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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
‹‡’‘‹•’‘‹„Ž‡
ൌ
‹‡’‘‘–ƒŽ
൅ 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.
‫ ݏ݈݁ܽݐ݋ܶݏ݈݈ܽܽܨ‬ൌ ෍ሺ‫ ͳܨ‬൅ ‫ ʹܨ‬൅ ‫ ͵ܨ‬൅ ‫ ڮ‬ǥ ‫݊ܨ‬ሻ
‫ ܨܤܶܯ‬ൌ
ܱܶܶ
‫ݏ݈݁ܽݐ݋ܶݏ݈݈ܽܽܨ‬
20
ܱܶܶ ൌ ෍ሺܶ‫ ͳܨܤ‬൅ ܶ‫ ʹܨܤ‬൅ ܶ‫ ͵ܨܤ‬൅ ‫ ڮ‬Ǥ Ǥ ܶ‫݊ܨܤ‬ሻ
‫ ݐܴܶܶܯ‬ൌ
σሺܴܶܶͳ ൅ ܴܶܶʹ ൅ ܴܶܶ͵ ൅ ‫ ڮ‬Ǥ ܴܶܶ݊ሻ
‫ݏ݈݁ܽݐ݋ܶݏ݈݈ܽܽܨ‬
ܲሺܱǡ ‫ݐ‬ሻ ൌ
ߣܲሺܱǡ Ͳሻ െ ߤܲሺ‫ܨ‬ǡ Ͳሻ ିሺఒାఓሻ௧
ߤ
൅
݁
ߣ൅ߤ
ߣ൅ߤ
La disponibilidad y la indisponibilidad en un tiempo dado t pueden calcularse
también según
ܲሺ‫ܨ‬ǡ ‫ݐ‬ሻ ൌ
Donde
ߣܲሺܱǡ Ͳሻ െ ߤܲሺ‫ܨ‬ǡ Ͳሻ ିሺఒାఓሻ௧
ߣ
൅
݁
ߣ൅ߤ
ߣ൅ߤ
·
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௜
ܸ݇‫ܣ‬௜௡௦௧
σ௜ ܸ݇‫ݏ݂ܣ‬௜஺௝
ܸ݇‫ܣ‬௜௡௦௧஺௝
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௜
ܸ݇‫ܣ‬௜௡௦௧
σ஺௝
௜ ܸ݇‫ݏ݂ܣ‬௜஺௝ ‫ݏ݂ܶ כ‬௜஺௝
ܸ݇‫ܣ‬௜௡௦௧஺௝
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