consiste en un estudio organizado tiempo vs corriente para todos los dispositivos en serie desde la carga hasta la fuente. Este estudio es una comparación del tiempo que toma cada uno de los dispositivos individuales para operar cuando ciertos niveles de corriente normal o anormal pasa a través de los dispositivos de protección. 5.2.1 COORDINACIÓN FUSIBLE – FUSIBLE Para la coordinación entre fusibles se pueden emplear las curvas tiempo–corriente o las tablas de coordinación. En los dos casos, el criterio es que el máximo tiempo de despeje del fusible protector (protección principal), debe ser menor o igual al 75 % del mínimo tiempo de fusión del fusible de respaldo. Es decir, debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación del 25% del tiempo de la MMT del fusible de respaldo, entre esta y la MCT del fusible delantero o primario como se observa en la Figura 5.3. Figura 5.3 Coordinación Fusible - Fusible 14 145 A más de cumplir con la regla de coordinación, debe verificarse los siguientes puntos: a) Debe soportar la corriente de carga en su punto de instalación. b) Debe coordinar con el fusible de protección de los transformadores de distribución. Los fusibles de los transformadores de distribución, deben cumplir con las siguientes consideraciones: a) Operar continuamente hasta 1.5 In b) Soportar la corriente de magnetización (8 a 10 In) durante 0.1 s. c) Para Z ≤ 6 % debe fundirse con una corriente ≥ 6 In d) Para 6 % ≤ Z ≤ 10%, debe fundirse con una corriente entre 4 a 6 In. 5.2.2 COORDINACIÓN RELÉ INTERRUPTOR – FUSIBLE Es necesario que exista un margen mínimo de tiempo de coordinación entre 0,3 y 0,4 segundos entre la MCT del fusible y la característica del relé del interruptor para la máxima corriente de cortocircuito. Figura 5.4 Coordinación Relé Interruptor - Fusible 14 146 5.2.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR – FUSIBLE EN EL LADO DE LA CARGA Es necesario que el fusible se funda después de las operaciones rápidas del reconectador (antes del bloqueo), para lo cual se establecen dos puntos de coordinación: El punto máximo de coordinación para una corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos se tiene en la intersección de la curva rápida del restaurador (corregida por un factor K1) con la característica MMT del fusible. El punto mínimo de coordinación para una corriente de cortocircuito común a ambos dispositivos se tiene en la intersección de la característica MCT del fusible con la curva lenta del reconectador. Figura 5.5 Coordinación Reconectador - Fusible · PUNTO MÁXIMO DE COORDINACIÓN (PMC).-Corresponde al punto en que el mínimo tiempo de fusión (MMT), es mayor que el tiempo de despeje rápido del reconectador (A) afectado por el factor de seguridad K. · PUNTO DE MÍNIMA COORDINACIÓN.-Corresponde al punto en que el máximo tiempo de despeje (MCT), es menor que el tiempo de despeje lento del reconectador (B, C, D, E). 14 147 Toda corriente de falla debe estar entre el punto mínimo y máximo de coordinación. El factor K1 para compensar el efecto calentamiento-enfriamiento sufrido por el fusible debido a las operaciones rápidas de disparo y recierre del reconectador. 5.2.4 COORDINACIÓN RECONECTADOR – FUSIBLE EN EL LADO DE LA FUENTE Para toda corriente de falla, es necesario que el reconectador bloquee antes que el fusible se funda, para lo cual el mínimo tiempo de fusión del fusible debe ser mayor que el tiempo de despeje lento del reconectador, afectado por el factor K. La coordinación debe realizarse en el mismo lado del transformador. 5.2.5 COORDINACIÓN RECONECTADOR – RECONECTADOR Para que exista coordinación entre dos reconectadores es indispensable que el margen de coordinación entre dos curvas cualesquiera de los reconectadores, sea mayor o igual a 12 ciclos. Para valores inferiores se producirán disparos simultáneos y la manera de evitarlos es cambiando la secuencia de operación, pero debe tomarse en cuenta que en todo reconectador al menos siempre existirá una operación rápida, por lo que es factible que al menos en la operación rápida se produzca un disparo simultáneo. Figura 5.6 Coordinación Reconectador – Reconectador 14 148 Se requiere un margen de tiempo mayor de 0.2 segundos entre sus curvas características tiempo-corriente para la máxima corriente de falla común a ambos dispositivos. 5.2.6 COORDINACIÓN RELÉ INTERRUPTOR – RECONECTADOR En este caso el relé actúa de respaldo, esto es, las curvas del reconectador estarán por debajo de la curva del relé. Figura 5.7 Coordinación Relé Interruptor - Reconectador 5.3 CRITERIOS PARA LA VERIFICACIÓN DE PROTECCIONES Los principales criterios a considerar para la verificación de la coordinación del sistema de protección de la red de distribución son los siguientes: · Nivel de carga, si el funcionamiento está en su capacidad nominal. · Coordinación con elementos aguas abajo. · Coordinación de las curvas de ajustes de los elementos de protección. · Considerar Intervalos de protección dentro de los Cortocircuitos Máximos y Mínimos en el elemento de protección. · Considerar intervalos de Tiempo de Paso entre las curvas de operación de los equipos. · 75% de Potencia de Cortocircuito Máximo 14 149 Esquemas de Coordinación y Verificación: · Salvar Fusible: Fallas sean de tipo transitorias. · Despejar Fusible: Fallas sean de tipo permanentes. 5.3.1 VERIFICACIÓN DE PROTECCIONES LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE ALIMENTADOR A INTERRUPTOR AUTOMÁTICO RECONECTADOR F1,A F2,A Figura 5.8 Esquema típico del sistema de protecciones de un Alimentador En el esquema se presentado en la Figura 5.8 identifica la descripción de un alimentador típico con relé en la salida de la subestación, reconectador en el ramal principal y fusibles en los ramales del alimentador primario. La verificación de la coordinación del sistema de protecciones en este caso se procede de la siguiente manera: · Entre los fusibles F1,A y F2,A · Entre el fusible F1,A y el Reconectador · Entre el Reconectador y el relé del disyuntor del Alimentador 14 150 5.3.2 VERIFICACIÓN DE LA COORDINACIÓN DEL PROTECCIONES EN TRANSFERENCIA DE CARGA SISTEMA DE El sistema de protecciones de la red de distribución de la EEASA debe garantizar la operación en condiciones normales y en condiciones de transferencia de carga, para esto se debe considerar: · En el caso de los fusibles, garantizar la protección por el incremento de carga debido a la transferencia de carga. · En el caso, que en la red de distribución existan interruptores automáticos o reconectadores es necesario disponer 2 grupos de ajustes de protecciones, el primer grupo de ajustes para operación en condiciones normales, y el segundo grupo para operar en situación de transferencia de carga. · En operación con transferencia de carga y que en los troncales estén instalados fusibles, se brindan ciertas libertades para la coordinación del sistema de protección. ALIMENTADOR A ALIMENTADOR B INTERRUPTOR AUTOMÁTICO INTERRUPTOR AUTOMÁTICO INTERRUPTOR DE ENLACE NA F1,A F2,A F1,B F2,B Figura 5.9 Diagrama Unifilar de la Operación Normal de 2 Alimentadores de Subestaciones Distintas con punto de Transferencia de Carga En transferencia de carga, la configuración del alimentador primario cambia, es decir la alimentación normal del alimentador es diferente. Se toma por ejemplo la indisponibilidad del Alimentador A y se transfiere la carga por Alimentador B por medio del Interruptor de Enlace como se muestra en la Figura 5.10 15 151 ALIMENTADOR A ABIERTO INTERRUPTOR AUTOMÁTICO INTERRUPTOR AUTOMÁTICO ALIMENTADOR B INTERRUPTOR DE ENLACE CERRADO F1,A F1,B F2,A F2,B Figura 5.10 Diagrama Unifilar de la Operación en Transferencia de Carga La verificación del sistema de protecciones en transferencia de carga en este caso se analiza diferente, es decir se toman las siguientes consideraciones: · Los fusibles F1,A y F2,A deben coordinar con el interruptor de enlace. · El interruptor de enlace debe coordinar con el Interruptor Automático del Alimentador B. · El interruptor de Enlace debe cambiar los ajustes de protección automáticamente después de la transferencia de carga. 5.4 MEJORAR LA CONFIABILIDAD CON EL SISTEMA DE PROTECCIONES Dentro de las principales alternativas para mejorar la confiabilidad del sistema de distribución esta la reconfiguración y coordinación de los sistemas de protecciones, a continuación se presentan un resumen da cada alternativa sugerida: RECONFIGURACION DEL SISTEMA DE PROTECCIONES Evaluar la configuración del sistema de protecciones, identificando las especificaciones técnicas de los equipos de seccionamiento y protección instalados, cuando se realiza el incremento de capacidad de los equipos de protección y/o seccionamiento, se garantiza la capacidad de incrementar el nivel de carga en caso de transferencia de carga por indisponibilidad de servicio. 15 152 REAJUSTES DE RELES Reajustar la corriente de interrupción, el tiempo de paso, el tipo de curva de operación de los relés de interruptores de media, enlace y de cabecera de alimentador, con el fin de incrementar la capacidad de operación. 5.5 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO EN BARRAS DE LA S/E Los estudios de cortocircuitos determinan las corrientes que fluyen en un sistema eléctrico en condiciones de falla. Debido a que el crecimiento del sistema eléctrico generalmente da como resultado una mayor tensión de cortocircuito disponible, las clasificaciones momentáneas y de interrupciones de equipos nuevos y existentes se verifican, para garantizar que el equipo pueda resistir la energía de cortocircuito y las fuerzas magnéticas asociadas. Se tienen en cuenta las contribuciones de fallas de fuentes de energía, motores y generadores. Los resultados del estudio también se utilizan para coordinar de manera selectiva dispositivos eléctricos de protección. Los valores de los equivalentes de red utilizados para la simulación se presentan a continuación, · Voltaje base: 69kV · Potencia base: 100 MVA · Impedancia base: 47.61 OHMS Tabla 5.1 Equivalentes de Red S/E Totoras (Fuente CELEC Transelectric) CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO OHMS Impedancia de Secuencia Z0 Z1 Z2 PU Trifásica Dos Fases Monofásica R X R X (kA) MVA (kA) MVA (kA) MVA 0.070 0.203 0.227 3.951 7.334 7.355 0.001 0.004 0.005 0.083 0.154 0.154 5.996 716.59 5.186 206.60 7.076 281.90 Tabla 5.2 Equivalentes de Red S/E Ambato (Fuente CELEC Transelectric) Impedancia de Secuencia Z0 Z1 Z2 OHMS R 0.154 0.425 0.464 X 3.700 6.932 6.973 PU R 0.003 0.009 0.010 X 0.078 0.146 0.146 CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO Trifásica Dos Fases Monofásica (kA) MVA (kA) MVA (kA) MVA 5.996 716.59 5.186 206.60 7.076 281.90 15 BAÑOS-13.8 HUACH113.8_T2 BAÑOS-69 BAÑOS-13.8 HUACH113.8_T2 S/E_BAÑOS S/E_BAÑOS S/E_HUACHI ATOCHA-69 SAMANGA-13.8 TOTORAS-69 S/E_SAMANGA S/E_TOTORAS QUERO-13.8 QUERO-13.8 SAMANGA-69 QUERO-69 S/E_QUERO S/E_QUERO PILLARO-13.8 S/E_PILLARO S/E_SAMANGA QUERO-69 PILLARO-69 S/E_PILLARO PELILEO-69 TOTORAS-69 SAMANGA-13.8 SAMANGA-69 PILLARO-13.8 PILLARO-69 PELILEO-13.8 PELILEO-69 ORIENTE-13.8_C PELILEO-13.8 S/E_ORIENTE ORIENTE-69 ORIENTE-13.8 S/E_PELILEO ORIENTE-13.8_C S/E_ORIENTE MONTALVO-13.8 MONTALVO-69 S/E_PELILEO ORIENTE-69 ORIENTE-13.8 S/E_ORIENTE MONTALVO-13.8 S/E_MONTALVO LORETO-13.8 LORETO-13.8 MONTALVO-69 S/E_LORETO S/E_MONTALVO LLIGUA-13.8 LLIGUA-13.8 S/E_LLIGUA-PEN HUACHI_69 S/E_HUACHI HUACHI-13.8_T1 HUACHI_69 HUACHI-13.8_T1 S/E_HUACHI BAÑOS-69 ATOCHA-13.8 ATOCHA-69 ATOCHA-13.8 AMBATO-69 S/E_ATOCHA AMBATO-69 S/E_AMBATO Id equipo S/E_ATOCHA Nombre nodo Nombre Alimentador ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC Fase 69 13.8 69 13.8 69 13.8 69 13.8 69 13.8 13.8 69 13.8 69 13.8 13.8 13.8 69 13.8 13.8 69 13.8 69 69 kVLL 5430 4354 4658 4343 3198 3997 3711 3961 3552 7320 7320 4099 4342 4293 6497 3155 4086 3297 4087 3794 2050 7198 3933 5736 LLL (A) 6138 4533 4667 4661 3000 4216 3527 4225 3410 8190 8190 4077 4535 4289 6987 4147 4336 3096 4339 4260 1843 7930 3762 6514 LLT (A) 4702 3776 3998 3776 2722 3471 3165 3439 3033 6359 6359 3513 3767 3683 5639 2699 3552 2806 3552 3307 1734 6261 3357 4968 LL (A) 4702 3776 3998 3776 2722 3471 3165 3439 3033 6359 6359 3513 3767 3683 5639 2699 3552 2806 3552 3307 1734 6261 3357 4968 LL Mín (A) 6417 4645 4614 4776 2667 4307 3227 4322 3105 8563 8563 3870 4658 4175 7188 4028 4457 2778 4457 4316 1501 8204 3516 6793 LT Máx (A) 6417 4645 4614 4776 2667 4307 3227 4322 3105 8563 8563 3870 4658 4175 7188 4028 4457 2778 4457 4316 1501 8204 3516 6793 LT Mín (A) 0.07 0.0822 1.3075 0.0659 4.9786 0.0934 3.8556 0.0901 4.6457 0.0595 0.0595 2.9231 0.0874 1.6051 0.0436 0.1446 0.0987 3.7864 0.0874 0.0659 13.7971 0.0349 2.5345 0.154 R0 Thev (Ohmios) 3.951 1.4832 8.4929 1.3315 18.6489 1.5588 14.6101 1.5037 14.936 0.6101 0.6101 10.8005 1.4581 9.7048 0.8714 0.8808 1.4573 17.8807 1.4581 1.3315 36.9061 0.6971 13.0919 3.7 X0 Thev (Ohmios) Tabla 5.3 Corrientes de Cortocircuito en las barras de las Subestaciones de Distribución 0.203 0.1193 0.9264 0.166 2.5025 0.1799 2.1619 0.2024 2.4217 0.0983 0.0983 1.5864 0.1229 0.8888 0.1038 1.1513 0.1732 1.8632 0.1619 0.3402 6.859 0.0938 1.4745 0.425 R1Thev (Ohmios) 7.334 1.8294 8.6551 1.8374 12.6483 1.9928 10.8501 2.0091 11.2758 1.0888 1.0888 9.7918 1.8347 9.4152 1.2255 2.3267 1.9522 12.3726 1.953 2.0978 19.1594 1.1098 10.3186 6.932 X1 Thev (Ohmios) 153 154 5.6 GUÍA DE ANÁLISIS Se presenta una breve y ordenada descripción de la forma de analizar y proponer el sistema de protecciones para la red de distribución, considerando criterios de coordinación y verificación de los sistemas de protecciones: 1. Requisitos, datos preliminares: equivalentes de red, impedancias equivalentes de secuencia positiva, negativa y cero en los equivalentes de red. Ajustes de relés de los interruptores automáticos de las salidas de los alimentadores. 2. Flujos de Carga, corriente nominal por los troncales y ramales principales. Cortocircuitos en los puntos de protección. 3. Identificación de la ubicación referencial en la red de distribución. Identificar donde se encuentra un punto de protección. 4. Analizar la ubicación del elemento aguas abajo y definir la acción, es decir si la función del elemento es proteger u operar. 5. Escoger el elemento a instalar, en caso de protección: fusible o interruptor automático en media, seccionador fusible. En caso de operación se recomienda instalar seccionador tipo barra, barra rompe arco, seccionador tripolar, seccionador en aceite, seccionalizador asociado a un reconectador. En caso de ser necesario se utilizarán equipos automáticos, interruptores de media y enlace. Identificar la acción a realizar, ya sea cambiar el ajuste, reemplazar el equipo, reubicar, eliminar y/o incorporar un nuevo equipo. 6. Definir la capacidad del equipo protector, los ajustes de los relés automáticos 7. Coordinar los elementos de protección del sistema de protecciones propuestos. 8. Verificación del sistema de protecciones, se considera un cortocircuito máximo del 75% de su nominal, despeje de fusible 5.7 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES Debido a la falta de información de los fusibles instalados en la red de distribución, y la falta de registros de cambios e instalaciones de los fusibles en la redes de 15 155 distribución, se presenta una descripción de la configuración del sistema de protecciones y los ajustes en el relé de la salida de los alimentadores. 5.7.1 DESCRIPCIÓN DE LA PROTECCIONES EEASA. CONFIGURACIÓN DEL SISTEMA DE En la actualidad el sistema de protecciones en la red de distribución de la EEASA está definido con el siguiente esquema: ALIMENTADORES URBANOS · En la salida de los alimentadores con interruptores automáticos controlados por un relé y con comunicación al Centro de Control. · Fusibles en las troncales de los alimentadores y en los arranques monofásicos y trifásicos. · Interruptores de Media ubicados en mitad del troncal e Interruptores de Enlace para transferencias de carga. ALIMENTADORES RURALES · En la salida de los alimentadores con interruptores automáticos controlados por un relé y con comunicaciones al Centro de Control. · Fusibles en las troncales de los alimentadores y en los arranques monofásicos o trifásicos. · Reconectadores de reenganche para fallas transitorias en el sistema de distribución por lo general en esquema radial. Se detalla la información de los equipos automáticos instalados en Tungurahua: Tabla 5.4 Información Reconectadores Urbanos instalados en Tungurahua S/E Atocha Samanga Lligua- Península ALIMENTADOR UBICACIÓN_ REFERENCIAL TIPO MARCA FUNCIÓN Quisapincha Panecillo 3Ø ABB Reconexión Pilishurco Pilishurco 3Ø SCHNEIDER Reconexión Ficoa La Delicia 3Ø SCHNEIDER Int Medio Cunchibamba Samanga Bajo 3Ø ABB Reconexión Paso Lateral Chachuan 3Ø SCHNEIDER Int Medio Izamba Tirso de Molina 3Ø SCHNEIDER Int Enlace 15 156 Figura 5.11 Esquema Protecciones típico de la S/E Samanga Figura 5.12 Configuración típica del sistema de protecciones de la red primaria de distribución de la EEASA 15 Huachi Loreto Oriente Lligua Peninsula Atocha Samanga S/E 460,00 301,00 460,00 300,00 301,00 Ferroviario Vicentina Atahualpa Miraflores España 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 175,00 Bellavista 120,00 40,00 60,00 300,00 Olimpica 40,00 243,00 460,00 Universidad 40,00 Inter. Oriente-Lligua 566,00 Península 40,00 301,00 460,00 Izamba 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 CT RATIO [A] Bolivariana 566,00 Av. Las Américas 301,00 Salida 2 460,00 566,00 Martínez 355,00 Ficoa 235,00 Paso Lateral Norte In [A] ELEMENTO PROTEGIDO 60,00 60,00 300,00 300,00 300,00 300,00 300,00 600,00 200,00 200,00 200,00 200,00 300,00 300,00 300,00 300,00 300,00 300,00 I BASE [A] 4,50 4,50 ANSI Extremely Inverse 1,00 0,90 0,90 0,90 1,00 0,45 1,35 1,35 1,05 1,05 1,10 1,10 1,10 1,10 0,80 0,70 TAP FASE ANSI Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Long Time IEC Long Time CURVA PROTECCION 51 270,00 270,00 300,00 270,00 270,00 270,00 300,00 270,00 270,00 270,00 210,00 210,00 330,00 330,00 330,00 330,00 240,00 210,00 I PRI [A] S/E SAMANGA 2,10 2,10 0,15 0,20 0,20 0,20 0,48 0,18 0,18 0,18 0,22 0,22 0,20 0,20 0,20 0,20 0,10 0,10 TDS IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse ANSI Extremely Inverse ANSI Extremely Inverse ANSI Extremely Inverse ANSI Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Extremely Inverse IEC Long Time IEC Long Time CURVA 2,40 2,40 0,47 0,47 0,47 0,47 0,50 0,23 0,70 0,70 0,65 0,65 0,47 0,47 0,47 0,47 0,60 0,40 TAP FASE PROTECCION 51N 144,00 144,00 141,00 141,00 141,00 141,00 150,00 140,00 140,00 140,00 130,00 130,00 141,00 141,00 141,00 141,00 180,00 120,00 I PRI [A] 1,00 1,00 1,75 0,60 0,60 0,60 0,18 0,28 0,28 0,25 0,31 0,31 1,10 1,10 1,10 1,10 0,10 0,15 TDS 65T 65T 65T 50T 50T 50T - 50T 50T 50T 50K 50K 65T 65T 65T 65T 65T 50K FUSIBLE MAXIMO SIEMENS 7SJ62 SIEMENS 7SJ62 ABB REF630 ABB REF630 ABB REF630 ABB REF630 ABB REF541 ABB REF541 ABB REF541 ABB REF541 ABB SPAJ 140C ABB SPAJ 140C ABB REF630 ABB REF630 ABB REF630 ABB REF630 ABB REF541 ABB REF541 MODELO DE RELE Tabla 5.5 Ajustes Relés Cabecera de los Alimentadores Urbanos Ambato (Fuente Sección Subestaciones y Subtransmisión) 157 158 Figura 5.13 Configuración Reconectadores de Medio Alimentador y de Enlace 5.8 SISTEMA DE PROTECCIONES PROPUESTO Se presenta la coordinación del sistema de protecciones para los alimentadores urbanos de la red de distribución de la zona urbana de Ambato de la EEASA. 5.8.1 COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR “PASO LATERAL” DE LA S/E SAMANGA Se presenta una breve y ordenada descripción de la forma de analizar y proponer el sistema de protecciones para 2 alimentadores modelos, los alimentadores “Izamba” y “Paso Lateral”, considerando criterios de coordinación y verificación de los sistemas de protecciones: · Analizar la ubicación del elemento aguas abajo y definir la acción, es decir si la función del elemento es proteger u operar. · Escoger el elemento a instalar, en caso de protección: fusible o interruptor automático en media, seccionador fusible. En caso de operación se recomienda instalar seccionador tipo barra, barra rompe arco, seccionador tripolar, seccionador en aceite, seccionalizador asociado a un reconectador. En caso de ser necesario se utilizarán equipos automáticos, interruptores de media y enlace. Identificar la acción a realizar, ya sea cambiar el ajuste, reemplazar el equipo, reubicar, eliminar y/o incorporar un nuevo equipo. · Definir la capacidad del equipo protector, los ajustes de los relés automáticos 15 SB # 2536 NA SF # 243 NC SB # 244 NC SF # 2783 NC SF # 3423 NC SF # 252 NC INTERRUPTOR DE MEDIO CHACHUAN SF # 3430 NC 50 51 ALIMENTADOR IZAMBA SF # 2776 NC SF # 2781 NC SF # 2778 NC SF # 268 NC SF # 256 NA SF # 2774 NC SF # 3959 NC 50N 51N SB # 2536 NA SF # 243 65T NC SB # 244 20T NC SB # 2783 NC SF # 3423 50T NC SB # 3959 NC Reemplazar Seccionadores Barra SB # 252 Reemplazar NC Seccionadores Barra ALIMENTADOR IZAMBA SF # 2776 40T NC Reemplazar Seccionadores Barra SB # 2781 NC SF # 2778 30T NC SF # 268 30T NC SF # 2774 65T NC Reemplazar Seccionadores Barra INTERRUPTOR SB # 256 DE MEDIO NA CHACHUAN 50N 51N INTERRUPTOR DE ENLACE TIRSO DE MOLINA ALIMENTADOR IZAMBA SB # 242 NC Reemplazar Seccionadores Barra ALIMENTADOR PASO LATERAL SF # 1399 NA ALIMENTADOR PASO LATERAL SF # 2728 NA Reemplazar Seccionadores Barra SB # 3430 Reubicar NC 50 51 Rele Sobrecorriente Temporizado Disyuntor Rele Sobrecorriente Temporizado INTERRUPTOR DE ENLACE TIRSO DE MOLINA ALIMENTADOR IZAMBA SF # 242 NC ALIMENTADOR PASO LATERAL SF # 1399 NA SF # 2728 NA ALIMENTADOR PASO LATERAL Disyuntor ALIMENTADOR PASO LATERAL ALIMENTADOR PASO LATERAL Sistema de Protecciones Alimentador “Paso Lateral” Sistema de Protecciones Actual Sistema de Protecciones Propuesto Tabla 5.6 Sistema de Protecciones Alimentador “Paso Lateral” 159 160 Se tiene la coordinación de protecciones para el Alimentador “Paso Lateral”, que cuenta con un reconectador en mitad del alimentador (medio troncal), y fusibles aguas abajo. Figura 5.14 Coordinación del Sistema de Protecciones para el Alimentador “Paso Lateral” 16 161 Se observa que existe coordinación entre los fusibles de aguas abajo del reconectador y existe coordinación entre el reconectador y el fusible más cercano, existe coordinación entre el reconectador y el relé de la salida del alimentador Norte, esto considerando la operación del alimentador en condiciones normales, es decir sin transferencia de carga. ALIMENTADOR IZAMBA DE LA S/E LLIGUA-PENÍNSULA Alimentador coordinado con fusibles, e interruptor de enlace en la cola del alimentador con el propósito de transferencia de carga automática en caso de necesitar con el Alimentador “Paso Lateral”. Tabla 5.7 Sistema de Protecciones Alimentador “Izamba” Sistema de Protecciones Alimentador “Izamba” Sistema de Protecciones Actual Sistema de Protecciones Propuesto ALIMENTADOR IZAMBA Disyuntor ALIMENTADOR IZAMBA Rele Sobrecorriente Temporizado 50 51 Disyuntor 50N 51N 50 51 SF # 232 NC SB # 2536 NA ALIMENTADOR PASO LATERAL SF # 206 NA ALIMENTADOR CATIGLATA SF # 2773 NC Reemplazar Seccionadores Barra SB # 206 NA SF # 228 65T NC SF # 2773 25T NC SB # 232 SB # 2536 NA NC ALIMENTADOR Reemplazar PASO LATERAL Seccionadores Barra ALIMENTADOR CATIGLATA SF # 229 NC Reemplazar SB # 229 Seccionadores NC Barra SF # 230 NC SF # 230 NC SB # 237 NA SF # 539 NA SF # 236 NC 50N 51N S/N 20T NC S/N NC SF # 228 NC Rele Sobrecorriente Temporizado SF # 236 NC INTERRUPTOR DE ENLACE TIRSO DE MOLINA ALIMENTADOR PASO LATERAL SB # 237 NA ALIMENTADOR NORTE Reemplazar Seccionadores Barra SF # 236 NC SF # 539 ALIMENTADOR NA NORTE Reemplazar Seccionadores Barra INTERRUPTOR DE SF # 236 ENLACE TIRSO DE NC MOLINA ALIMENTADOR PASO LATERAL Se coordina con los ajustes de los Relés entre los Alimentadores “Izamba” e Interconexión Oriente-Lligua Península, adicionalmente se instala un fusible 50K en 16 162 la red de distribución que coordina con el relé del Alimentador “Izamba” como se presenta en la Figura 5.15. Figura 5.15 Coordinación del Sistema de Protecciones para el Alimentador “Izamba” 16 163 5.8.2 DETALLE PROTECCIONES Se presenta un listado de los elementos de protección indicando su ubicación general en la red de distribución, se presenta la propuesta operativa y técnica para la configuración y coordinación del sistema de protecciones. ALIMENTADOR PASO LATERAL Tabla 5.8 Diseño del sistema de protección Alimentador “Paso Lateral” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Paso Lateral” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Alimentador Paso Lateral Protección Automático Tiempo 51 y 51N Salida Seccionador Barra 3426 Maniobra Seccionador Mantener Subterránea Rompe Arco Reubicar en el ramal que va al 3430 Troncal Maniobra Seccionador Reubicar intercambiador del Paso Lateral, sector Izamba Seccionador 1755 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal Seccionador 2774 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T Seccionador 2776 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Punto Seccionador Barra 1113 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra Transferencia 256 Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Interna Protección Interruptor Maniobra y Interruptor Troncal Ajustar Sobrecorriente, Chachuan Protección Automático Interruptor de Media Seccionador Barra 3221 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra Rompe Arco en el Reubicar y 252 Troncal Protección Fusible ramal del final de la reemplazar Pedro Vásconez Ramal Seccionador 3423 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 50T Ramal Seccionador Barra 3956 Maniobra Fusible Cambiar Principal Rompe Arco Seccionador 268 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 2778 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 251 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 250 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 249 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T 16 164 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Paso Lateral” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador Barra 2783 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Punto Seccionador Barra 273 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Seccionador 4064 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal con Seccionador Barra 242 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Ramal con Seccionador 243 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 65T Seccionador 244 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Punto Seccionador Barra 2536 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 273 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco ALIMENTADOR “NORTE” Tabla 5.9 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Norte” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Norte” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Norte Alimentador Protección Automático Tiempo 51 y 51N Seccionador Barra Rompe Arco, salida 1722 Troncal Maniobra Seccionador Cambiar subterránea del Alimentador Punto Seccionador Barra 3430 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Seccionador 2843 Ramal Principal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador Barra 1398 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Ramal con Seccionador Barra 1117 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Seccionador 1262 Ramal Principal Protección Fusible Protección Portafusible 65T Seccionador 1263 Ramal Protección Fusible Protección Portafusible 20T Seccionador Barra 1258 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 1228 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador 1268 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Punto Seccionador Barra 1127 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Seccionador Barra 2728 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador Barra 1399 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador 1395 Ramal Protección Fusible Protección Portafusible 40t 16 165 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Norte” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador Barra 1260 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador Barra 1112 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Ramal con Seccionador 1111 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 50t Interna Punto Seccionador Barra 1231 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Interna Seccionador Barra 1269 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 1267 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Punto Seccionador Barra 539 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 237 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Seccionador 3796 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Ramal con Seccionador Barra 1230 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Ramal con Seccionador Barra 2929 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 1113 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 273 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco ALIMENTADOR “FICOA” Tabla 5.10 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Ficoa” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Ficoa” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Salida Alimentador Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Ficoa Alimentador Protección Automático Tiempo 51 y 51N Punto Seccionador Barra 552 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Seccionador Barra 548 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Ramal Seccionador 1615 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T Seccionador 2664 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Seccionador 4284 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal Seccionador Barra 4285 Maniobra Fusible Reemplazar Principal Rompe Arco Seccionador 4289 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Ramal Seccionador Barra 3769 Protección Fusible Reemplazar Principal Rompe Arco Seccionador 3780 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T 16 166 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Ficoa” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Reconectador Maniobra y Interruptor Troncal Ajustar Dos trips, Rapid Ficos Protección Automático Punto Seccionador Barra 581 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Interna Ramal Seccionador 566 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 50T Seccionador Barra 568 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador 706 Ramal Troncal Maniobra Cambiar Portafusible 25T Seccionador 579 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 580 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 3392 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador Barra 554 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 2665 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 594 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador Barra 3389 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Punto Seccionador Barra 552 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Seccionador Barra 2578 Troncal Maniobra Seccionador Reemplazar Rompe Arco Seccionador 595 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador 705 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Barra 3393 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador 597 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 599 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 3836 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 703 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 1635 Troncal Protección Fusible Protección Portafusible 40T Seccionador 3395 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Barra 596 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Punto Seccionador Barra 572 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 704 Maniobra Seccionador Reemplazar Transferencia Rompe Arco 16 167 ALIMENTADOR “SALIDA 2” Tabla 5.11 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Salida 2” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Salida 2” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Automático Salida2 Alimentador Protección de Tiempo 51 y 51N Seccionador Barra Rompe 2666 Troncal Maniobra Seccionador Reemplazar Arco Seccionador 3497 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Ramal con Barra Rompe 3386 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 704 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco ALIMENTADOR “MARTÍNEZ” Tabla 5.12 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Martínez” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Martínez” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente de Ajustar Martínez Alimentador Protección Automático Tiempo 51 y 51N Seccionador S-N Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 1025 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador 1026 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador Barra Rompe 1024 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 1723 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 1333 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 1335 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 50T Seccionador 1087 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador 1067 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador 3010 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T 16 168 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Martínez” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador 3781 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Seccionador 2716 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 50T Seccionador 1070 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 2694 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 1052 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 2575 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Punto Barra Rompe 224 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 1003 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 1008 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 1012 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal con Seccionador transferencia 1005 Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Interna Seccionador 1062 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador 1060 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Punto Malla 1064 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Interna Arco Seccionador 1238 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Barra Rompe 1237 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Punto Ramal con Ramal con 1127 Maniobra Maniobra Transferencia Transferencia Transferencia Seccionador Ramal con Barra Rompe 2667 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador Ramal con Barra Rompe 506 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador Ramal con Barra Rompe 2647 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco 16 169 ALIMENTADOR “AMÉRICAS” Tabla 5.13 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Américas” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Américas” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Alimentador Américas Protección Automático Tiempo 51 y 51N Ramal Principal con Seccionador 260 Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Transferencia Interna Ramal Principal Seccionador con Barra Rompe 3372 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Interna Punto Seccionador 225 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Barra Rompe Interna Arco Seccionador Ramal con 2910 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 1648 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Ramal con Seccionador 3374-N Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Barra Ramal con Seccionador 148 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Barra Seccionador 2668 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 290 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Ramal Principal con Seccionador 288 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 65T Interna Ramal Seccionador Transferencia 3501 Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Interna Seccionador 534 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal Principal con Seccionador 151 Protección Fusible Reemplazar Transferencia Barra Interna Ramal con Seccionador 3385 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 40T Interna Seccionador 3500 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Interruptor en Interruptor en I008 Troncal Maniobra Mantener Aceite Aceite manual Seccionador 291 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T 16 170 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Américas” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador 5485 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 293 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 296 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Ramal con 298 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador 299 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador 3499 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Barra Rompe 501 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 1656 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Punto 59379 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 184 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco ALIMENTADOR “PENÍNSULA” Tabla 5.14 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Península” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Península” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Península Protección Automático de Tiempo 51 y Alimentador 51N Seccionador 213 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Ramal Seccionador 212 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T Seccionador Barra Rompe 216 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 186 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 218 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 209 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Fusible Cambiar 208 Ramal Protección Portafusible 30T 17 171 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Península” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador 201 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Punto 198 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 206 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 197 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 2645 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 211 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 530 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 222 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Ramal con Seccionador 194 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 65T Seccionador Punto 59379 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Fusible Cambiar 193 Ramal Protección Portafusible 30T Seccionador Punto Barra Rompe 224 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco ALIMENTADOR “IZAMBA” Tabla 5.15 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Izamba” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Izamba” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Descripción Actividad Protección Sobrecorriente Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar de Tiempo 51 y Izamba Alimentador Protección Automático 51N Seccionador Barra Rompe 214 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador Punto 206 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Ramal con Seccionador Fusible Cambiar 228 Protección Transferencia Portafusible 65T Seccionadores Ramal 232 Maniobra Fusible Reemplazar Barra para Principal maniobras 17 172 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Izamba” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Descripción Actividad Ramal Seccionador 234 Maniobra Fusible Protección Principal Portafusible 20T Seccionador Portafusible 2773 Ramal Protección Fusible Reubicar 25T, calle Barranquilla Seccionador Barra Rompe 229 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 231 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Seccionador 230 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 236 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador Fusible Cambiar 239 Troncal Protección Portafusible 30T Protección Interruptor Maniobra, Sobrecorriente, Punto de Interruptor Ajustar Tirso de Protección y Interruptor de Transferencia Automático Reconexión Molina Enlace Seccionador Punto Barra Rompe 239 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador Punto 237 Maniobra Fusible Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 2536 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco ALIMENTADOR “BOLIVARIANA” Tabla 5.16 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Bolivariana” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Bolivariana” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Sobrecorriente Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar de Tiempo 51 y Bolivariana Alimentador Protección Automático 51N Seccionador 3502 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 2847 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Ramal Seccionador 587 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 30T Ramal Seccionador EXISTE-BOL Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 30T Seccionadores 588 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Barra 17 173 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Bolivariana” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionadores 592 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Seccionador Punto Barra Rompe 178 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 3368 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador Punto Barra Rompe 559 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionadores Barra Rompe 564 Trocal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Seccionador 1572 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionadores 1571 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador 576 Trocal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Punto 547 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto 515 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador 577 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Punto Barra Rompe 546 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador Punto 586 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco ALIMENTADOR “UNIVERSIDAD” Tabla 5.17 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Universidad” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Universidad” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Universidad Protección Automático de Tiempo 51 y Alimentador 51N Seccionador Salida 2291 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Subterránea Arco Seccionador 979 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco 17 174 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Universidad” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Ramal con Seccionador 3579 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Barra Rompe Interna Arco Seccionador Punto 20677 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Punto Seccionador Transferencia Barra Rompe 3176 Maniobra Seccionador Mantener Interna Arco Seccionador 978 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 966 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 984 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 774 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 977 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador 967 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Ramal 975 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Principal Arco Seccionador 974 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 1203 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Seccionador 3253 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 976 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador 3576 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 972 Ramal Maniobra Fusible Cambiar Barra Seccionador 973 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 50T Seccionador 961 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador 971 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 893 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 50T Seccionador 3182 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Ramal Seccionador 896 Maniobra Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T 17 175 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Universidad” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador 899 Ramal Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador 986 Ramal Protección Fusible Protección Portafusible 40T Seccionador 987 Ramal Protección Fusible Protección Portafusible 40T Seccionador Punto 7041-SC Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 767 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador Punto 527 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto 522 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco ALIMENTADOR “OLÍMPICA” Tabla 5.18 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Olímpica” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Olímpica” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Olímpica Alimentador Protección Automático Tiempo 51 y 51N Seccionador 2312 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 543 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Punto Barra Rompe 559 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador 1626 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Punto 547 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto 546 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador 1569 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 20681 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador 20680 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T 17 176 20677 Punto Transferencia Maniobra Seccionador Mantener 20682 Punto Transferencia Maniobra Seccionador Mantener Seccionador Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe Arco ALIMENTADOR INTERCONEXIÓN ORIENTE-LLIGUA Tabla 5.19 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Interconexión Oriente-Lligua” Diseño de Mejora del Sistema de Protección “Interconexión Oriente-Lligua” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Alimentador Protección Salida Maniobra y Interruptor Interconexión Sobrecorriente de Ajustar Alimentador Protección Automático Oriente-Lligua Tiempo 51 y 51N Seccionador 2994 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 275 Ramal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 187 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco ALIMENTADOR “CATIGLATA” Tabla 5.20 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Catiglata” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Catiglata” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Alimentador Protección Automático de Tiempo 51 y Catiglata 51N Seccionador Salida NULL-1 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Subterránea Arco Seccionador 210 Barra Rompe Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco, aislar cruce 20683 aéreo Seccionador 2611 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Barra Rompe 3842 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador 202 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 4158 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 15T Punto Barra Rompe 198 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco 17 177 ALIMENTADOR “BELLAVISTA” Tabla 5.21 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Bellavista” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Bellavista” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Bellavista Alimentador Protección Automático Tiempo 51 y 51N Salida Seccionador Barra 3405 Maniobra Seccionador Mantener Subterránea Rompe Arco Seccionador 2644 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Barra 132 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador 3380 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Barra 535 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Punto Seccionador Barra 130 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Seccionador Barra 2842 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 513 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Ramal con Seccionador 3391 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 30T Punto Seccionador Barra 126 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador 516 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 30T Punto Seccionador Barra 508 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Seccionador Barra 544 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Ramal Seccionador 545 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 30T Seccionador Barra 536 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 3378 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador 2869 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Punto Seccionador Barra 523 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 522 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Punto Seccionador Barra 519 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco 17 178 ALIMENTADOR “FERROVIARIO” Tabla 5.22 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Ferroviario” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Ferroviario” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar Sobrecorriente de Alimentador Ferroviario Protección Automático Tiempo 51 y 51N Salida Seccionador Barra 2652 Maniobra Seccionador Mantener Subterránea Rompe Arco Seccionador 119 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador 136 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 50T Seccionador 140 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador Barra 3244 Troncal Protección Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador 165 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 2659 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador Barra 180 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Rompe Arco Seccionador Barra 2659 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Rompe Arco Seccionador 182 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Punto Seccionador Barra 184 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Rompe Arco Ramal con Seccionador Barra 3241 Protección Fusible Reemplazar Transferencia Rompe Arco Ramal con Seccionador Barra 2658 Maniobra Seccionador Reemplazar Transferencia Rompe Arco Seccionador 4140 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T ALIMENTADOR “VICENTINA” Tabla 5.23 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Vicentina” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Vicentina” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Sobrecorriente Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar de Tiempo 51 y Alimentador Vicentina Protección Automático 51N Seccionador Salida NULL Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Subterránea Arco Seccionador Fusible Cambiar 2828 Ramal Protección Portafusible 65T Seccionador Ramal con 2722 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco 17 179 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Vicentina” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador Punto 130 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Protección Seccionador 127 Ramal Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador Punto 126 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador 2952 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador Barra Rompe 2643 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Protección Seccionador 806 Ramal Fusible Cambiar Portafusible 40T Protección Seccionador 106 Ramal Fusible Cambiar Portafusible 25T Seccionador Punto 2807 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco ALIMENTADOR “ATAHUALPA” Tabla 5.24 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Atahualpa” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Atahualpa” Locación Elemento Definición identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Sobrecorriente Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Ajustar de Tiempo 51 y Alimentador Vicentina Protección Automático 51N Seccionador Salida Barra Rompe 3186 Maniobra Seccionador Mantener Subterránea Arco Seccionador 3186 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 762 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Punto 760 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Barra Rompe 763 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador 765 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador Barra Rompe 770 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador Punto 767 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco 17 180 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Atahualpa” Locación Elemento Definición identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Ramal con Seccionador 768 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 65T Seccionador 754 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador Punto 7041-SC Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto 3379 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Barra Rompe 755 Troncal Maniobra Fusible Reemplazar Arco Ramal Seccionador 756 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T Seccionador 757 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 772 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 773 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 20T Seccionador Punto 833 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador 752 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador Punto Barra Rompe 3769 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Arco Seccionador Punto 508 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco ALIMENTADOR “ESPAÑA” Tabla 5.25 Diseño Sistema de Protección Alimentador “España” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “España” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Alimentador Protección Automático de Tiempo 51 y España 51N Seccionador Salida 817 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Subterránea Arco Seccionador 3201 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador Barra Rompe 819 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Arco 18 181 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “España” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador Punto 839 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Ramal con 816 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Trasferencia Arco Seccionador Punto Barra Rompe 760 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 1624 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 4207 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Seccionador 831 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 828 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Seccionador 3829 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Seccionador 4205 Ramal Protección Fusible Cambiar Portafusible 30T Ramal con Seccionador 9758 Protección Fusible Cambiar Trasferencia Portafusible 40T Ramal con Seccionador Trasferencia Barra Rompe 786 Protección Fusible Reemplazar Arco Ramal con Seccionador 786 Protección Fusible Reemplazar Trasferencia Barra Rompe Arco Seccionador Punto Barra Rompe 782 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 4051 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Seccionador 2825 Ramal Protección Fusible Reemplazar Barra Rompe Arco Seccionador Punto Barra Rompe 833 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Seccionador 834 Troncal Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Punto Seccionador 3794 Maniobra Seccionador Mantener Transferencia Barra Rompe Arco Punto Seccionador Transferencia Barra Rompe 3769 Maniobra Seccionador Mantener Arco Seccionador Punto 2807 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco 18 182 ALIMENTADOR “MIRAFLORES” Tabla 5.26 Diseño Sistema de Protección Alimentador “Miraflores” Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Miraflores” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Protección Alimentador Salida Maniobra y Interruptor Sobrecorriente Ajustar Miraflores Protección Automático de Tiempo 51 y Alimentador 51N Seccionador Salida 3917 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Subterránea Arco Seccionador Punto 839 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Portafusible 65T 2818 Troncal Protección Fusible Reubicar en el Ramal Adyacente Seccionador 821 Troncal Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Arco Ramal con Seccionador 824 Protección Fusible Cambiar Transferencia Portafusible 65T Seccionador Punto 826 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Ramal Seccionador 784 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 40T Seccionador Punto Barra Rompe 782 Maniobra Fusible Reemplazar Transferencia Arco Ramal Seccionador Principal con 3922 Protección Fusible Cambiar Portafusible 65T Transferencia Ramal Seccionador 3925 Maniobra Fusible Reemplazar Principal con Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto 3794 Maniobra Seccionador Mantener Barra Rompe Transferencia Arco Ramal Seccionador Principal con 3937 Protección Fusible Cambiar Portafusible 40T Transferencia Ramal Seccionador 4149 Maniobra Fusible Reemplazar Principal con Barra Rompe Transferencia Arco Seccionador Punto REMP-1 Maniobra Fusible Reemplazar Barra Rompe Transferencia Arco Ramal Seccionador 837 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 65T Seccionador Ramal 3066 Protección Fusible Reemplazar Barra Rompe Principal Arco 18 183 Diseño de Mejora del Sistema de Protección Alimentador “Miraflores” Locación Elemento Definición Identificación Ubicación Función Tipo Actividad Descripción Seccionador Ramal 3082 Protección Fusible Reemplazar Barra Rompe Principal Arco Ramal Seccionador 2506 Protección Fusible Cambiar Principal Portafusible 30T Monofásico 5.9 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES Se utilizó el módulo de Protección de Red del Programa Computacional Cymdist, el módulo Análisis de los dispositivos de protección es una herramienta indispensable que ayuda a los ingenieros a abordar eficazmente los problemas relativos a la protección mediante estudios tiempo/corriente. La selección correcta de los dispositivos de protección y su dimensionamiento apropiado son de suma importancia para el ingeniero que desea reducir el impacto causado por perturbaciones como cortocircuitos en la red y limitar las fallas en los equipos. El análisis del sistema de protección de la red puede ser utilizado para verificar la coordinación, el alcance y el porcentaje de carga de todos los dispositivos de protección de la red. Sus funciones principales son: · · · · · · Verificar la coordinación entre pares sucesivos de dispositivos según los criterios definidos por el usuario. Examinar si el dispositivo funciona para todas las fallas de su zona de protección dentro del tiempo de funcionamiento máximo permitido, definido por el usuario. Comparar la corriente que atraviesa cada dispositivo a la corriente de carga continua máxima permitida, definida por el usuario. Verificar si los cables están protegidos por un dispositivo en toda su extensión. Opciones de tiempo de despeje y de tiempo de conservación del fusible. Reportes especializados e indicaciones en el diagrama unifilar que resaltan las intersecciones entre las curvas y los problemas relativos al alcance y porcentaje de carga Se presenta un ejemplo completo del sistema de protecciones para dos alimentadores urbanos de la ciudad de Ambato con puntos de enlace, para saber si existe coordinación en la operación en condiciones normales de cada alimentador y con transferencia de carga entre ellos: 18 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 Nombre red I010101 I010101 1755 243 I010101 3423 2774 15 65 155 30 40 0,46 6,47 68,02 17,81 30,34 3,04 9,95 43,88 59,37 75,86 80 80 80 80 80 Reconectado r Reconectado r Tipo de dispositivo Aguas arriba 163 163 Curva aguas arriba / Capacida d (amps) 1479 1479 Clientes entre dispositivo s 3423 243 Número de dispositiv o Aguas abajo Fusible Fusible Tipo de dispositiv o Aguas abajo 30T 65T Curva aguas abajo / Capacida d (amps) 75,56 152,62 Intervalo de protecció n Mínimo (amps) 2064,37 1705,14 Intervalo de protecció n Máximo (amps) Tabla 5.28 Verificación de la Coordinación de Protecciones Alimentador “Paso Lateral” Fusible Fusible Reconectador Fusible Fusible n/a n/a Punto de nocoordinació n (amps) No No No No No Sí Sí ¿Coordinación ? Talla/Disp. Corriente a plena carga Carga Límite de carga ¿Sobrecargado? (amps) (amps) (%) (%) Tabla 5.27 Verificación Carga Alimentador “Paso Lateral” Tipo de dispositivo Número de dispositivo Número de dispositiv o Aguas arriba ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 Nombre red ALIMENTADOR “PASO LATERAL” 5.9.1 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN OPERACIÓN NORMAL 184 234 NULL-4 Fusible Fusible ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 20 25 65 30 65 1,47 2,11 5,92 5,63 22,76 7,33 8,43 9,1 18,77 35,02 80 80 80 80 80 Fusible Fusible 229 228 Tipo de dispositiv o Aguas arriba 65T 65T Curva aguas arriba / Capacida d (amps) 140 903 Clientes entre dispositivo s 234 239 Número de dispositiv o Aguas abajo Fusible Fusible Tipo de dispositiv o Aguas abajo 25T 30T Curva aguas abajo / Capacida d (amps) 99,99 75,56 Intervalo de protecció n Mínimo (amps) 2383,03 2034,49 n/a n/a Sí Sí Intervalo de Punto de no¿Coordinación protecció coordinació ? n Máximo n (amps) (amps) No No No No No de carga. esto, se cambian los grupos de operación las configuraciones de los relés de los interruptores automáticos para la transferencia Después de la verificación en condiciones normales, se procede a la verificación en condiciones de transferencia de carga, para y Alimentador “Paso Lateral”, considerando la verificación de carga y la verificación de coordinación del sistema de protecciones. En las tablas anteriores se observa que existe coordinación en condiciones normales de operación para el Alimentador “Izamba” ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 Nombre red 228 Fusible ALIM-0100030T02 Número de dispositiv o Aguas arriba 239 Fusible Talla/Disp. Corriente a plena carga Carga Límite de carga ¿Sobrecargado? (amps) (amps) (%) (%) Tabla 5.30 Verificación de la Coordinación de Protecciones Alimentador “Izamba” 229 Fusible ALIM-0100030T02 Tipo de dispositivo Número de dispositivo Tabla 5.29 Verificación Carga Alimentador “Izamba” ALIM-0100030T02 Nombre red ALIMENTADOR “IZAMBA” 185 186 5.9.2 VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN OPERACIÓN CON TRANSFERENCIA DE CARGA Se presenta el sistema de protecciones en transferencia de carga, en caso de interruptores automáticos asociamos el cambio de los ajustes de protecciones de los relés automáticos, considerando condiciones ALIMENTADOR “PASO LATERAL” CON PARTE DE CARGA DEL ALIMENTADOR “IZAMBA” Figura 5.16 Coordinación de Protecciones Alimentador “Paso Lateral” con parte de carga del Alimentador “Izamba” 18 187 ALIMENTADOR “IZAMBA” CON PARTE DE CARGA DEL ALIMENTADOR “PASO LATERAL” Figura 5.17 Coordinación de Protecciones Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” 18 Fusible Reconectador Fusible Reconectador Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 ALIM-0100010T01 1755 NULL-4 234 228 243 229 239 174 3423 I010101 2774 15 20 25 65 65 65 30 150 30 155 40 Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp.(amps) ALIM-0100010T01 Nombre red 0,46 1,52 2,19 6,13 6,54 10,61 5,83 34,16 17,99 96,44 30,52 Corriente a plena carga (amps) 3,05 7,58 8,75 9,43 10,06 16,33 19,42 22,77 59,95 62,22 76,31 Carga (%) 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Límite de carga (%) Tabla 5.31 Verificación Carga Alimentador “Paso Lateral” con parte de carga del Alimentador “Izamba” ALIMENTADOR “PASO LATERAL” CON PARTE DE CARGA DEL ALIMENTADOR “IZAMBA” No No No No No No No No No No No ¿Sobrecargado? 188 Fusible Reconectador Reconectador Reconectador Reconectador Reconectador Fusible Fusible 229 I010101 I010101 I010101 174 174 229 228 65T 65T 163 163 163 163 163 65T 140 288 903 903 1479 1479 1479 288 234 NULL-4 239 229 3423 174 243 228 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Reconectador Fusible Fusible 25T 20T 30T 65T 30T 163 65T 65T 93,33 846,66 75,56 152,62 75,56 150 152,62 152,62 1193,32 1315,58 1602,14 1357,78 2064,4 1643,25 1705,17 1330,62 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí No que existe capacidad de operación segura del nivel de carga de los elementos protectores. “Izamba” se verifica que existe coordinación de entre los elementos protectores de la red de distribución, adicionalmente se verifica Del análisis de las tablas de verificación de la protección de red, para el Alimentador “Paso Lateral” en transferencia al Alimentador ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 ALIM0100010T01 Nombre red Curva Curva Intervalo Intervalo Número de Tipo de Número de Tipo de aguas Clientes aguas de de Punto de nodispositivo dispositivo dispositivo dispositivo arriba / entre abajo / protección protección coordinación ¿Coordinación? Aguas Aguas Aguas Aguas Capacidad dispositivos Capacidad Mínimo Máximo (amps) arriba arriba abajo abajo (amps) (amps) (amps) (amps) Tabla 5.32 Verificación de la Coordinación de Protecciones Alimentador “Paso Lateral” con parte de carga del Alimentador “Izamba” 189 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 1755 NULL-4 234 228 243 239 3423 2774 229 15 20 25 65 65 30 30 40 65 0,48 1,49 2,15 6,03 6,52 5,8 18,08 31,43 113,1 3,17 7,45 8,6 9,27 10,03 19,32 60,25 78,57 174,01 80 80 80 80 80 80 80 80 80 No No No No No No No No Sí Talla/Disp. Corriente a plena carga Carga Límite de carga ¿Sobrecargado? (amps) (amps) (%) (%) ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 Nombre red Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 229 229 229 229 229 228 65T 65T 65T 65T 65T 65T Número Curva Tipo de de aguas dispositiv dispositiv arriba / o Aguas o Aguas Capacida arriba arriba d (amps) 140 903 903 903 903 903 Clientes entre dispositiv os 234 3423 2774 1755 239 243 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 25T 30T 40T 15T 30T 65T 99,99 75,56 95,58 36,22 75,56 152,62 2383,1 1602,76 1173,48 1029,45 2034,6 1837,14 Intervalo Número Curva Intervalo Tipo de de de aguas de dispositiv protecció dispositiv abajo / protecció o Aguas n o Aguas Capacida n Mínimo abajo Máximo abajo d (amps) (amps) (amps) n/a n/a n/a n/a n/a 1837,14 Punto de nocoordinaci ón (amps) Sí Sí Sí Sí Sí No ¿Coordinació n? Mostrar Mostrar Mostrar Mostrar Mostrar Mostrar Curvas TCC Tabla 5.34 Verificación de la Coordinación de Protecciones Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo ALIM-0100030T02 Nombre red Tabla 5.33 Verificación Carga Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” ALIMENTADOR “IZAMBA” CON PARTE DE CARGA DEL ALIMENTADOR “PASO LATERAL” 190 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 ALIM-0100030T02 229 NULL-4 234 228 243 239 3423 20 25 65 65 30 30 65 1,48 2,13 5,98 6,47 5,72 17,91 87,52 7,42 8,52 9,21 9,95 19,05 59,71 134,65 80 80 80 80 80 80 80 No No No No No No Sí Talla/Disp. Corriente a plena carga Carga Límite de carga ¿Sobrecargado? (amps) (amps) (%) (%) Fusible Fusible Fusible Fusible 229 229 229 228 Tipo de dispositivo Aguas arriba 65T 65T 65T 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 140 903 903 903 Clientes entre dispositivos 234 3423 239 243 Número de dispositivo Aguas abajo Fusible Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 25T 30T 30T 65T 99,99 75,56 75,56 152,62 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 2383,07 1602,71 2034,56 1837,09 n/a n/a n/a 1837,09 continuidad de servicio necesario se recomienda reemplazar este seccionador fusible por un Seccionador Barra tipo Rompe Arco, para garantizar la Lateral” no garantiza la capacidad del fusible 229 de capacidad 65T, el cual llega a una sobrecarga del 174%, en caso de ser Sí Sí Sí No Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) De lo anterior se analiza, que en condiciones de operación del Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 ALIM0100030T02 Nombre red Número de dispositivo Aguas arriba Tabla 5.36 Verificación de la Coordinación de Protecciones Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” Fusible ALIM-0100030T02 Tipo de dispositivo Número de dispositivo ALIM-0100030T02 Nombre red Tabla 5.35 Verificación Carga Alimentador “Izamba” con parte de carga del Alimentador “Paso Lateral” IZAMBA TRANSFERENCIA AL PASO LATERAL, ABIERTO INTERRUPTOR CHACHUAN 191 192 5.10 CONCLUSIONES PRELIMINARES Para mejorar la confiabilidad de servicio en la red de distribución es necesario evaluar sistemáticamente el sistema de protección en la red de distribución, proponer cambios en la de la configuración del sistema de protecciones y coordinar los mismos. El dinamismo del sistema de distribución exige la verificación sistemática y periódica de la operación y ubicación del sistema de protecciones. Dentro del análisis de las protecciones en el sistema de distribución, se realiza la coordinación y verificación del sistema de protecciones en condiciones normales de operación y se verifica la capacidad de los equipos de protección en condiciones de transferencia de carga. Como se analiza la ubicación, se identifica la zona y se evalúa la acción del elemento en dicha ubicación, y se propone la función de los elementos de protección y/o maniobra. En los troncales de los alimentadores se recomienda instalar máximo un elemento de protección a la cola del alimentador, y se recomienda en los ramales con transferencia de carga instalar fusibles con alta capacidad y/o reemplazar por seccionadores tipo barra rompe arco. En troncales con muchos fusibles se recomienda limitar su número o reemplazarlos por seccionadores rompe arco para maniobras, con el objetivo de coordinar el sistema de protecciones y garantizar transferencias de carga. Se debe considerar que los fusibles tipo T operan a partir de 1,5 de su capacidad nominal. Este análisis se debe efectuar para permitir que los fusibles permitan sobrepasar de su capacidad nominal en condiciones de transferencia de carga. En los puntos de transferencia de carga se recomienda instalar seccionadores barra tipo rompe arco para poder operar bajo carga y sin arco eléctrico. 19 193 CAPÍTULO VI 6 MEJORAS DE LA RESPUESTA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN FRENTE A CONTINGENCIAS Debido a que los sistemas eléctricos de distribución sufren cambios constantemente en la configuración y topología de la red y la carga, por tal motivo lo que en su momento pudiera estar adecuadamente diseñado y oportunamente operativo, después de un tiempo pueden aparecer problemas técnicos - operativos de funcionalidad de la red. Se presentan las principales soluciones para mejorar las condiciones operativas de la red, permitiendo mejorar el perfil de voltaje y el nivel de carga de los elementos del sistema de distribución, estas soluciones en conjunto e indirectamente reducen las pérdidas de potencia en el sistema de distribución. 6.1 ALTERNATIVAS PARA MEJORAR EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN A continuación se presenta una breve explicación de los métodos para mejorar la regulación de voltaje de los alimentadores primarios, cada método tiene sus características propias para obtener un perfil de voltaje adecuado. Después se presentaran las aplicaciones sugeridas al sistema en estudio. Los posibles métodos para mejorar la regulación de voltaje en los alimentadores primarios son: · Balance de cargas en las fases. · Reconfiguración de la red. · Incremento del Calibre del conductor. · Cambio del alimentador monofásico a multifásico. · Instalación de nuevos alimentadores primarios. · Aplicación de capacitores shunt. 19 194 BALANCE DE CARGAS EN LAS FASES Una de las primeras opciones para superar pobres condiciones de regulación de voltaje en un alimentador, es balancear el nivel de carga en cada una de las tres fases del alimentador. Se considera un alimentador balanceado si la corriente en cada fase es aproximadamente la misma, con una regulación mínima. El desbalance de cargas produce una corriente en el neutro, que aumenta las pérdidas y las caídas de voltaje. Existe una regulación mínima de voltaje, si la carga esta desequilibrada, puede existir una sobrecarga en la fase más cargada, aunque la carga total trifásica no sea excesiva. El balance de la carga del alimentador se debe realizar a lo largo de todo el alimentador. RECONFIGURACIÓN DE LA RED Dentro de la reconfiguración de la red se consideran dos ámbitos: 1. El primero es la reconfiguración de la red interna, es decir dentro del mismo alimentador. 2. La reconfiguración de la red, considerando alimentadores adyacentes e incluso implementando dispositivos de maniobra para seccionar carga. El propósito de la reconfiguración es reducir la distancia de la fuente a la carga, es decir en operación eléctrica reducir la caída de voltaje y las perdidas resistivas del sistema. INCREMENTO DEL CALIBRE DEL CONDUCTOR Incrementando el calibre del conductor, decrece la impedancia de la línea. Es decir para una misma carga del alimentador se tiene menor caída de voltaje. Este método de regulación es uno de los más costosos, pero es necesario donde se detecta un crecimiento considerable de carga, y donde la planificación a largo lo identifique. Evaluando lugares estratégicos de ramales con transferencia de carga, es necesario incrementar el calibre del conductor con el propósito de aumentar la capacidad de paso de corriente para absorber el incremento de carga. 19 195 CAMBIO DEL ALIMENTADOR MONOFÁSICO A MULTIFASICO La caída de voltaje en un ramal monofásico es el resultado de la circulación de corriente de carga por la trayectoria de retorno y por la fase del conductor. Cuando se realiza el cambio de monofásico a trifásico, se divide la carga igualmente entre las 3 fases, la caída de voltaje se reducirá hasta 1/6 de la que se producía cuando era monofásico. 6.2 IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS VULNERABLES Después de la simulación de flujo de carga en condiciones de operación de máxima carga en el sistema de distribución, se identifican los alimentadores en operación de alerta, pese a que su operación se encuentra dentro de los límites de operación establecidos en las normativas nacionales, pero estos alimentadores son los que mayor caída de voltaje tienen y con mayor nivel de carga registrada en condiciones de máxima demanda del sistema. 6.2.1 ALIMENTADORES EN OPERACIÓN DE ALERTA EN CONDICIONES ACTUALES Realizados los flujos de carga en la red primaria de la zona urbana de Ambato, para condiciones actuales existen 4 alimentadores bordeando los límites de caída de voltaje admisible y 3 alimentadores con la mayor demanda registrada. Los alimentadores con mayor caída de voltaje en la red primaria de distribución son: · ALIM-0100010T01 (PASO LATERAL) · ALIM-0100020T01 (FICOA) · ALIM-0100020T03 (AMÉRICAS) · ALIM-0100070T09 (MIRAFLORES) Y los alimentadores con mayor nivel de carga son: · ALIM-0100020T01 (FICOA) · ALIM-0100020T05 (MARTÍNEZ) · ALIM-0100040T02 (UNIVERSIDAD) 19 196 6.2.2 PUNTOS NO SE PUEDEN TRANSFERIR CARGA Escenarios en los que no se pueden transferir carga: · Sobrecarga en elementos de protección · Sobrecarga del conductor. · Fuera de límite caída de voltaje · Potencia Instalada del Transformador de la Subestación 6.3 PROPUESTA TÉCNICA Y OPERATIVA 6.3.1 RECONFIGURACIÓN DE ALIMENTADORES S/E HUACHI Debido a la demanda sobre el T1 de la Subestación Huachi, mientras el otro transformador T2 de la misma subestación está con menor demanda, se propone distribuir de mejor manera las salidas de los alimentadores en la Subestación Huachi, teniendo en cuenta los siguientes aspectos: · Identificar claramente los alimentadores que tengan puntos de transferencia común para independizarlos en los transformadores de potencia de la Subestación, con el propósito de que durante la indisponibilidad de alguno de los transformadores de potencia de la Subestación, exista la capacidad de reserva en el otro para transferir carga, con el alimentador cercano del otro transformador, de la misma Subestación. · Equilibrar la carga de los transformadores de potencia de la Subestación. Considerando lo anterior, se propone intercambiar la salida del Alimentador “Magdalena” con el Alimentador “Hospital Milenium” de la S/E Huachi. Con estos cambios se intenta equilibrar la carga en los 2 transformadores de potencia de la Subestación Huachi. Adicional se recomienda instalar un Interruptor Automático en el lugar del Seccionador 89-A31 con el propósito de reducir los tiempos de interrupción y 19 197 aumentar el número de clientes restablecidos frente alguna falla en la L-S/T Montalvo-Huachi, ya que se podría transferir por la S/E Atocha. Figura 6.1 Diagrama Unifilar S/E Huachi ALIMENTADOR “MARTÍNEZ” Se presentan las maniobras necesarias para reconfigurar la red de distribución en el Alimentador “Martínez”. El principal objetivo de la reconfiguración es reducir la distancia de la fuente a la carga instalada para esto se propone lo siguiente: Tabla 6.1 Maniobras Reconfiguración Alimentador “Martínez” Tipo Número Acción Elemento Seccionador Tirafusible 1087 Cerrar y Reemplazar Seccionadores Barra tipo Rompe Arco Seccionador Tirafusible 1064 Abrir y Reemplazar Seccionadores Barra tipo Rompe Arco Ubicación Avda. Destacamento Militar Cóndor Mirador y Héctor Pilco Sector Avda. 22 de Enero 19 198 Figura 6.2 Reconfiguración Alimentador “Martínez” ALIMENTADOR “NORTE” Con el objetivo de reducir la distancia de la fuente a la carga, y adicionar un punto de transferencia interno en el alimentador primario, se proponen las siguientes maniobras en el Alimentador “Norte”. Figura 6.3 Reconfiguración Alimentador “Norte” 19 199 Tabla 6.2 Maniobras Reconfiguración Alimentador “Norte” Tipo Maniobras Reconfiguración Alimentador “Norte” Numero Acción Elemento Ubicación Seccionador Barra Rompe Arco 3430 Reubicar y Abrir Seccionador Tirafusible 2728 Cerrar y Reemplazar Seccionador Tirafusible 1399 Cerrar y Reemplazar Seccionador Tirafusible 1399 Abrir Seccionadores Barra tipo Rompe Arco Seccionadores Barra tipo Rompe Arco Seccionadores Barra tipo Rompe Arco Seccionador Tirafusible 65T Paso Lateral Sector Pisque Avda. Indoamérica (Sector Intercambiador Paso Lateral) Avda. Indoamérica, antes del Intercambiador del Paso Lateral Avda. Indoamérica y Dr. Julio Castillo ALIMENTADOR “OLÍMPICA” Se recomienda la construcción de red en la Avda. Isidro Viteri entre las calles Letamendi y Cacique Álvarez, e instalar un seccionador asociado a la circulación del camino normal de operación, con esto crear un punto de malla interno y aumentar la confiabilidad del Sistema de Distribución. Figura 6.4 Reconfiguración Alimentador “Olimpica” ALIMENTADOR “ATAHUALPA” Se propone construir un vano en la red de distribución, en la Avda. Atahualpa y Víctor Hugo (Sector Hyudai), con el propósito de disminuir la distancia de la fuente a la carga y crear una un punto de transferencia interno en el alimentador para aumentar la confiabilidad del sistema. 19 200 Tabla 6.3 Maniobras Reconfiguración Alimentador “Atahualpa” Maniobras Reconfiguración Alimentador “Atahualpa” Numero Acción Elemento Ubicación Avda. Víctor Hugo Instalación Incorporar y Seccionador Nuevo y Atahualpa (Sector Nueva Cerrar Tirafusible 65T Hyundai) Seccionador Abrir y Seccionador Avda. Atahualpa y 756 Tirafusible Cambiar Tirafusible 65T Las Paltas Tipo Figura 6.5 Reconfiguración Alimentador “Atahualpa” 6.3.2 CAMBIO DE CALIBRE DE CONDUCTOR En la siguiente tabla, se presentan las ubicaciones donde el alimentador necesita incrementar el calibre del conductor, identificando el calibre que se encuentra instalado y la propuesta de incremento de calibre. Tabla 6.4 Propuesta Incremento Calibre del Conductor en los Alimentadores Urbanos Propuesta Incremento Calibre del Conductor en los Alimentadores Urbanos Conductor Propuesta Alimentador Ubicación Actual Conductor España ACSR 4 Ficoa ACSR 2 Martínez Ferroviaria ACSR 2 ACSR 2 Bellavista ACSR 4 Varios Sectores, desde la Calle Sevilla Avda. Los Guaytambos entre Tulipanes y Avda. Rodrigo Pachano Avda. Los Álamos y El Sauce Avda. Verdeloma Varios Sectores, en la cola del Alimentador, sector Colegio la Salle ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 ACSR 2/0 20 201 6.4 EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE LAS MEJORAS SUGERIDAS Después de detallar la propuesta de mejoras descritas antes se procede al análisis evaluación del sistema de distribución con los cambios mencionados. Evaluando el perfil de voltaje con la nueva reconfiguración de la red y las pérdidas totales del ramal. 6.4.1 RECONFIGURACIÓN S/E HUACHI Se realiza la simulación del flujo de carga para los Alimentadores de la S/E Huachi realizando los intercambios entre los Alimentadores “Magdalena” y “Hospital Milenium”, entre los transformadores de potencia de la Subestación, se presentan en la Tabla 6.5 también las características las características operativas de los transformadores de potencia de la S/E Huachi. Tabla 6.5 Análisis de la Propuesta de mejora en la S/E Huachi T1 Huachi Operación Fase Normal V [kV] I [A] Potencia [kW] fp A 13,92 384,02 3071,35 B 13,90 407,83 3262,85 C 13,89 405,51 3245,09 -99,69 9579,29 -99,64 Total Propuesta T2 Huachi Porcentaje de Carga [%] V [kV] I [A] Potencia [kW] fp -99,66 13,76 218,22 1685,89 97,31 -99,69 13,82 194,41 1527,39 98,56 13,81 184,14 1458,33 99,15 4671,62 98,02 95,79 A 13,98 283,01 2258,22 -99,05 13,70 320,96 2499,59 98,41 B 13,93 335,93 2686,93 -99,38 13,81 267,00 2102,07 98,98 C 13,94 301,42 2408,81 -99,17 13,77 289,87 2295,24 99,44 7353,96 -98,96 6896,90 98,63 Total 73,54 Porcentaje de Carga [%] 46,72 68,97 Analizando los valores de la simulación en condiciones de máxima demanda, se observa que la demanda de carga en el T1 Huachi se reduce un 20% aproximadamente que es absorbida por el T2 Huachi, adicionalmente se observa que se equilibra el nivel de carga de los 2 transformadores de potencia. El propósito fundamental es que los alimentadores asociados al T1 Huachi, puedan ser alimentadores de respaldo frente a contingencias en alimentadores vecinos de la misma subestación y/o de subestaciones vecinas. 20 202 6.4.2 RECONFIGURACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUIÓN ALIMENTADOR “MARTÍNEZ” Se realiza la simulación de flujo de carga en condiciones de máxima demanda con la reconfiguración de red en el Alimentador “Martínez” y se presentan en la Tabla 6.6 los valores de las características operativas eléctricas para el Alimentador “Martínez”, en condiciones actuales y con la reconfiguración de red propuesta. Tabla 6.6 Análisis de la Propuesta de mejora para el Alimentador “Martínez” Peor Fase Voltaje [kV] A 13,74 B 13,68 C 13,57 Operación Actual Pérdidas Distancia Alimentador [m] [kW] 3706,83 74,46 Propuesta de Mejora Peor Pérdidas Distancia Voltaje Alimentador [m] [kV] [kW] 13,79 13,76 1319,28 68,34 13,67 La distancia que se evalúa es entre un punto común y el punto destino considerando el camino actual y la reconfiguración de red por un camino alternativo. Tabla 6.7 Comparación de Perfil de Voltaje del Alimentador “Martínez” Perfile de Voltaje Alimentador “Martínez” Condiciones Actual Propuesta de Mejora 20 203 En condiciones actuales el porcentaje de caída de voltaje es aproximadamente 4% para la red de distribución primaria, realizando la reconfiguración de la red de distribución, se tiene un 3,3% de caída de voltaje máxima para la red primaria de distribución. Adicional se reducen las pérdidas resistivas de Potencia Activa a nivel primario, en aproximadamente 6 kW. En la Tabla 6.7 se presenta una comparación de los perfiles de voltaje y pérdidas en todo el Alimentador “Martínez” en condiciones actuales y con los cambios mencionados anteriormente, para una configuración optima de la red. ALIMENTADOR “ATAHUALPA” Se realiza la simulación de flujo de carga en condiciones de máxima demanda con la reconfiguración de red en el Alimentador “Atahualpa” y en la Tabla 6.8 se presentan los valores de las características operativas eléctricas para el Alimentador “Atahualpa”, en condiciones de operación actual y con la reconfiguración de red propuesta. Tabla 6.8 Análisis de la Propuesta de mejora para el Alimentador “Atahualpa” Fase A B C Peor Voltaje [kV] 13,82 13,79 13,76 Operación Actual Pérdidas Distancia Alimentador [m] [kW] 6019,70 32,50 Propuesta de Mejora Peor Pérdidas Distancia Voltaje Alimentador [m] [kV] [kW] 13,83 13,81 1727,04 31,48 13,78 Se observa, que disminuye la distancia de la carga a la fuente, lo cual conlleva a disminuir la caída de voltaje en la red primaria y las perdidas resistivas en el alimentador. ALIMENTADOR “NORTE” Se realiza la simulación, efectuando flujos de carga en condiciones actuales de operación y con los cambios propuestos en la red de distribución, para determinar las mejoras en las características eléctricas (reducir la caída de voltaje y las pérdidas resistivas totales del Alimentador), adicional incrementar la confiabilidad ya que se incorpora un punto de seccionamiento para una malla interna. 20 204 Tabla 6.9 Análisis de la Propuesta de mejora para el Alimentador “Norte” Fase A B C Operación Actual Peor Pérdidas Distancia Voltaje Totales. [m] [kV] [kW] 13,89 13,88 14989,69 26,08 13,90 Propuesta de Mejora Peor Pérdidas Distancia Voltaje Alimentador [m] [kV] [kW] 13,92 13,91 3673,15 25,60 13,93 Tabla 6.10 Comparación de Perfil de Voltaje del Alimentador “Norte” Perfile de Voltaje Alimentador “Norte” Condiciones Actual Propuesta de Mejora 20 205 Se aprecia que el alimentador no está en condiciones de alerta tanto en voltaje y nivel de carga, pero por distancia es mucho más cercano por el camino propuesto que por el camino normal de operación. ALIMENTADOR “OLÍMPICA” Se observa, que con la construcción de red en la Avda. Isidro Viteri entre Letamendi y Cacique Álvarez, aumenta la capacidad de conducción ya que por el camino normal el conductor es ACSR 2, mientras que con la construcción del nuevo tramo de red, el calibre recomendado a instalar seria mínimo ACSR 1/0. Incrementando la capacidad de conducción del conductor para transferencias de carga. 6.4.3 CAMBIO DE CALIBRE DE CONDUCTOR En la Tabla 6.11 se presentan las observaciones y beneficios de cambio de calibre de conductor en las diferentes zonas de los alimentadores urbanos. Tabla 6.11 Análisis de la Propuesta de mejora Alimentadores Urbanos ciudad Ambato Condición Actual Cap. Conductor [A] Condición Mejora Cap. Conductor [A] Alimentador Ubicación España Varios Sectores, desde la Calle Sevilla ACSR 4 140,00 ACSR 2/0 276,00 Ficoa Avda. Los Guaytambos entre Tulipanes y Avda. Rodrigo Pachano ACSR 2 184,00 ACSR 2/0 276,00 Martínez Avda. Los Álamos y El Sauce ACSR 2 184,00 ACSR 2/0 276,00 Ferroviaria Avda. Verdeloma ACSR 2 184,00 ACSR 2/0 276,00 Bellavista Sector comprendido entre las calles Leónidas Plaza Gutiérrez y Víctor Hugo ACSR 4 140,00 ACSR 2/0 276,00 Observación Mejorar la regulación de voltaje, disminuir pérdidas Aumentar la capacidad de paso, permitir transferencia de carga Aumentar la Capacidad de paso y permitir la reconfiguración de la red. Aumentar la capacidad, permitir transferencia de carga, mejorar la regulación de voltaje. Aumentar la capacidad, permitir transferencia de carga, mejorar la regulación de voltaje, disminuir pérdidas 20 206 6.5 CRITERIOS TÉCNICOS Y OPERATIVOS PARA ESTABLECER NUEVOS PUNTOS DE TRANSFERENCIA DE CARGA A continuación se recomiendan los criterios técnicos y operativos principales, a tener en cuenta, para establecer nuevos puntos de transferencia: · Capacidad y nivel de carga del conductor de la red asociada al punto de transferencia, capacidad del conductor desde la S/E hasta el nuevo punto de transferencia. · Mayor voltaje cerca del punto de transferencia. · Menor distancia de la fuente al punto de transferencia. · Capacidad de potencia del transformador o transformadores de la subestación de Distribución. · Crear punto de transferencia con alimentadores de otras subestaciones en caso de contingencias de la subestación. · Identificar puntos geográficamente accesibles. · Verificar el sistema de protecciones en el ramal para el nuevo punto de transferencia. · Evaluar las cargas especiales que necesitan de un punto nuevo de transferencia de carga. 6.5.1 OBJETIVOS DE LOS NUEVOS PUNTOS DE TRANSFERENCIA Dentro de los principales objetivos de implementar nuevos puntos de transferencia son: · Encontrar un nuevo punto de transferencia con el propósito de transferir carga en ramales radiales. · Identificar la mejor opción, considerando los límites y características eléctricas establecidas. · Mejorar la confiablidad, garantizando la continuidad de servicio frente a la indisponibilidad de servicio. 20 207 CAPÍTULO VII 7 RESUMEN DE LA METODOLOGÍA APLICADA En este capítulo se hará un breve recuento de todos los criterios desarrollados en la elaboración del proyecto. Se presenta un resumen de la metodología propuesta para mejorar la confiabilidad del sistema de distribución eléctrico aéreo de la zona urbana de Ambato considerando eventos de contingencia con restablecimiento de servicio. Se presentan Diagramas de Flujo para las principales actividades realizadas en la propuesta de metodología para el proyecto antes desarrollado, previo a esto se describen la función de los símbolos utilizados en los diagramas de flujo. Tabla 7.1 Función de los Símbolos utilizados en los Diagramas de Flujo SIMBOLOGÍA FUNCIÓN TERMINAL: Representa el inicio o el fin del diagrama de flujo CONECTOR: Sirve para enlazar dos partes cualesquiera de un organigrama a través de un conector en la entrada. Se refiere a la conexión en la misma página del diagrama. ENTRADA Y SALIDA: Cualquier tipo de introducción y salida de datos PROCESO: Indica todas las acciones o cálculos que se ejecutaran con los datos de entrada y salida. DECISION: Para evaluar una condición y plantear la selección de una alternativa. Normalmente tiene dos salidas SI-NO PROCESO PREDEFINIDO: Es un módulo independiente del programa principal, que recibe una entrada procedente de dicho programa, realiza una tarea determinada y regresa al terminar, al programa principal. LINEAS DE FLUJO: Indica el sentido de ejecución de las operaciones Se presentan diagramas de flujo para los principales procesos de la metodología propuesta, en la Tabla 7.1 se presentaron las funciones de los símbolos utilizados en los diagramas de flujo. 20 208 7.1 RESUMEN METODOLOGÍA DESARROLLADA ESTUDIO DE CONTINGENCIA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION PARA LA PLANEACION DE LA OPERACION · Datos de Topología de la Red, Cargas y Equipos · · Datos de Perfiles de Carga (Demanda) Ajustes y dimensiones del Sistema de Protecciones de Sobrecorriente Realizar Distribución de Carga y ejecutar Flujos de Carga Análizar el Estado del Sistema (Condición Actual) · Perfiles de Voltaje · Nivel de Carga de lineas y equipos · Sensitividad, Selectividad y Velocidad de Respuesta del Sistema de Proteccion de Sobre corriente Determinar Restricciones Operativas de los Elementos en Estado de Emergencia (Sobrecargados, Problemas de Voltaje, etc) Enlistar los Componentes susceptibles a Contingencias Determinar las “n” Contingencias a estudiarse Tomar Contingencia i=1 Simular Contingencia i con Restablecimiento de Servicio Tomar Contingencia i+1 NO Contingencia i > n Incluir Mejoras Topológicas en la Red de Distribución y/o Cambios en la coordinación y configuración de las Protecciones SI Analizar las “n” Contingencias despues del restablecimiento de servicio y determinar las “m” Contingencias mas severas (de mayor impacto) Simular la inclusión de equipos/ elementos en el Sistema con el propósito de reducir el impacto de la Contingencia Reporte Lista de Mejoras para Contingencias mas Severas Analizar el Sistema con las mejoras incluidas FIN Figura 7.1 Diagrama de Flujo de Estudio de Contingencia del Sistema de Distribución. 20 209 La metodología desarrollada en el presente estudio se divide en 5 etapas principales que se describe a continuación: 7.1.1 REQUERIMIENTOS INICIALES Requerimientos previos mínimos para la simulación de la red: configuración topológica de la red, calibre y separaciones de los conductores de la red, datos de cargas y transformadores, registros de carga en demanda máxima. Dentro de los registros en demanda máxima para la distribución de carga se tienen los siguientes requerimientos: · Corriente medida en los alimentadores por fase. · Voltaje medido en los alimentadores. · Potencia y Energía registrada en los medidores de la Subestación por alimentador e inclusive por fase. · Factor de Potencia. Con estos datos se procede a la repartición de carga y se tiene la base de la red de distribución lista para realizar el análisis en la red de distribución para los alimentadores urbanos de Ambato. 7.1.2 CONDICIONES ACTUALES Se procede al análisis de los resultados de la simulación del sistema de distribución en condiciones actuales. El estudio se realiza en condiciones de demanda máxima y se procede a verificar los perfiles de voltaje, niveles de carga, pérdidas totales. Identificar las condiciones operativas del sistema de distribución para definir la situación normal, alerta y/o emergencia del sistema de distribución. 7.1.3 DETERMINACIÓN CONTINGENCIAS DE COMPONENTES SUSCEPTIBLES A Identificar los principales equipos y/o elementos susceptibles a contingencias y jerarquizar (caracterizar) la indisponibilidad de servicio que mayor impacto 20 210 produjera al sistema de distribución. Se definen los escenarios para la simulación de contingencias Se considera los elementos del sistema de distribución, para definir los que son vulnerables a contingencias, caracterizarlos de acuerdo al impacto que produce, es decir la potencia no suministrada y el número de usuarios perjudicados. Analizar los eventos y considerarlos como contingencia. A continuación enlistar los eventos de contingencia más críticos con esto se define una lista ordenada de los equipos y/o elementos. DETERMINACION DE LAS “n” CONTINGENCIAS A ESTUDIARSE · · Clasificar los elementos del Sistema Elementos de la S/E Asignar zonas en las Redes de Distribucion comprendidas entre elementos de maniobra y/o proteccion Evaluar el impacto de la salida (indisponobilidad) de cada elemento con la Potencia Desconectada Caracterizar y ordenar los elementos de acuerdo al nivel de Impacto de forma descendente Analizar y definir Elementos a considerar como Contingencia Se considera como una Contingencia? NO No considerar para la Simulacion SI Poner en lista de Contingencias Reporte de las “n” Contingencias a estudiarse FIN Figura 7.2 Diagrama de Flujo de la determinación y jerarquización de las Contingencias en el Sistema de Distribución. 21 211 7.1.4 MODULO DE RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO FRENTE A CONTINGENCIAS SIMULAR CONTINGENCIA i CON RESTABLECIMIENTO DE SERVICIO Ingresar los objetivos para el Restablecimiento de Servicio y asignar porcentajes de prioridad Especificar las restricciones · Umbrales de Alarma · Limites de Carga · Dispositivos de Conmutación a considerar · Tensiones limites Ubicar S/E, alimentador, dispositivo y/o tramo y asignar (simular) indisponibilidad o falla Abrir el dispositivo o primer delimitador (aguas arriba) para eliminar la falla Abrir todos las posibles fuentes que puedan alimentar la falla (Aislar la falla) Ubicar alternativas para restablecer el servicio (puntos de transferencia) Ejecutar conjunto de maniobras para restablecer el servicio · · · Analisar el Estado del Sistema (Transferencia de Carga) Perfiles de Voltaje Niveles de Carga de Lineas Sensibilidad Protecciones (Pick Up), Selectividad de los nuevos arreglos (Parejas) de Protección. Evaluar los objetivos y restricciones Cumplen ? NO Asignar como Zona Intrasnferible SI Enlistar las maniobras que si pueden Ejecutarse Reporte Topológico · Localización Avería · Tramos Aislados · Tramos privados de Servicio Listado de Maniobras de Conmutación (Apertura-Cierre) Determinar la mejor opción (optimo) para restablecer el servicio en función de los objetivos y restricciones establecidas. Generar Reporte Evaluar Indice (kVA fuera de Servicio) y asignar valor FIN Figura 7.3 Diagrama de Flujo de la Simulación de los eventos de Contingencias con Restablecimiento de Servicio 21 212 La simulación de contingencias con restablecimiento de servicio se realizó en el software computacional CYME, este simula la indisponibilidad o salida de servicio de un elemento y/o equipo y ubica alternativas para restablecer el servicio (puntos de transferencia). Evaluar los objetivos y restricciones para determinar la mejor opción para restablecer el servicio. Es necesario definir los objetivos y restricciones de acuerdo a las necesidades previstas. El software presenta un reporte en detalle de las maniobras necesarias para restablecer el servicio e identifica en el diagrama unifilar el área restablecida y la no restablecida. 7.1.5 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ANALIZAR EL SISTEMA DE PROTECCIONES DE LA RED DE DISTRIBUCION DE LA EEASA Requisitos Preliminares: · Datos de Impedancias Equivalentes de la Fuente · Curvas de daño del Transformador y Conductor · Curva ajustes Relé del Alimentador S/E Identificacion de la locacion Flujo de Carga, corriente nominal troncales y ramales principales Analizar la ubicación de elementos aguas abajo Definir elementos y características de Operación Analizar la ubicación de elementos aguas abajo Definir elementos y características de Operación NO Coordina? SI FIN Figura 7.4 Organigrama Análisis del Sistema de Protecciones 21 213 Evaluar la coordinación y configuración del sistema de protección de la red primaria del sistema de distribución. Analizar y definir los elementos de maniobra y protección en los puntos de transferencia de carga. Evaluar la configuración del sistema de protecciones en condiciones actuales y analizar el sistema de protecciones en condiciones de transferencia de carga. 7.1.6 MEJORAS EN LA RED DE DISTRIBUCIÓN Dentro de las mejoras consideradas para el sistema de distribución se establecen en condiciones de alerta y para zonas que no se puedan transferir carga después de una contingencia. Dentro de las principales indicaciones para las mejoras de servicio se tienen: · Reconfiguración de los alimentadores · Cambios del calibre del conductor · Nuevos puntos de transferencia Dependiendo la necesidad se analizará la aplicación de cada una de estas, adicional se indicará los criterios para nuevos puntos de transferencia. 7.2 COMPARACIÓN CON OTROS ESTUDIOS La comparación con el proyecto de tesis desarrollado en la ciudad de Ambato para la S/E Huachi de la EEASA, denominado “Incremento del Margen de Confiabilidad en los Alimentadores Primarios de la S/E de Distribución Huachi” mediante el mejoramiento del sistema de Protecciones, se detalla a continuación. [13] En dicho trabajo se analiza la operación actual de los alimentadores primarios Atahualpa, Miraflores, Magdalena, Santa Rosa y Pasa asociados a la subestación Huachi. Su principal objetivo fue analizar el sistema de protecciones. Con el propósito de brindar mayor confiabilidad a los usuarios conectados a cada uno de los alimentadores en estudio, se realiza la reconfiguración de la ubicación de sus protecciones que complementada con la coordinación, permite que ante la presencia de fallas se aísle la menor cantidad de carga posible. 21 214 El estudio propone el mejoramiento de las protecciones del sistema de distribución en base a nuevos esquemas de protección y seccionamiento para cada uno de los alimentadores, incluyendo cambios para su mejor funcionamiento, además se muestran las magnitudes de falla del sistema propuesto para posteriormente realizar la coordinación de las protecciones eléctricas en las redes involucradas, se evalúa la confiabilidad tomando en consideración los cambios y las mejoras realizadas. En el desarrollo del presente estudio, se presenta una metodología para mejorar la confiabilidad del sistema aéreo de distribución de la zona urbana de Ambato, analizar el sistema de distribución en condiciones normales de operación, definir los estados normal, alerta y emergencia en la red de distribución, identificar las indisponibilidad de servicio, evaluar las contingencias y presentar un plan de maniobras operativas con el fin de restablecer el servicio. Se presenta la coordinación de protecciones y la verificación del sistema de protecciones en condiciones de operación normal y con transferencia de carga en la red de distribución para garantizar el plan de maniobras operativas este adecuado. Adicionalmente se propone mejoras en el sistema de distribución, considerando reconfiguración en la red y aumentos en la capacidad del conductor. Previo a esto, se definen las condiciones operativas admisibles en condiciones normales y de emergencia para los elementos y/o equipos como son voltaje, nivel de carga y el sistema de protecciones. Adicionalmente se consideran los dispositivos de maniobra mayormente utilizados para transferencia de carga y se recomienda que se automaticen y sean controlados desde el Centro de Control. 7.2.1 VENTAJAS · Identificar condiciones actuales del sistema, definir la situación operativa del sistema, condiciones normales, de alerta y emergencia de operación. · Determinar y enlistar jerárquicamente las contingencias más críticas que podrían ocurrir. · Definir un plan operativo considerando los objetivos y restricciones establecidas y cumpliendo con las normas de operación. 21 215 · Encontrar los puntos de maniobra y control adecuados para optimizar las transferencias de carga. Automatizar los puntos de maniobra y considerarlos como puntos estratégicos para transferir carga frente a contingencias. · Determinar puntos débiles de la red primaria. Mejorar las condiciones eléctricas en los puntos débiles de la red de distribución. 21 216 CAPÍTULO VIII 8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 8.1 CONCLUSIONES El proyecto desarrollado ha cumplido con el objetivo principal planteado: proponer la metodología para elaborar estudios de contingencia, determinar soluciones en el sistema de distribución y plantear un plan de maniobras frente a casos de contingencia críticos, utilizando un software computacional, y con ello aumentar la confiabilidad del sistema de distribución, tomando como base de estudio los alimentadores primarios aéreos de la zona urbana de la ciudad de Ambato, servidos por la Empresa Eléctrica Ambato S.A. Las conclusiones de este trabajo son las siguientes: · Con el propósito de garantizar la calidad de servicio eléctrico se propone que la EEASA defina la caída de voltaje admisible en el sistema primario de distribución en condición normales de operación de 5,5% y para condiciones de emergencia un 8% de caída de voltaje en el alimentador primario considerando que será de manera provisional con el fin de permitir la transferencia de carga con el propósito de garantizar continuidad de servicio, pero limitando su calidad. · Los alimentadores “Paso Lateral”, “Martínez” y “Miraflores” son los que tienen mayor caída de voltaje, aproximadamente un 4% de caída de voltaje en condiciones de operación normal. · Los alimentadores “Ficoa”, “Martínez” y “Universidad”, tienen el mayor nivel de carga entre los alimentadores urbanos, considerando un promedio mayor a los 100 Amperios. · De manera general el nivel de carga de las redes de distribución está por debajo de su capacidad nominal, con un margen de reserva que admite transferencias de carga, por lo que se recomienda remodelar las redes de calibre de conductor ACSR 2 y ACSR 4 en las troncales o ramales con 21 217 puntos de transferencia, con el propósito de incrementar la capacidad del conductor para absorber carga en caso de ser necesario. · De los puntos débiles encontrados se destaca, está el transformador T1 de la S/E Huachi, que en condiciones normales de máxima demanda opera con 9,6 MVA de demanda frente a 10 MVA de capacidad nominal, mientras que el transformador T2 de la misma subestación esta con 4,8 MVA de demanda frente a 10 MVA de su capacidad nominal, estos transformadores no operan en paralelo. · La falta de registros de los fusibles instalados en los alimentadores, no permite analizar la coordinación ni las transferencias de carga. · Analizando el sistema de protecciones se encontró que existe un alto número de fusibles instalados en serie, en ciertos casos, lo cual determina valores nominales muy altos para lograr coordinación, por tal motivo fue necesario reducir el número de fusibles en serie, manteniendo seccionadores barra solamente en los sitios en que se requieren para maniobras y transferencias de carga. · Realizando un plan de maniobras para transferencia de carga óptimo se reducen los tiempos de interrupción y el número de clientes afectados, es decir permite mejorar la confiabilidad de servicio, cumpliendo con las normativas. · Los análisis computacionales sistemáticos permiten reducir la caída de voltaje y las pérdidas totales del sistema primario de distribución, aprovechando las herramientas que tiene disponibles la EEASA. 8.2 RECOMENDACIONES De las necesidades encontradas durante el desarrollo del estudio, así como de las conclusiones se presentan las siguientes recomendaciones: · Asegurar un 5% adicional al voltaje nominal en la salida del alimentador (en la barra de 13.8kV), considerando que las normativas nacionales e internacionales lo permiten y que los estándares de los equipos lo admiten sin ningún inconveniente, a fin de ampliar el margen de asignación de caídas 21 218 de voltaje en los elementos de la red de distribución Esto en lugar del 2% adicional que se mantiene en las subestaciones del SNI · Se recomienda la instalación de equipos de maniobra automáticos y con telemando para los puntos de transferencia actuados por el CECON, para reducir los tiempos de corte del suministro en áreas críticas. · En los puntos de transferencia donde se encuentran instalados seccionadores fusibles, se recomienda cambiarlos por seccionadores tipo barra rompe arco, con el fin de extinguir el arco durante maniobras y operar con carga. · Dispositivos de control telemando actuados por el CECON para los puntos con mayor incidencia para transferencias de carga. · Mejorar la capacidad de los conductores en los puntos de transferencia donde existen conductores ACSR 2 o ACSR 4, por conductores ACSR 1/0 o superior, para mejorar la capacidad de conducción. · Disponer de una base de datos de las capacidades de fusibles instalados para sustentar los estudios de verificación del sistema de protecciones y las transferencias de carga. · Este estudio demuestra la necesidad de realizar un análisis periódico del sistema de protecciones, verificando la ubicación de los equipos, y su adecuada coordinación, a fin de asegurar selectividad y seguridad en su operación. · Mantener un registro ordenado de las interrupciones de servicio, identificando claramente la ubicación, causa, elemento que opero en la falla, esto con el fin de establecer una tendencia de falla por elemento para analizar los índices de confiabilidad. · Esencialmente, para tener los mejores resultados es necesario que la información registrada en el GIS replique con exactitud a lo que se encuentre instalado en campo. 21 219 8.3 BIBLIOGRAFIA [1] J. A. Yebra Morón, Sistemas Electricos de Distribución, México: Reverté, 2009. [2] S. R. Castaño, Redes de Distribución de Energía, Tercera ed., ManizalesColombia: Centro de Publicaciones, 2004. [3] S. Rámirez, Redes de Distribución de Energ;ia, Tercera Edición ed., Manizales-Colombia: Universidad Nacional de Colombia. [4] K. Way y Z. Ming J., Optimal Reliability Modeling, Principles and Aplications, U.S.A.: John Wiley & Sons, 2003. [5] J. C. Orejuela, «Scheneider Electric Forum Construcción,» La Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos, p. 36, 2008. [6] R. E. Brown, Electric Power Distribution Reliability, New York: Taylor & Francis Group, LLC, 2009. [7] Instituto de Energia Eléctrica , Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos, San Juan: Universidad Nacional de San Juan, 2004. [8] R. Billinton y R. N. Allan, Reliability Evaluation of Engineering Systems, 2nd Edition ed., New York: Plenum Press. [9] CONELEC, «Calidad del Servicio Eléctrico de Distribución,» Regulacion 004/01, Quito, 2001. [10] IEEE Standard 1366-2003, Guide for Electric Power Distribution, New York, 2004. [11] W. Li, Risk Assessment of Power Systems: Models, Methods, and Applications, New York: Jhon Wiley & Sons, 2005. 21 220 [12] CODENSA, Mantenimiento Preventivo Basado en la Confiabilidad de los Elementos que Componen la Red de Distribución, España: CODENSA, 2003. [13] L. M. y. D. Torres, Incremento del Margen de Confiabilidad de los Alimentadores de la S/E de Distribución Huachi mediante el Mejoramiento del Sistema de Protecciones, Quito: Escuela Politécnica Nacional, 2003. [14] IEEE Standar 1159-1995, IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality, New York, 1995. [15] Comisión Nacional de Energía, Propuesta de Procedimiento de Operación Básico de las Redes de Distribución, Madrid: CNE, 2009. [16] G. E. Harper, Líneas de Transmisión y Redes de Distribución de Potencia Eléctrica, vol. Volumen 2, México: Limusa, 1980. [17] Westinghouse Utility Engineers, Electric Utility Engineering Reference Book Distribution Systems, vol. Volumen 3, Pensilvania: Westinghouse Electric Corporation, 1965, pp. 247-300. [18] CYME, International T&D Inc., Manual de Referencia CYMDIST, Canada, 2006. [19] P. Hoang, Handbook of Reliability Engineering, New Jersey: Springer, 2003. [20] C. Z. J., Estimación de tasas de falla de componentes en caso de ausencia de datos o cantidades limitadas de datos, Pereira: Universidad Tecnológica de Pereira, 2005. 22 221 ANEXO 1 MV: Medio Voltaje BV: Bajo Voltaje MTTF: Mean Time To Failure MTBF: Mean Time Between Failure MTTR: Mean Time To Repair Tff: Time To Failure TTO: Time Total Operation FMIK: Frecuencia Media de Interrupción por kVA nominal instalado TTIK: Tiempo Total de Interrupción por kVA nominal instalado ASIFI: Average system interruption frequency index ASIDI: Average system interruption duration index NIEPI: Número de Interrupciones Equivalentes de la Potencia Instalada TIEPI: Tiempo de Interrupción Equivalente de Potencia Instalada ANSI: American National Standards Institute GRD: Gestor de Red de Distribución CECON: Centro de Control SNI: Sistema Nacional Interconectado EEASA: Empresa Eléctrica Ambato GPR: Gestión Por Resultados SISDAT: Sistematización de Datos del Sector Eléctrico REI: Red Eléctrica Inteligente 22 222 REDIE: Redes Inteligentes Ecuador RGD: Recursos de Generación Distribuida AMI: Infraestructura Avanzada de Medición LTC: Load Tap Changer SIGDE: Sistema Integrado para la Gestión de la Distribución Eléctrica PMO: Plan de Maniobras Operativas OS: Operador de Sistema CENACE: Corporación Centro Nacional De Control De Energía S/E: Subestación ARCONEL: Agencia de Regulación y Control de Electricidad MMT: Mínimo tiempo de fusión MCT: Máximo tiempo de despeje SED: Sistemas Eléctricos de Distribución 22 223 ANEXO 2 CURVA CARACTERÍSTICA FUSIBLE TIPO “K” CURVAS CARACTERÍSTICAS T -I DE FUSIÓN MÍNIMA PARA FUSIBLES TIPO T (DE LA KERNEY) 22 224 CURVAS CARACTERÍSTICAS T -I DE DESPEJE MÁXIMO PARA FUSIBLES TIPO T (DE LA KERNEY) 22 50T 65T Reconectador Fusible Fusible Reconectador 3423 2774 R-CHACHUAN 163 163 163 163 163 R-CHACHUAN Tipo de dispositivo Aguas arriba Reconectador Número de dispositivo Aguas arriba Reconectador Fusible R-CHACHUAN 249 Fusible R-CHACHUAN 243 Fusible Reconectador 4064 Fusible R-CHACHUAN 250 Fusible R-CHACHUAN 251 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) Reconectador 163 268 3423 Fusible 1331 91 298 1331 1331 1331 1331 Clientes entre dispositiv os 1331 250 2776 268 251 3423 249 243 4064 Número de dispositivo Aguas abajo 20 65 20 20 20 50 30 155 65 2774 R-CHACHUAN Fusible 40 2776 Reconectador Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo Fusible 1,84 6,46 2,32 3,19 5,74 17,8 11,25 67,99 30,33 27,26 20T 40T 30T 20T 50T 20T 65T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 20T 66,57 95,58 75,56 45,67 120,02 45,67 152,62 45,67 Intervalo de protección Mínimo (amps) 9,18 9,94 11,59 15,94 28,72 35,6 37,51 43,86 46,66 68,14 1903,86 1868,24 1594,2 1945,41 1909,27 1866,17 1584,18 Intervalo de protección Máximo (amps) 1764,8 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No No No No No No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “PASO LATERAL” VERIFICACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADORES URBANOS ANEXO 3 225 3796 1755 Fusible Fusible 65T 74 Clientes entre dispositiv os 1263 Número de dispositivo Aguas abajo 20 25 50 65 65 50 20 Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 0,45 0,75 3,69 10,38 11,26 13,98 8,52 20T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 45,67 Intervalo de protección Mínimo (amps) 2,27 2,99 7,38 15,97 17,32 27,96 42,58 4156,23 Intervalo de protección Máximo (amps) 80 80 80 80 80 80 80 n/a 595 706 1615 566 3780 580 I-FICOA 597 1635 599 703 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Reconectador Fusible Fusible Fusible Fusible 20 30 40 30 155 30 30 50 65 25 65 3,65 6,18 8,69 6,52 36,05 7,66 9,54 22,77 37,01 16,43 57,93 18,27 20,59 21,72 21,73 23,26 25,55 31,8 45,53 56,93 65,74 89,12 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 Sí No No No No No No No No No No Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No No No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “FICOA” Fusible 1111 Fusible 1262 1262 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 1395 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 2843 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 1263 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “NORTE” 226 Fusible Fusible Reconectador Fusible Fusible Fusible Fusible Reconectador Reconectador Fusible 595 595 I-FICOA 1615 595 595 595 I-FICOA I-FICOA 566 50T 163 163 65T 65T 65T 65T 163 65T 65T 65T 173 309 309 984 984 984 1219 309 984 984 1219 Clientes entre dispositivos 706 579 580 597 599 1635 4284 566 705 703 3780 Número de dispositivo Aguas abajo 15 20 30 30 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 4,54 10,22 10,23 14,39 25T 30T 30T 30T 30T 40T 20T 50T 30T 20T 30T 67,73 2527,18 2182,74 2296,14 2118,62 1717,98 2458,3 120,02 75,56 45,67 75,56 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 0,68 2,04 3,07 4,32 No No No No 2988,19 3392,83 3269,18 2976,52 2885,62 2511,52 3871,04 3652,14 3122,13 2569,33 2593,81 n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 1156 1067 3891 1003 1238 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 20 20 50 50 15 5,95 8,51 22,36 23,79 10,34 29,74 42,53 44,71 47,58 68,96 80 80 80 80 80 No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “MARTINEZ” Fusible 1615 2664 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 4284 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 579 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 705 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? 227 1052 Fusible 65T 65T 50T 222 222 714 Clientes entre dispositiv os 1062 1060 1021 Número de dispositivo Aguas abajo 20 25 20 30 40 30 25 20 25 65 Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 1,75 2,33 2,87 4,7 7,7 5,94 5,22 4,37 6,94 18,42 25T 20T 25T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 58,87 45,67 58,87 Intervalo de protección Mínimo (amps) 8,75 9,33 14,37 15,65 19,25 19,81 20,87 21,84 27,75 28,33 2310,28 2372,52 2935,86 Intervalo de protección Máximo (amps) 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 n/a n/a n/a 299-R 293 3499 296 260 1656 290 534 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 20 25 30 65 30 30 30 65 2,12 3,79 4,74 11,82 8,64 9,81 11,6 30,23 46,5 10,6 15,16 15,79 18,19 28,81 32,69 38,67 80 80 80 80 80 80 80 80 No No No No No No No No Sí Sí Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No No No No No No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “AMERICAS” Fusible 1026 Fusible Fusible 1012 Fusible 1005 1335 Fusible 1005 2694 Fusible Fusible 1008 Fusible 3891 1021 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 1060 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 1062 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 1005 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? 228 Fusible Fusible 299-R 299-R 65T 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 3501 662 662 Clientes entre dispositiv os 40 3499 1656 Número de dispositivo Aguas abajo Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 3,46 30T 30T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 8,64 75,56 75,56 Intervalo de protección Mínimo (amps) 80 2580,37 2455,48 Intervalo de protección Máximo (amps) n/a n/a Fusible Fusible 194 2645 Fusible 212 208 Fusible Fusible 186 Fusible 212 218 Fusible 65T 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 212 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 211 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 193 Fusible 319 319 Clientes entre dispositivos 186 218 Número de dispositivo Aguas abajo 30 65 30 20 30 65 40 30 Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 1,45 2,49 4,69 9,27 12,52 16,58 21,67 27,41 20T 30T 2071,86 75,56 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 0,44 1,62 1,41 1,85 3,76 10,78 8,67 8,22 No No No No No No No No 3204,2 3141,13 n/a n/a Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 80 80 80 80 Sí Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “PENINSULA” Tipo de dispositivo Aguas arriba Número de dispositivo Aguas arriba Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? 229 Fusible 228 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 140 Clientes entre dispositiv os 234 Número de dispositivo Aguas abajo 25 20 65 20 15 30 Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 1,21 1,47 5,92 2,11 2,11 5,63 20T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 99,99 Intervalo de protección Mínimo (amps) 4,82 7,33 9,1 10,54 14,06 18,77 2383,03 Intervalo de protección Máximo (amps) 80 80 80 80 80 80 n/a Fusible Fusible 1571 577 Fusible 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 587 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 3368 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 1571 EXISTE-BOL Fusible 1118 Clientes entre dispositiv os 577 Número de dispositivo Aguas abajo 25,00 30,00 40,00 30,00 65,00 Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 1,10 2,31 6,59 6,58 26,45 25T Curva aguas abajo / Capacidad (amps) 3051,33 Intervalo de protección Mínimo (amps) 4,40 7,70 16,47 21,93 40,69 3924,56 Intervalo de protección Máximo (amps) 80,00 80,00 80,00 80,00 80,00 n/a Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No No No No No Sí Punto de no- ¿Coor coordinació dinaci n (amps) ón? No No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “BOLIVARIANA” Tipo de dispositivo Aguas arriba 2773-RBCAR Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 228 NULL-4 234 Fusible Fusible 231 Fusible Fusible 239 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “IZAMBA” 230 Fusible 50T 50T 65T 65T 21 430 736 736 Clientes entre dispositivos 3182 961 986 987 Número de dispositivo Aguas abajo 30 30 20 40 20 50 30 50 30 40 20 65 Fusible Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 6,87 7,78 11,15 14,82 15,33 17,9 23,27 30,82 33,38 46,34 47,8 50,64 20T 20T 40T 40T 50,97 45,67 95,58 95,58 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 2,06 2,33 2,23 5,93 3,07 8,95 6,98 15,41 10,01 18,54 9,56 32,91 No No No No No No No No No No No No 2981,07 3172,31 2663,33 2545,66 n/a n/a n/a n/a Sí Sí Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 1569 20681 Fusible Fusible 65 40 11,73 18,77 18,05 46,92 80 80 No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “OLIMPICA” Fusible 966 Fusible Fusible 971 Fusible 893 974 Fusible 973 986 Fusible Fusible 961 Fusible Fusible 973 Fusible 896 967 Fusible 896 893 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 978 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 987 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 896 3182 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “UNIVERSIDAD” 231 Fusible 15 40 9,2 0,37 2,44 22,99 80 80 No No Fusible 512 65T 65T 65T Número de dispositivo 4140 136 140 Tipo de dispositivo Fusible Fusible Fusible 878 722 878 Clientes entre dispositivos ALIMENTADOR “FERROVIARIO” Fusible 2869 Fusible 3391 3380 Fusible Fusible 2644 Fusible 512 3391 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 516 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 545 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 512 Fusible 40 50 40 Talla/Disp. (amps) 2869 516 545 Número de dispositivo Aguas abajo 30 30 30 65 30 30 65 7,5 18,6 20,63 Corriente a plena carga (amps) Fusible Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 19,9 29,09 32,46 43,24 48,64 51,61 59,16 18,74 37,19 51,58 Carga (%) 30T 30T 30T 80 80 80 Límite de carga (%) 2284,47 75,56 75,56 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 5,97 8,73 9,74 28,11 14,59 15,48 38,45 No No No No No No No No No No ¿Sobrecargado? 3298,76 3660,16 3512,73 n/a n/a n/a Sí Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 80 80 80 Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “BELLAVISTA” 200 4158 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “CATIGLATA” 232 119 165 Fusible Fusible 30 25 Talla/Disp. (amps) 2,3 2,45 Corriente a plena carga (amps) 7,66 9,81 Carga (%) 80 80 Límite de carga (%) No No ¿Sobrecargado? 65T 627 Clientes entre dispositivos 127 Número de dispositivo Aguas abajo 40 25 65 40 Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 19,17 25,08 25,8 28,93 25T 68,24 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 7,67 6,27 16,77 11,57 No No No No 4009,9 n/a Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 756 757 768 765 772 752 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 65 30 40 65 40 65 6,25 4,88 8,37 24,07 17,52 34,38 9,62 16,28 20,93 37,03 43,81 52,9 80 80 80 80 80 80 No No No No No No Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “ATAHUALPA” Fusible 2828 806 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 127 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 2828 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 2952 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “VICENTINA” Número de dispositivo Tipo de dispositivo 233 Fusible Fusible 756 756 65T 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 445 445 Clientes entre dispositivos 757 772 Número de dispositivo Aguas abajo Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 40T 30T 95,58 75,56 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 2008,71 1914,03 n/a n/a Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) Fusible 65T 723 Clientes entre dispositivos 3937 Número de dispositivo Aguas abajo 65 65 20 40 65 65 Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 5,16 6,69 21,89 27,93 36,07 42,84 40T 95,58 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 3,35 4,35 4,38 11,17 23,45 27,84 No No No No No No 1955,9 n/a Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 80 80 80 80 80 80 3829 3575 834 4207 828 1624 Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible Fusible 40 30 40 40 40 65 4 4,05 11,57 13,21 16,21 58,55 9,99 13,5 28,93 33,02 40,51 90,07 80 80 80 80 80 80 No No No No No Sí Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “ESPAÑA” Fusible 824 2818 Fusible 3922 784 Fusible Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 3937 Fusible Tipo de dispositivo Aguas arriba 837 Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 3922 Fusible Tipo de dispositivo Número de dispositivo Talla/Disp. (amps) Corriente a plena carga (amps) Carga (%) Límite de carga (%) ¿Sobrecargado? ALIMENTADOR “MIRAFLORES” Tipo de dispositivo Aguas arriba Número de dispositivo Aguas arriba 234 Tipo de dispositivo Aguas arriba Fusible Fusible Número de dispositivo Aguas arriba 3829 3829 65T 65T Curva aguas arriba / Capacidad (amps) 905 905 Clientes entre dispositivos 3575 834 Número de dispositivo Aguas abajo Fusible Fusible Tipo de dispositivo Aguas abajo 40T 40T 95,58 95,58 Curva Intervalo de aguas abajo protección / Capacidad Mínimo (amps) (amps) 2349,65 2143 n/a n/a Sí Sí Intervalo de Punto de noprotección coordinación ¿Coordinación? Máximo (amps) (amps) 235