CD-6469.pdf

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
DISEÑO DE LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE
PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN LOS ALIMENTADORES
INTERCONECTADOS URBANOS DE LA EERSA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
CRUZ TENEMPAGUAY CARLOS JULIO
DIRECTOR: Ing. Luis Elías Tapia Calvopiña, M.Sc.
CODIRECTOR: Dr. Ing. Hugo Neptalí Arcos Martínez
Quito, agosto 2015
DECLARACIÓN
Yo, Carlos Julio Cruz Tenempaguay, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada 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
normatividad institucional vigente.
_____________________________
Carlos Julio Cruz Tenempaguay
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Julio Cruz
Tenempaguay, bajo mi supervisión.
______________________________
Ing. Luis Elías Tapia Calvopiña, Msc.
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Julio Cruz
Tenempaguay, bajo mi supervisión.
______________________________
Dr. Hugo Neptalí Arcos Martínez.
CO-DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTO
A mis padres José y Leonila, por ser las personas que más han confiado en mí
desde el día que me propuse conseguir este reto en mi vida y me alentaron
incondicionalmente; dedicando tiempo, recursos y por sobre todo amor en cada
aspecto de mi vida.
Agradezco además a mis hermanos Rous, Luis, Santiago y en especial a mi
hermana Nancy, porque estoy seguro de que sin su apoyo, consejos, cariño y por
sobre todo paciencia, no podría haber llegado solo a culminar esta etapa tan
ardua en mi vida.
Al Ing. Luis Tapia, por darme la oportunidad de ser su dirigido, en el presente
proyecto de titulación, ya que gracias a sus enseñanzas, y paciencia tanto como
en clases y como director del proyecto, ha logrado que día a día aumente el
cariño por la carrera de ingeniería eléctrica, haciendo de ella más que una
profesión, un estilo de vida.
V
DEDICATORIA
A mi hermana Nancy, porque sé
que sin importar lo que yo haya hecho
o desecho en mi vida, o de mi vida
su cariño y confianza será incondicional; y sé,
que de aquí en adelante estará presente
en cada aspecto de mi vida.
Espero siempre ser un orgullo para ti, mi Nany.
"A ese ser que fue compañía fiel, día tras día mientras nos acompañó en vida"
P.I.N.K.Y.
VI
CARÁTULA ............................................................................................................ I
DECLARACIÓN ..................................................................................................... II
CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III
AGRADECIMIENTO .............................................................................................. V
DEDICATORIA ..................................................................................................... VI
ALCANCE ............................................................................................................. XI
RESUMEN ........................................................................................................... XII
PRESENTACIÓN ................................................................................................ XIII
CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 1
1.2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................... 1
1.2.1 RESEÑA HISTORICA .......................................................................... 1
1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EERSA ...................... 2
1.3.1 SUBTRANSMISIÓN ............................................................................. 2
1.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EERSA ................................................ 5
CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 10
2
SUSTENTO TEÓRICO Y CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES................................................................................................. 10
2.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 10
2.2 SISTEMA DE POTENCIA .......................................................................... 11
2.2.1 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN..................................................... 11
2.2.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................................................... 11
2.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ..... 13
2.4 INTERRUPCIONES................................................................................... 14
2.5 CORTOCIRCUITOS .................................................................................. 14
2.5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO ......................................................... 14
2.5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA .......................................... 15
2.5.3 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO............................................................ 15
2.5.4 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA .................................. 15
VII
2.6 INRUSH ..................................................................................................... 16
2.7 CARGA FRÍA ............................................................................................. 17
2.8 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN UTILIZADOS EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 17
2.8.1 FUSIBLES .......................................................................................... 17
2.8.2 RECONECTADOR ............................................................................. 22
2.8.3 RELÉS................................................................................................ 24
2.9 CARACTERISTICAS FUNCIONALES DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN
25
2.10
CRITERIOS PARA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES [5][14]
[18][19] .............................................................................................................. 27
2.10.1
SELECCIÓN DE FUSIBLES ........................................................... 27
2.10.2
COORDINACIÓN FUSIBLE - FUSIBLE.......................................... 28
2.10.3
COORDINACIÓN RECONECTADOR - FUSIBLE .......................... 29
2.10.4
CRITERIO DE AJUSTE EN EL RECONECTADOR ....................... 31
2.10.5
CRITERIO DE AJUSTE DE LOS RELÉS ....................................... 32
2.11
PARÁMETROS DE CALIDAD EN LA OPERACIÓN DE LOS
ALIMENTADORES ........................................................................................... 34
3
2.11.1
NIVEL DE VOLTAJE ....................................................................... 35
2.11.2
CARGABILIDAD DE CONDUCTORES .......................................... 36
2.11.3
DEMANDA ...................................................................................... 36
CAPITULO 3 ................................................................................................. 38
3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 38
3.2 DESCRIPCIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO ...................... 39
3.2.1 ALIMENTADOR 0201......................................................................... 39
3.2.2 ALIMENTADOR 0202......................................................................... 40
3.2.3 ALIMENTADOR 0501......................................................................... 41
3.2.4 ALIMENTADOR 0503......................................................................... 43
3.3 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ..................... 44
3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0201 .................... 45
3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0202 .................... 45
3.3.2 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0501 .................... 46
VIII
3.3.3 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0503 .................... 46
3.4 MODELACIÓN DE LOS ALIMENTADORES ............................................. 47
3.4.1 Parámetros del sistema ...................................................................... 47
3.4.2 Parámetros de los alimentadores ....................................................... 48
4
CAPÍTULO 4 ................................................................................................. 50
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .................................... 50
4.1 DISEÑO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ............................... 50
4.1.1 METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .......... 50
4.1.2 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0201 ........................................... 58
4.1.3 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0501 ........................................... 61
4.1.4 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0202 ........................................... 63
5
CAPITULO 5 ................................................................................................. 67
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 67
5.1 CONCLUSIONES ...................................................................................... 67
5.2 RECOMENDACIONES.............................................................................. 69
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 71
ANEXOS .............................................................................................................. 73
IX
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Análisis de la coordinación de protecciones e implementación de los equipos
adecuados para asegurar una operación confiable y segura del sistema, en los
alimentadores 2/1 - 2/2; 5/1 - 5/3.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Para cumplir con el objetivo general, se han planteado los siguientes objetivos
específicos:
·
Diagnóstico del estado actual de los alimentadores a estudiarse.
·
Modelar los alimentadores a estudiarse.
·
Análisis de los flujos de potencia con el programa CYMDIST en los
alimentadores 2/1, 2/2, 5/1, 5/3 y observar cómo se comporta el sistema.
·
Estudio de la coordinación de protecciones eléctricas empleando el
programa CYMDIST, en la configuración más adecuada del sistema de
alimentadores.
·
Calibrar las protecciones y determinar el equipo de protección más
adecuado.
X
ALCANCE
Con el presente trabajo se pretende realizar un análisis acerca del correcto
funcionamiento del sistema de protecciones de ciertos alimentadores urbanos de
la ciudad de Riobamba.
Mediante la simulación de las fallas más comunes dentro de la red en base a los
datos estadísticos que se posea y a la manera que se realiza maniobras dentro de
la red cuando se tiene que dar los mantenimientos programados, escogimiento
adecuado de los fusibles, tiempos de operación de los reconectadores y sus
curvas en la mejor configuración propuesta o existente, para ofrecer a la
ciudadanía tiempos de corte de energía mínimos, confiabilidad y calidad de
servicio adecuado.
XI
RESUMEN
El trabajo presentado a continuación, responde a la necesidad de obtener los
criterios más adecuados sobre una correcta coordinación de protecciones en el
sistema de medio voltaje de la EERSA; haciendo un análisis previo de la situación
actual de los alimentadores urbanos interconectados.
De la recopilación de información necesaria y de la simulación del sistema, se
pudo determinar que la información que maneja la Dirección de Planificación y la
Dirección de Operación y Mantenimiento debe ser verificada, ya que no es la
misma en varios casos y carece de una retroalimentación bidireccional.
Además se apreció errores en el diseño de los proyectos a construir, tales como:
el uso de fusibles Tipo K para la protección de transformadores de distribución, el
exigir en el diseño de un proyecto nuevo la colocación de fusibles en todo tipo de
extensiones de red, anomalías en los programas computacionales de la EERSA
como CYMDIST y el software de exportación de datos del SIG al CYMDIST, y la
falta de veracidad en la ubicación o existencia de fusibles; entre otras.
Tomando en cuenta visitas en campo para verificar los elementos de la red,
archivos facilitados por el Departamento de Distribución de la EERSA, se procedió
a modelar y verificar el sistema de distribución en estudio lo más ajustado a la
realidad, para su posterior modificación, calibración, ajuste de los alimentadores
en estudio para los diferentes escenarios posibles, arrojando como resultado un
adecuado sistema de protecciones, el cual se recomienda tomar en cuenta para
futuros estudios en la EERSA.
XII
PRESENTACIÓN
Para la realización del presente proyecto de titulación se han considerado
pertinentes los siguientes capítulos:
CAPÍTULO I.- Introducción: En este capítulo, se hace una breve descripción del
sistema eléctrico perteneciente a la Empresa Eléctrica Riobamba S.A.
CAPÍTULO II.- Sustento teórico y criterios utilizados: Se hace una revisión a
los conceptos básicos y regímenes existentes en redes eléctricas de distribución;
también se describe a los elementos de protección utilizados; se plantea, los
criterios utilizados para el diseño de la coordinación de protecciones.
CAPÍTULO III.- Diagnóstico del sistema en estudio: Se hace una descripción
acerca los alimentadores del sistema eléctrico a ser estudiado, las características
técnicas involucradas y además se presenta una breve descripción del software
CYMDIST requerido para la modelación digital.
CAPÍTULO IV.- Estudio de coordinación de protecciones: En este capítulo se
procede a realizar la coordinación de las protecciones en cada uno de los
alimentadores, tomando en cuenta los criterios adecuados; y además,
recomendaciones de los operadores encargados del sistema en la EERSA, se
muestra de una manera gráfica los diferentes ajustes, los nuevos tamaños de los
fusibles y los posibles cambios recomendados.
CAPÍTULO V.- Conclusiones y recomendaciones: Se muestra las conclusiones
y recomendaciones más importantes obtenidas a través de
la realización del
presente proyecto.
XIII
SIMBOLOGÍA
EERSA
Empresa Eléctrica Riobamba Sociedad Anónima
k
Prefijo kilo
M
Prefijo mega
V
Voltio
A
Amperio
VA
Volt-amperio
ARCONEL
Agencia de Regulación y Control de Electricidad
CONELEC
Consejo Nacional de Electricidad
m.s.n.m.
Metros sobre el nivel del mar
RV
Relación de velocidad de un fusible
EEI
Edison Electric Institute
NEMA
National Electrical Manufacturers Association
ANSI
American National Standards Institute
I
Corriente eléctrica
In
Corriente nominal
Icc
Corriente de corto circuito
SNI
Sistema Nacional Interconectado
XIV
CELEC EP
Corporación Eléctrica del Ecuador, Empresa Pública
SNT
Sistema Nacional de Transmisión
TRANSELECTRIC
Unidad de negocios de CELEC EP, encargada de operar el SNT
km
kilómetro
BV
Bajo Voltaje
MV
Medio Voltaje
AV
Alto Voltaje
MVA
Mega volt-amperio
S/E
Subestación
MEER
Ministerio de Electricidad y Energías Renovables
XV
CAPÍTULO 1
1.1 INTRODUCCIÓN
Con el avance de la tecnología y las mejores técnicas de manejo de la misma, la
población requiere día a día de mejoras en su calidad de vida; indudablemente la
energía eléctrica se ha convertido en medio principal para llevar a cabo todo tipo
de mejoras a nivel de productividad y bienestar de una sociedad; que en el caso
de nuestro país, encamina los esfuerzos de todos los involucrados en la sociedad,
hacia un cambio en la matriz productiva.
La energía eléctrica constituye la base del desarrollo de nuestro país, enfocando
los esfuerzos de todos los interventores del sistema eléctrico a mantener un
servicio eléctrico confiable, continuo y de calidad; para que al final del proceso se
perciba un bienestar a nivel del consumidor que sea apreciable y evidente.
En el caso de la EERSA, motiva al personal encargado de administrar el sistema
eléctrico a mantener un producto en optimas condiciones, el cual se mide a nivel
del consumidor en: la continuidad y la calidad del servicio eléctrico.
1.2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
1.2.1 RESEÑA HISTORICA
El 3 de abril de 1963, nace la Empresa Eléctrica Riobamba S. A., quien compra
todos los derechos a la Empresa de Electrificación Chimborazo S.A. y para el 2 de
enero de 1967 realiza la inauguración de los dos primeros grupos de la Central
Alao. En el año 1977 se inaugura el tercer grupo y para 1979 el cuarto y último
grupo; para 1976 la EERSA se fusionó con la Empresa Eléctrica Alausí que
contaba con una Central Hidroeléctrica llamada Nizag de 300 kW.
En 1997, la EERSA inaugura la Central Hidroeléctrica Río Blanco con una
potencia de 3 MW, con lo cual mejora notablemente el servicio a la ciudad de
Riobamba y la provincia de Chimborazo. Se electrifica la ciudad, todos los
cantones de la provincia, muchas comunidades y lugares inaccesibles, por la
accidentada geografía.
En los últimos años se han construido dos nuevas líneas de 69 kV entre Alausí y
Multitud; y entre Alao y Guamote; con la finalidad de mantener niveles de servicio
dentro de las condiciones técnicas aceptables y exigidas por las normativas, que
fueron emitidas por el CONELEC, ahora ARCONEL como ente de control. [1]
1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EERSA
1.3.1 SUBTRANSMISIÓN
El sistema de subtransmisión de la EERSA lo conforman las líneas que
interconectan 11 subestaciones de distribución, con una capacidad instalada de
72 MVA, se tiene un total de 173,26 km de líneas de subtransmisión a un voltaje
de 69 kV.
El sistema eléctrico en estudio, empieza
con la subestación Riobamba que
pertenece a TRANSELECTRIC, subestación que sirve como nodo de acceso al
SNI, a voltaje de 69 kV; que se interconecta en forma de anillo con las
subestaciones: Nro. 1, 4 y 6, las cuales pertenecen al sistema de sub-distribución
de la EERSA en la ciudad de Riobamba.
En la Tabla 1.1 se hace un listado de las diferentes líneas de subtransmisión que
conforman el sistema eléctrico de la EERSA; y en la Figura 1.1 se presenta el
diagrama unifilar completo, sistema de sub transmisión de la EERSA.
2
Tabla 1.1 Líneas del sistema de subtransmisión de la EERSA
Línea de Subtransmisión
Longitud (km) Cantón
S/E Alao - S/E 1
17.0
Riobamba
S/E 1 - S/E Riobamba
6.4
Riobamba
S/E 1- S/E 3
4.1
Riobamba
S/E 3 - S/E 2
3.6
Riobamba
S/E 2 - S/E 4
6.7
Riobamba
S/E 4 - S/E Riobamba
2.3
Riobamba
S/E Riobamba - S/E San Juan Chico
6.6
Riobamba
S/E San Juan Chico - S/E Cajabamba 6.0
Riobamba - Colta
S/E Cajabamba - S/E Guamote
27.0
Colta - Guamote
S/E Guamote - S/E Alausí
35.0
Guamote - Alausí
S/E Alusí - S/E Chunchi
14.54
Alausí - Chunchi
S/E Alao - S/E Guamote
19.4
Riobamba - Guamote
S/E Multitud - S/E Alausí
22.8
Alausí
3
Figura 1.1 Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la EERSA

4
1.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EERSA
En el sistema de distribución en medio voltaje de la EERSA [2] existe un total de
37 alimentadores que tienen una longitud de 3169,93 km a 13,8 kV y 11,07 km a
4,16 kV, con un total de 8471 transformadores de distribución cuya potencia
instalada al mes de octubre del año 2013 suma 158,12 MVA, sirviendo a 151.610
abonados, con 3807,34 km de red en bajo voltaje y con una demanda máxima de
53,69 MW.
Las características del sistema eléctrico de distribución de la EERSA, se presenta
en la Tabla 1.2.
Tabla 1.2 Características de la red eléctrica de distribución de la EERSA, al mes
de octubre del 2013
Red de distribución de MV
13,8 y 4,16 kV
Red de distribución de BV
127/220 trifásico y 120/240V monofásico
11 Subestaciones AV/MV
69/13,8 kV
1 Subestación MV/MV
13,8/4,16 kV
505 Centros de transformación
13800/220 V
trifásicos MV/BV
7966 Centros de transformación 7960/240-120 V
monofásicos MV/BV
1.3.2.1 SUBESTACIÓN Nro. 1 CHIBUNGA
La subestación Nro. 01 se encuentra ubicada en la avenida Circunvalación, al
lado occidental de la ciudad de Riobamba y constituye una de las más
importantes para la ciudad, por cuanto en ella convergen varias funcionalidades
muy significativas para el sistema de la EERSA, entre las características más
importantes se tiene las siguientes:
·
Es el punto de alimentación y distribución de energía eléctrica, entre la
central ALAO y el SNI.
·
Se encuentra instalada una central termoeléctrica, con una capacidad de
2,5 MVA a un voltaje de 4,16kV.
5
Coordenadas geográficas de la subestación:
·
Altura
2760 m.s.n.m.
·
Latitud sur
1º40´42´´
·
Latitud oeste
78º39´56´´
La subestación Nro. 1 tiene una capacidad de transformación de 15 MVA, de un
voltaje de 69 kV a 13,8 kV. La subestación cuenta con un transformador de
potencia, adicional de 3,125 MVA de un voltaje de 13,8 kV a 4,16 kV.
Las características eléctricas de los transformadores de potencia de la S/E Nro. 1,
se presentan en la Tabla 1.3 y Tabla 1.4.
Alimentadores
·
Alimentador a 4,16kV
Alimentador 0401 - Chambo
·
Alimentadores a 13,8kV
Alimentador 0101
Alimentador 0201
Alimentador 0301
Alimentador 0501
Alimentador 0601
Datos técnicos
Tabla 1.3 Datos técnicos del transformador de 15 MVA, S/E Nro. 1
TRANSFORMADOR DE 15 MVA
Voltaje
Posición
t
A
72450
1
0.952
1.05
70725
2
0.976
1.025
69000
3
1
1
67275
4
1.026
0.975
65550
5
1.053
0.95
Tap Actual: 3
Impedancia: 7,49%
Conexión: DY5
6
Tabla 1.4 Datos técnicos del transformador de 3.125 MVA, S/E Nro. 1
TRANSFORMADOR DE 3,125 MVA
Voltaje
Posición
t
A
14400
1
0.958
1.043
14100
2
0.979
1.022
13800
3
1
1
13500
4
1.022
0.978
13200
5
1.045
0.957
Tap Actual: 4
Impedancia: 5.21%
Conexión: DY5
1.3.2.2 SUBESTACIÓN Nro.2 MALDONADO
Ubicada al noreste de la ciudad de Riobamba en el kilómetro 1 vía a Guano,
posee interconexión con la S/E Nro. 3 y con la S/E Nro. 4; además de tener un
alimentador (alimentador 0402) que puede ser cubierto en su demanda,
parcialmente con generación de la central hidroeléctrica Río Blanco.
Coordenadas geográficas de la subestación:
·
Altura
2760 m.s.n.m
·
Latitud sur
1º39´24´´
·
Latitud oeste
78º38´9´´
La subestación Nro. 2 posee una capacidad de transformación de 15 MVA, de un
voltaje de 69 kV a 13.8 kV; las características eléctricas del transformador de
potencia de la S/E Nro. 2, se presenta en la Tabla 1.5.
Alimentadores
Alimentador 0102
Alimentador 0202
Alimentador 0302
Alimentador 0402 - Guano
Alimentador 0602 - Brigada
Alimentador 0702 - Cerámica
7
Datos técnicos
Tabla 1.5 Datos técnicos del transformador de 15 MVA, S/E Nro. 2
TRANSFORMADOR DE 15 MVA
Voltaje
Posición
t
A
72450
1
0.952
1.05
70725
2
0.976
1.025
69000
3
1
1
67275
4
1.026
0.975
65550
5
1.053
0.95
Tap Actual: 3
Impedancia: 7.26% Conexión: DY5
1.3.2.3 SUBESTACIÓN Nro. 3 PARQUE INDUSTRIAL
Se encuentra ubicada al sureste de la ciudad de Riobamba y al igual que la S/E
Nro.1 se ubica en la parte periférica de la ciudad, en la Av. Circunvalación, está
interconectada con la S/E Nro. 3 y con la S/E Nro. 4; tiene un alimentador
(alimentador 0403) que es cubierto de suministro de energía eléctrica,
permanentemente con generación de la central Río Blanco.
Coordenadas geográficas de la subestación:
·
Altura
2760m.s.n.m
·
Latitud sur
1º39´24´´
·
Latitud oeste
78º38´9´´
La subestación Nro. 1 posee una capacidad de transformación de 10 MVA, de un
voltaje de 69 kV a 13.8 kV, su transformador de potencia presenta las
características eléctricas mostradas en la Tabla 1.6.
Alimentadores
Alimentador 0103 - San Luis
Alimentador 0203 - San Gerardo
Alimentador 0303 - Tubasec
Alimentador 0403 - Penipe
8
Alimentador 0503
Datos técnicos
Tabla 1.6 Datos técnicos del transformador de 10 MVA, S/E Nro. 3
TRANSFORMADOR DE 10 MVA
Voltaje Posición t
A
72450
1
0.952
1.05
70725
2
0.976
1.025
69000
3
1
1
67275
4
1.026
0.975
65550
5
1.053
0.95
Tap Actual: 3
Impedancia: 7.1%
Conexión: DY5
9
CAPÍTULO 2
2 SUSTENTO TEÓRICO Y CRITERIOS PARA LA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
2.1 INTRODUCCIÓN
Con el afán de conocer los diferentes términos empleados en el presente
proyecto, resulta necesario una breve descripción de los conceptos relacionados
con los sistemas de protecciones en las redes de distribución.
La Figura 2.1 muestra los componentes de un Sistema Eléctrico de Potencia, se
puede observar los subsistema que lo conforman como: Generación, Transmisión
y Distribución.
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
ALIMENTADOR
Transformador
de distribución
Red secundaria
Figura 2.1 Componentes eléctricos de un Sistema Eléctrico de Potencia
10
2.2 SISTEMA DE POTENCIA
Es el conjunto de sistemas eléctricos que comprenden: generación, transmisión,
distribución; las cuales tienen como objetivo establecer un enlace que permita el
transporte de energía eléctrica desde la fuente de energía hasta los
consumidores. Hay un error muy difundido en el sentido de creer que el sistema
de protección no es una parte primordial del sistema de potencia.
2.2.1 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
Está conformado por líneas y equipamiento que interconectan las subestaciones
de distribución, y son los puntos de alimentación desde las centrales de
generación y el SNI; para la EERSA el nivel de voltaje es 69 kV. [3]
2.2.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Componente del sistema eléctrico de potencia que permite el transporte de
energía eléctrica desde la barra de una subestación de distribución, hasta el punto
de consumo. Constituido por dispositivos que trabajan con voltajes desde los 120
V hasta voltajes de 13800 V; y, conformado por:
alimentadores primarios,
transformadores de distribución y red secundaria, teniendo en cuenta los índices
de calidad del servicio, en nuestro país regulado por el ARCONEL.[4]
El sistema eléctrico de distribución tiene por función primordial, el suministrar
energía eléctrica desde los centros de generación y nodos de entrega de energía
del S.N.I., hasta los usuarios finales, que pueden ser clientes residenciales
(hogares), comerciales (tiendas), industriales (fábricas) y especiales (hospitales).
2.2.2.1 Subestación de distribución
Son subestaciones reductoras, donde se transforma el voltaje que llega de las
líneas de transmisión y subtransmisión a un voltaje adecuado para la distribución
en sí. Está compuesta por la salida y/o llegada, de las líneas de subtransmisión
y/o transmisión, transformador de reducción, origen de los alimentadores
primarios, además de sus respectivos equipos de control, protección y monitoreo.
2.2.2.2 Alimentador primario de distribución
Comprende circuitos encargados de transportar la electricidad desde las barras
de la subestación hacia los transformadores de distribución. Compuesto por:
11
líneas principales (troncales), líneas secundarias (ramales), seccionamientos y
protecciones que enlazan la subestación con los transformadores.
2.2.2.3 Transformador de distribución
Son transformadores de potencias que van desde unos cuantos kVA hasta
cientos de kVA; los cuales reciben potencia de un alimentador primario a 7,9613,8 kV y transfieren dicha potencia a la red secundaria a voltajes cuyo rango se
encuentra entre 120-240 V.
2.2.2.4 Red secundaria
La red secundaria de distribución está comprendida desde las salidas de bajo
voltaje del transformador de distribución y las acometidas de los abonados; y, lo
conforman los conductores eléctricos aéreos o subterráneos; de la red secundaria
propiamente dicha. [5]
Los sistemas de distribución pueden ser de tipo aéreo, subterráneo o mixtos:
2.2.2.4.1 Redes aéreas
Es el sistema más generalizado, caracterizado por su sencillez y economía. Se
componen de transformadores de distribución, seccionadores, conductores
desnudos, aisladores, etc. los cuales se montan sobre postes o estructuras de
distintos materiales. La configuración de estas redes pueden ser radiales o
mallados; siendo la más común el tipo radial, que se asemeja a un árbol; de ahí
los nombres comunes que se dan como troncal (tronco) y ramal (ramificaciones).
En la configuración radial el flujo de potencia fluye en una dirección, siendo
solamente necesario abrir un interruptor para suspender la alimentación. En
cambio en la configuración mallada se tiene varios caminos de suministro de flujo
de potencia; presentando una dificultad en el caso que se presente un falla ya que
no se puede abrir un solo interruptor y esperar que la falla sea despejada. La
configuración mallada es excelente para poder obtener una
confiabilidad de
servicio muy elevada.
12
2.2.2.4.2 Redes subterráneas
Los redes subterráneas son ideales para mantener una buena estética y bajo
impacto visual dentro de una ciudad, generalmente en lugares céntricos de los
poblados, distribuidos de esta forma son menos peligrosos para las personas.
Estos sistemas de distribución se encuentran bajo las aceras y calzadas, a través
de ductos, canales o tuberías, los conductores que los conforman ya no pueden
ser desnudos; sino apantallados y aislados, sobre todo los de medio voltaje.
2.3 CAUSAS
DE
INTERRUPCIONES
EN
SISTEMAS
DE
DISTRIBUCIÓN
Es indudable que el operar un sistema con frecuentes desconexiones por
cualesquiera que fuera el origen, no está dentro de lo aceptable; por eso no está
por demás encaminar todos los esfuerzos posibles a mantener un sistema lo más
continuo y operativo la mayor parte del tiempo. [7]
Las causas de interrupción se dan principalmente, por sucesos externos a la red,
por ejemplo: descargas atmosféricas como rayos, fauna y flora que pueden entrar
en contacto momentáneamente con conductores eléctricos, maquinaria pesada
que puede romper conductores eléctricos aéreos o subterráneos, etc.
Las interrupciones también se originan en menor medida, por sucesos internos,
por ejemplo: por la falta de mantenimiento, perdida de aislamiento, fallas en
transformadores, incorrecta operación del sistema; como puede ser la dificultad
de despejar una falla con la selectividad adecuada, provocando que una falla
temporal se convierta en falla permanente impidiendo al sistema operar en su
régimen normal estable.
Se debe tomar en cuenta que un cortocircuito se puede considerar una falla; al
igual que una sobrecarga no necesariamente puede llegar a ser una falla, ya que
se puede tratar de un régimen normal en el funcionamiento del alimentador; como
una transferencia de carga o debido a la presencia de corrientes de inrush o carga
fría.
13
2.4 INTERRUPCIONES
Es el corte parcial o total del suministro de electricidad a los consumidores del
área de concesión del distribuidor; y se las puede clasificar de acuerdo a los
parámetros que se indican en el ANEXO 1. [8]
Se consideran todas las interrupciones del sistema con duración mayor a tres
minutos, incluyendo las de origen externo, debidas a fallas en transmisión.
No se considerarán las interrupciones de un consumidor en particular, causadas
por falla de sus instalaciones, siempre que ellas no afecten a otros consumidores.
2.5 CORTOCIRCUITOS
Se produce un cortocircuito cuando, un conductor eléctrico que se encuentra
energizado encuentra un camino de baja impedancia hacia otro conductor
eléctrico
de
diferente
(sobrecalentamiento),
potencial,
esfuerzos
ocasionando
electrodinámicos
efectos
anormales
ó
térmicos
salida
de
máquinas; en definitiva inestabilidad en la red. [6]
En una red eléctrica de distribución, se pueden presentar diferentes tipos de
cortocircuitos; el más común se tiene al cortocircuito monofásico a tierra, y el de
menor ocurrencia al cortocircuito trifásico. [19][20]
A continuación se describe, las características de los diferentes tipos de
cortocircuitos.
2.5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO
En este tipo de cortocircuitos intervienen las tres fases de la red, haciendo
contacto entre sí, son los estadísticamente con menos probabilidad de ocurrencia,
aproximadamente del 5%; son los únicos en el que el sistema se comporta en
condiciones equilibradas y balanceadas, tomando en cuenta que todas las fases
se encuentran afectadas por igual. Al presentarse como un sistema equilibrado,
para su cálculo se necesita únicamente de la red de secuencia positiva, y se lo
puede calcular como lo indica la ecuación 2.1.
14
2.5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA
Se presenta cuando dos fases del sistema, entran en contacto incluyendo al
conductor del neutro ó directamente haciendo contacto con tierra; para su cálculo
es necesario considerar las redes de secuencia positiva, negativa y cero; ya que
existe energía que se dispersa en tierra. Éste tipo de cortocircuito puede ser
calculado con la ecuación 2.2.
2.5.3 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO
En un sistema bifásico o trifásico, dos fases del sistema hacen contacto entre sí;
de esta manera dando como resultado un sistema desequilibrado, influyendo en
su cálculo las redes de secuencia positiva y negativa por lo que puede ser
calculado con la ecuación 2.3.
2.5.4 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA
Es el que estadísticamente tiene más probabilidad de ocurrencia, entre el 70 y
80%; su valor de corriente puede ser mayor en sectores considerados como
principio del alimentador, y menores conforme el alimentador alcanza una longitud
considerable; tomando en cuenta que la impedancia equivalente es reducida
comparado con la impedancia que podría tener al final del alimentador. Al tratase
de un sistema desequilibrado, para su cálculo es necesario considera las redes de
secuencia positiva, negativa y cero; como se describe en la ecuación 2.4.
En la Tabla 2.1 se muestran las ecuaciones para encontrar las corrientes de
cortocircuito, según sea el tipo de cortocircuito a calcular,
Tabla 2.1 Ecuaciones básicas, para encontrar las corrientes de cortocircuito.
CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO
ܸ௙
ȁ‫ܫ‬ȁ ൌ ቤ
ቤ
ܼଵ ൅ ܼ௙
(2.1)
CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA
15
ȁࡵȁ ൌ ቤെ࢐ξ૜ࢂࢌ
ࢆ૙ ൅ ૜ࢆࢌ െ ࢇࢆ૛
(2.2)
ቤ
ࢆ૚ ࢆ૛ ൅ ሺࢆ૚ ൅ ࢆ૛ ሻ൫ࢆ૙ ൅ ૜ࢆࢌ ൯
CORTOCIRCUITO BIFÁSICO
ȁࡵȁ ൌ ቤേ࢐
૜ࢂࢌ
ቤ
ࢆ૚ ൅ ࢆ૛ ൅ ࢆࢌ
(2.3)
CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO
ȁࡵȁ ൌ ቤ
donde:
૜ࢂࢌ
ቤ
ࢆ૚ ൅ ࢆ૛ ൅ ࢆ૙ ൅ ૜ࢆࢌ
(2.4)
I: valor eficaz de la corriente de fase, simétrica de estado estacionario, en
el punto de falla.
Vf: valor eficaz del voltaje de fase, de estado estacionario en el punto de
falla instantes antes de la falla.
Z1,
Z2,
Z0:
impedancia
de secuencia positiva,
negativa
y cero,
respectivamente modeladas desde el punto de falla.
Zf: impedancia equivalente de falla.
2.6 INRUSH
El inrush ó corriente de avalancha es una condición transitoria que se presenta
inmediatamente después de la energización de un componente eléctrico; como un
transformador o un circuito de distribución.
"Cuando un transformador se energiza por primera vez o es re-energizado
después de una breve interrupción, el transformador podría experimentar
corrientes de inrush del sistema, debido a que la magnetización del núcleo podría
estar fuera de sincronía con el voltaje. La corriente de inrush puede aproximarse a
valores de cortocircuito, valores cercanos a 40 veces la corriente de carga del
transformador, y la cual disminuye rápidamente en los primeros ciclos.
Cuando el transformador es energizado; si el voltaje del sistema y la
magnetización del núcleo del transformador no están sincronizados, se produce
16
un transitorio magnético. El transitorio impulsa el núcleo a la saturación y crea una
gran cantidad de corriente en el transformador." [21]
La magnitud y forma de esta corriente depende del tamaño del transformador, la
impedancia de cortocircuito, el tipo de conexión, el magnetismo residual y el
ángulo del voltaje en el momento de la energización.
La presencia de estas corrientes se considera una condición normal dentro del
sistema eléctrico y no debe ocasionar la operación de los dispositivos de
protección, durante esta condición transitoria. [9]
2.7 CARGA FRÍA
Las corrientes de carga fría se presentan, al energizar un circuito eléctrico que
poseía cargas conectadas al mismo, luego de un largo tiempo; éstas grandes
corrientes de carga fría, se producen debido a que buena parte de la carga de un
alimentador, las representan moto-compresores; ampliamente utilizado en los
refrigeradores, que al retorno de la energía
eléctrica, arrancarán de forma
automática para alcanzar su temperatura de trabajo.
Además de los moto-compresores; los responsables de la aparición de estas
corrientes elevadas, también son: motores, calentadores de agua, capacitores,
transformadores,
reguladores
de
voltaje
e
iluminación;
influye
también
directamente factores como: tiempo de desconexión, carga conectada, día y hora
de la desconexión, tipo de re-energización y si existe generación distribuida.
2.8 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN UTILIZADOS EN SISTEMAS
DE DISTRIBUCIÓN
2.8.1 FUSIBLES
Son dispositivos de protección con característica detectora e interruptora, que
operan al paso de una sobrecorriente. Funcionan por la propiedad de la
sobrecorriente, que al circular por un conductor produce una elevada temperatura
calentando el filamento fusible, fundiéndolo y separándolo, dejando sin
continuidad física ni eléctrica un extremo del otro. [10]
17
Los fusibles según sea su tipo, tienen distintos tiempos de operación según sea la
magnitud de la corriente que los atraviese. A mayor corriente menos tiempo de
fundición del filamento y a menor corriente mayor tiempo de fundición del
filamento; apareciendo de esta manera la característica de tiempo inverso del
fusible.
Tiempo (s)
F1
Tiempo máximo de despeje
Tiempo mínimo de fusión
t md
tiempo de duración del arco
t mf
Imáx servicio
Icc
Corriente (A)
Figura 2.2 Característica de operación de un fusible
En la Figura 2.2 se observa dos curvas para un mismo fusible F 1, la curva
designada como tiempo mínimo de fusión, representa el tiempo en el cual el
filamento empieza a fundirse; y la siguiente curva, corresponde al tiempo máximo
de despeje, es el tiempo máximo en el cual el filamento se funde por completo.
Existen diferentes tipos de fusibles como son: K, T, H, N, E, NH, NZ, entre otros,
según cuál sea la norma a la que se refiera su fabricación; cada uno con
diferentes tipos de curvas y para diferente tipo de utilidad.
La relación de velocidad de un fusible (RV) se calcula mediante las curvas de
operación entregadas por el fabricante del fusible; como se muestra en el Anexo
2, y no es más que, el valor de la corriente de fusión del fusible escogido en un
18
tiempo de 0,1 segundos, dividido para el valor de la corriente de fusión en un
tiempo de 300 segundos para un fusible de hasta 100 A; y 600 segundos para
fusibles superiores a 100 A; del mismo fusible. [5]
donde:
IN :
RV :
‫ܫ‬ே ൑ ͳͲͲ‫ܣ‬ǡ
ܴܸ ൌ
‫ܫ‬ே ൒ ͳͲͲ‫ܣ‬ǡ
ܴܸ ൌ
‫ܫ‬௙௨௦௜×௡ ሺͲǤͳ•ሻ
‫ܫ‬௙௨௦௜×௡ ሺ͵ͲͲ‫ݏ‬ሻ
‫ܫ‬௙௨௦௜×௡ ሺͲǤͳ•ሻ
‫ܫ‬௙௨௦௜×௡ ሺ͸ͲͲ‫ݏ‬ሻ
(2.5)
(2.6)
tamaño del fusible escogido
relación de velocidad del fusible escogido
Ifusión : corriente de fusión del fusible
Los fusibles utilizados en la EERSA para alimentadores, son del tipo K que tienen
una relación de velocidad rápida (6 - 8.1), comparados con los tipo T (10 - 13.1)
que se los considera lentos; según normas EEI - NEMA. También es muy común
la utilización de los fusibles H y E en la protección de transformadores de
distribución. [16]
La diferencia de velocidades de fusión, entre diferentes tipos de fusibles, se muestra
en la Figura 2.3.
Los valores nominales de los elementos fusibles, según norma EEI-NEMA son:
Tamaños preferidos: 6, 10, 15, 25, 45, 65, 100, 140, 200 A
Tamaños no preferidos: 8, 12, 20, 30, 50, 80 A
Menores de 6A: 1, 2, 3, 5 A
A continuación se listan los tipos de link fusibles que existen hoy en día en el
mercado según normas AYEE, ANSI C.37.40,41,42,46,47 y 48, IRAM 2400, NIME
y NEMA:
K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades 6 a
8).
19
Figura 2.3 Diferencia de velocidades de fusión en distintos fusibles
T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).
Std: Intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de
corriente (relación de velocidad 7 a 11).
H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de
fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).
N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún que
los H.
20
X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones de la
corriente (relación de velocidad 32).
Sft (Slo Fast): Provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporales
en transformadores.
MS o KS: Respuesta ultralenta y mayor permisividad de corriente que los
T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).
MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen un
resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.
Los fusibles se colocan en un dispositivo llamado portafusible, que al ser ubicado
dentro de un equipo seccionador, cumple la función de interrumpir la corriente
eléctrica instantes después de haber ocurrido el cortocircuito; al proporcionar un
corte visible generalmente se lo utiliza como dispositivo de maniobra.
Para dimensionarlo adecuadamente se debe especificar su frecuencia, corriente
nominal, voltaje nominal, máximo voltaje de diseño y capacidad de interrupción.
En la Figura 2.4 se observa un equipo seccionador, actualmente utilizado en la
EERSA.
Figura 2.4 Seccionador - portafusible
21
2.8.2 RECONECTADOR
El reconectador es un equipo interruptor autónomo que detecta condiciones de
sobrecorriente en fase y neutro; opera abriendo y cerrando automáticamente un
circuito eléctrico de distribución previo una configuración de tiempo de cierre y
apertura, si detecta una sobrecorriente persiste un tiempo determinado [13]. En un
sistema de distribución aéreo, entre el 80% al 95% de las fallas son temporales, al
menos por algunos ciclos o segundos [16]. Este equipo de protección cumple las
funciones de detección de fallas, interrupción y reconexión del circuito fallado.
El reconectador detecta una condición de falla al medir la corriente de línea
comparándola con la corriente de disparo; si esta corriente es superior abre sus
contactos, espera un tiempo determinado, y cierra sus contactos reenergizando el
circuito; esta operación se repite hasta en cuatro ocasiones, para luego si la falla
persiste abrir permanentemente el circuito.
La Figura 2.5 muestra la operación del reconectador, cuando por él se presentan
corrientes de cortocircuito, observando los tiempos de operación de cierre y
apertura, denominados intervalos de recierre.
Intervalos de recierre
Icc
Bloqueo en abierto
Icarga
Tiempo
Operaciones rápidas
Operaciones lentas
Figura 2.5 Secuencia de operación de un reconectador con 4 reenganches
22
Así como los fusibles, los reconectadores también poseen curvas tiempo vs.
corriente, características de cada reconectador y las estandarizadas por las
normas IEEE ó IEC.
La , muestra curvas de reconectadores, la curva A es muy rápida con tiempos
muy pequeños, la curva B es de actuación lenta con tiempos mayores, y la C es
extremadamente lenta; no obstante, los reconectadores actuales controlados
mediante microprocesadores tienen la capacidad de definir curvas según su
necesidad; ya sea para fallas entre fases ó fase - tierra.
Tiempo (s)
C
B
A
Imáx servicio
Corriente (A)
Figura 2.6 Curvas tiempo-corriente de reconectadores
El reconectador además de reenergizar el circuito, tiene como tarea realizar las
operaciones de apertura y cierre lo suficientemente rápidas para lograr salvar el
fusible y permitir que la falla transitoria desaparezca por si sola; o a su vez operar
con tiempo suficiente para que el fusible que corresponde instalado aguas abajo
se funda, en caso de fallas permanentes. Según cuál sea la técnica que se
aplique; salvar el fusible o no salvar el fusible.
23
Para la coordinación de protecciones del presente trabajo se considera la técnica
de no salvar el fusible, dado que se temporiza un tiempo determinado la actuación
del relé de la subestación con la expectativa de que la falla desaparezca por sí
sola, o a su vez actúe el fusible destinado a proteger su zona de protección, antes
de que opere el interruptor de potencia.
La técnica de salvar el fusible, se utiliza con la condición de que el interruptor de
la subestación o el reconectador instalado aguas arriba del fusible; actúe lo
suficientemente rápido, antes de que el fusible se funda. [7]
2.8.3 RELÉS
Los relés utilizados para la protección de alimentadores son dispositivos
compactos conectados a elementos de alto voltaje a través de transformadores de
corriente y potencial; y cumplen la función de, medir los parámetros eléctricos
como voltajes y corrientes de un circuito eléctrico de distribución; necesarios para
distinguir un régimen normal de una avería; y si detecta que una avería es
permanente (como un cortocircuito), envía una señal al dispositivo de apertura
asociado (interruptor o disyuntor de mayor potencia), para que éste desconecte el
circuito tan rápido como sea posible.
A estos relés se los ubica principalmente a la salida del alimentador en los
cubículos de las subestaciones, aprovechando las lecturas de los mismos para
llevar una estadística de operación del sistema, siendo el relé de sobrecorriente
(instantáneo y temporizado), el más utilizado en la coordinación de protecciones
en alimentadores de distribución. [11]
Relé de sobrecorriente
Los relés de sobrecorriente son dispositivos que actúan cuando la corriente que
miden supera el valor mínimo de disparo (corriente de pick-up), el relé trabaja en
conjunto con un transformador de corriente y un interruptor de potencia
(disyuntor), el cual desconecta el circuito cuando el relé da la orden de apertura.
Existen tres variables a tomar en cuenta en estos relés las cuales son:
24
·
El nivel de corriente mínima de operación, TAP.
·
La característica de tiempos de operación, DIAL.
·
El tipo de curva característica de tiempo inverso de operación.
De acuerdo a la característica de tiempo de operación los relés de sobrecorriente
pueden clasificarse en: instantáneos (50) ó temporizados (51), según la
nomenclatura de norma ANSI. [14]
Los relés al igual que otros elementos de protección, también poseen curvas
tiempo - corriente, siendo muy familiares las instantáneas y de tiempo inverso
como se muestra en la Figura 2.7.
t (seg)
t (seg)
t (seg)
6
0.04
4
a
4
b
c
0.03
0.02
2
2
0.01
1
3
5
Veces Iop
1
3
5
Veces Iop
1
3
5
Veces Iop
Figura 2.7 Curvas tiempo - corriente de relés.
a) instantáneo, b)tiempo definido, c) tiempo inverso
Las curvas y ecuaciones asociadas a los relés de protección de las subestaciones
y alimentadores utilizados en el presente trabajo se muestra en el ANEXO 2.
2.9 CARACTERISTICAS FUNCIONALES DE UN SISTEMA DE
PROTECCIÓN
De manera general se puede afirmar que un sistema de protecciónes comprende
todos los dispositivos adecuadamente calibrados y coordinados, encargados de
detectar una falla, localizarla y aislarla rápidamente del sistema, permitiendo que
la parte del sistema sin avería siga operando. [5] [13]
Como no puede ser excluyente en una ingeniería, los sistemas de protecciones
deben poseer ciertas características para permitir una operación adecuada del
sistema de potencia en condiciones normales y de falla. [7]
25
Las propiedades que deben cumplir los sistemas de protección son:
·
Selectividad
Las protecciones deberán ser capaces de localizar la falla y despejarla,
sacando del sistema únicamente la parte afectada por la falla. Deberá operar
los dispositivos de protección que la delimitan y no otros.
Selectividad absoluta: La selectividad es absoluta cuando la protección
desconecta solamente al elemento averiado sin necesidad de desconectar a
otro elemento contiguo.
Selectividad relativa: En ciertas circunstancias y solo como respaldo, se
necesita que se garantice suministro o desconexión eléctrica de ciertas zonas
de sistemas adyacentes, en el caso que sus protecciones no actúen.
·
Sensibilidad
Debe tener la capacidad de detectar la menor de las fallas y actuar para que
no pueda afectar a partes no comprometidas con la falla. La protección debe
ser sensible para valores mínimos de cortocircuitos y los niveles máximos de
desbalances de corriente.
·
Velocidad o rapidez
La velocidad de respuesta de una protección debe ser según la falla, ya que
un cortocircuito debe ser despejado más rápidamente que una sobrecarga. En
términos generales mientras más rápido sea despejada la falla, menor será el
daño que sufra el equipo así como el riesgo para las personas que pudiesen
interactuar con el elemento en falla.
·
Confiabilidad
Las protecciones deben estar disponibles para el momento en que se requiera
y deba actuar. Para lograr esta característica se deben cumplir con diseño
correcto, instalación adecuada y mantenimiento preventivo necesario; para
lograr todo esto, se deben revisar normas y manuales de los equipos.
·
Economía
26
Una vez realizado el diseño propuesto en el sistema de protecciones,
se
procede a verificar selectividad, sensibilidad y rapidez para cada uno de los
escenarios seleccionados; y finalmente, si se tienen algunas variantes se
selecciona la económicamente más factible.
2.10 CRITERIOS PARA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
[5][13] [17][18]
Para lograr una correcta coordinación en las protecciones se debe seleccionar
adecuados ajustes de los dispositivos de protección; de tal manera que realicen
sus funciones cumpliendo con las características de operación propias de los
equipos o dispositivos del sistema de protección.
Se recomienda considerar los siguientes criterios para realizar una correcta
coordinación de protecciones en un sistema de distribución:
·
Se debe realizar un estudio de cargas del sistema; debiendo determinarse los
máximos y mínimos valores de carga en cada elemento o tramo a ser
protegido.
·
Realizar un estudio de cortocircuitos; lo cual se logra mediante el cálculo de
corrientes de cortocircuito en los puntos donde se ubiquen los dispositivos de
protección, derivaciones y terminales.
·
Ubicar y seleccionar adecuadamente los equipos de protección para que
cumplan con sus características funcionales.
·
Seleccionar las características de operación y ajustes de los equipos de
protección de manera que exista una coordinación efectiva entre ellos.
·
Finalmente se debe realizar las simulaciones pertinentes; tales como, gráficos
tiempo - corriente, mostrando los niveles de cortocircuitos requeridos y las
características de operación de los equipos.
2.10.1 SELECCIÓN DE FUSIBLES
El fusible debe ser seleccionado de manera que deje conducir la máxima corriente
de carga del circuito protegido, dejando además, un porcentaje de sobrecarga en
base a las condiciones del circuito. Así como, debe interrumpir la corriente de falla
máxima calculada en el nodo deseado.
27
Para los transformadores de distribución, el fusible debe permitir la energización
normal del transformador (inrush) y operar por debajo del límite de daño térmico
del transformador.
En cuanto al voltaje de nominal del fusible, debe ser escogido según el voltaje en
el cual se encuentra trabajando, para sistemas trifásicos voltaje de línea y para
sistemas monofásicos voltaje de fase.
2.10.2 COORDINACIÓN FUSIBLE - FUSIBLE
Para lograr una coordinación adecuada entre fusibles, se establece ciertos
criterios que se consideran relevantes para el estudio:
·
La regla básica o el criterio más ampliamente utilizado establece que el tiempo
máximo de despeje del fusible protector debe ser menor que el 75% del
tiempo mínimo de fusión del fusible protegido. Figura 2.8.
Tiempo (s)
F1
CARGA
Fusible
Protector
Fusible
Protector
IDO
TEG
PR O
Fusible
Protegido
TOR
TEC
PRO
FUENTE
F2
t mf F2
CARGA
tmd F1 < 0.75 t mf F2
tmd F1
Imáx servicio
I cc
I (A)
Figura 2.8 Criterio de coordinación fusible - fusible
·
La corriente de carga en el punto donde se ubica el fusible no debe exceder a
la capacidad nominal de transporte de corriente del fusible. Esto tiene mucho
que ver en la variación de los tiempos de operación de los fusibles; ya que al
circular corriente los fusibles se calientan; provocando fatiga en el elemento
fusible, y la curvas de operación proporcionadas por los fabricantes son
determinadas para cero corriente de carga.
28
El software CYMTCC posee una configuración visual del elemento fusible, en el
que se puede simular un precalentamiento que pueda ocurrir en dicho fusible por
fallas previas u operación normal del sistema. Para lo cual es necesario ingresar
en la curva de coordinación del fusible y modificar el multiplicador de tiempo de
1.000 a 0.75, como se muestra en el ANEXO 3.
2.10.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR - FUSIBLE
Para lograr una correcta coordinación entre el reconectador y el fusible, es
necesario conocer la ubicación relativa del fusible en referencia al reconectador;
en la Figura 2.9 se muestra la ubicadión del fusible aguas arriba, respecto al
reconectador en el caso de la EERSA.
FUENTE
CARGA
R
Fusible
Reconectador
Fusible
CARGA
Figura 2.9 Unifilar de la ubicación del fusible del lado de carga respecto al
reconectador
En la coordinación del reconectador y el fusible, se considera los siguientes
criterios:
·
La mejor coordinación entre un reconectador y un fusible se alcanza
programando la secuencia de operación del reconectador, en dos operaciones
rápidas seguidas de dos operaciones retardadas.
Se lo realiza de esta manera ya que, se conoce que la mayoría de fallas son
temporales y en la primera operación se despeja alrededor del 80% de las
fallas, en la segunda operación se despeja otro 10%, en la primera operación
retardada actuaría el fusible frente a una falla permanente en su sección
protegida y si en la cuarta operación la falla persiste se consideraría a la falla,
29
como una falla permanente de mayor importancia, siendo necesario que el
personal de mantenimiento encuentre y repare la avería.
·
El reconectador debe detectar todas las corrientes de falla en su zona de
protección y en la zona protegida por el fusible y para todos los posibles
valores de corriente de falla, el tiempo mínimo de fusión del fusible debe ser
mayor que el tiempo de operación rápida del reconectador multiplicado por un
factor "K", que se muestra en la Tabla 2.2. La intersección de la curva de
tiempo máximo de despeje del fusible con la curva temporizada del
reconectador, determina el punto de mínima coordinación.
Tabla 2.2 Factores de multiplicación "K" para elementos de lado de la carga
Tiempo de reconexión
FACTORES DE MULTIPLICACIÓN
(ciclos)
Una operación rápida Dos operaciones rápidas
25-30
1.25
1.80
60
1.25
1.35
90
1.25
1.35
120
1.25
1.35
t (s)
F1
Lenta
B
Rápida
Imáx servicio
Icc min
I cc máx
A
I (A)
Figura 2.10 Criterio de coordinación reconectador - fusible
30
En la Figura 2.10 se muestra que para corrientes inferiores a la corriente máxima,
la operación rápida del reconectador (curva A) es más rápida que el tiempo de
operación del fusible pudiendo salvarlo, quizás frente a fallas transitorias; mientras
que para corrientes superiores, quizás de falla permanente, actuaría la curva
temporizada del reconectador (curva B) permitiendo que la operación del fusible
sea más rápida que la del reconectador aislando la zona protegida por el fusible
fundido.
2.10.4 CRITERIO DE AJUSTE EN EL RECONECTADOR
Generalmente en los reconectadores los ajustes de mayor importancia son: la
operaciones de apertura y cierre, los tiempos muertos y el acierto de las curvas
tiempo corriente; pero estos criterios se dan con más énfasis en alimentadores
con alta incidencia de desconexiones temporales.
Se debe considerar el dar la oportunidad de que toda falla sea una falla
transitoria, lo cual ocurre comúnmente en alimentadores rurales donde una rama
caída puede fácilmente hacer contacto con las líneas de distribución o la fuerza
del viento puede hacer que la líneas hagan contacto entre sí temporalmente, en
alimentadores urbanos no tienen alta incidencia de que suceda algún fenómeno
natural que pueda ocasionar una falla temporal, sino mas bien las fallas que se
ocasionen en un alimentador urbano se deban a la mano del hombre, por
ejemplo: un poste chocado, la caída de objetos aledaños a los edificios que
causaren la rotura y contacto de los conductores.
Los reconectadores utilizados y previamente instalados en el sistema son
utilizados aparte de cumplir funciones de protección, como interruptores para
maniobrar entre alimentadores o en ocasiones de trabajos peligrosos a realizar en
la red, como interruptor de potencia para desconectar grandes áreas.
CALIBRACIÓN EN LA FASE DEL RECONECTADOR
La corriente de operación de fase tiene que ser mayor a la corriente máxima de
carga que atraviesa el reconectador, multiplicado por un factor de crecimiento de
carga igual a 1,3 y debe ser menor a la corriente de cortocircuito mínima al final
del circuito al cual protege.
31
donde:
‫ܫ‬஼஼௠௜௡ ൒ ‫ܫ‬௙௔௦௘ ൒ ͳǡ͵ ൈ ‫ܫ‬௖௔௥௚௔௠ž௫
Icc 3Ø :
corriente de cortocircuito mínima al final del circuito
Ifase :
corriente calibrada por fase, del reconectador
( 2.3)
Icarga máx : corriente de operación máxima del reconectador
En condiciones que el reconectador se encuentre instalado en circuitos de
protección para transferencia de carga, la corriente de ajuste por fase, deberá ser
mayor a la suma de corriente de carga del circuito transferido y la carga del
circuito en estudio, multiplicada por un factor de crecimiento de carga.
‫ܫ‬௙௔௦௘ ൒ ͳǡ͵ ൈ ሺ‫ܫ‬௖௔௥௚௔ ൅ ‫ܫ‬௖௜௥௖௨௜௧௢௧௥௔௡௦௙ ሻ
donde:
I carga :
( 2.4)
corriente del circuito en la zona de protección del reconectador
I circuito transf : corriente del circuito transferido al nuevo alimentador
CALIBRACIÓN EN EL NEUTRO DEL RECONECTADOR
La corriente de interrupción del neutro deberá ser menor que la corriente de
cortocircuito monofásico a tierra mínima dentro de su
zona de protección; y,
mayor que el 30% de corriente de carga máxima del circuito debido a
desbalances.
donde:
Ͳǡ͵ ൈ ‫ܫ‬௖௔௥௚௔௠ž௫ ൑ ‫ܫ‬௡௘௨௧௥௢ ൑ ‫ܫ‬௖௖ଵ‫׎‬௠À௡
( 2.5)
I carga máx : corriente de operación máxima en la zona del reconectador
I neutro :
I cc 1Ø mín :
corriente calibrada en el neutro del reconectador
corriente de cortocircuito monofásico mínimo al final del reconectador
2.10.5 CRITERIO DE AJUSTE DE LOS RELÉS
Para el caso de la EERSA se tienen instalados los relés que comandan los
interruptores de potencia que protege a cada alimentador; dichos relés deben
32
coordinar con los fusibles instalados aguas abajo, lo cual se logra cuando el
fusible se funde antes que el relé opere, de manera que hay que asegurar que
exista un tiempo entre 0.3 a 0.4 segundos entre la curva máxima de despeje del
fusible y la curva de tiempo inverso del relé haciendo que la curva de los dos
dispositivos no se intersequen; dicho tiempo entre las curvas corresponde a
errores de tolerancia , sobrecarga, etc. que pudiese presentarse en la señal en
éstos.
Para la calibración de los relés es necesario definir los siguientes parámetros.
parámetro que permite variar la sensibilidad del relé, logrando de esta
TAP:
manera que el relé opere a diferentes valores de corriente; éste valor define la
corriente de pick up del relé.
ܶ‫ ܲܣ‬൒
donde:
‫ݔž݉ܫ כ ܭ‬
ܴܶ‫ܥ‬
( 2.6)
K:
tantas veces como sea la corriente mínima esperada del alimentador
Imáx :
es la corriente máxima de carga del alimentador protegido.
RTC :
la relación de transformación del transformador de corriente.
DIAL: parámetro que permite variar el tiempo de retardo antes de que el relé
opere, siempre que la corriente que alcance éste sea mayor o igual a la corriente
de pick up. El dial representa cada uno de los posibles ajustes de tiempo o curva
característica del relé.
2.10.5.1 RELÉ DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE FASE (50)
Debe ser calibrado de tal manera que no opere para corrientes de inrush en el
restablecimiento de la energía, por lo que se debe calibrar al menos 2.5 veces la
corriente máxima de operación del alimentador.
Este relé debe ser capaz de detectar una corriente equivalente al 40% de la
corriente mínima de falla al final del alimentador.
33
2.10.5.2 RELÉ DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADO DE FASE (51)
El TAP del relé, debe ser calibrada de manera que el mismo no opere por debajo
de 1.5 veces la corriente máxima de operación.
Se debe permitir que este relé permita una sobrecarga máxima del 40% de la
capacidad normal del alimentador, para que exista la posibilidad de tomar carga
de otros alimentadores en caso de contingencias.
Para los casos en que la capacidad de conducción de un elemento de potencia de
la red, sea menor a la capacidad nominal de un alimentador, se toma como límite
de arranque del relé, la corriente nominal del elemento en cuestión.
El relé no debe operar para corrientes de restablecimiento en frío, valor que debe
ser fijado en base a una capacidad promedio del alimentador.
El dial de ajuste del relé, debe permitir la coordinación con los otros dispositivos
de protección, y además de servir como respaldo de estas protecciones.
2.10.5.3 RELÉ DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE NEUTRO (50N)
Para que exista una mejor coordinación con los fusibles de ramales y con
reconectadores; que al mismo tiempo detecten fallas a tierra al final del
alimentador; tiene que asegurar un despeje de fallas a tierra de valores del 40%
de la corriente mínima de falla al final del alimentador.
2.10.5.4 RELÉ DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADO DE NEUTRO (51N)
La corriente de ajuste de éste relé, debe ser de aproximadamente un 30% de la
corriente nominal del alimentador, considerando un desbalance residual producido
en el sistema.
2.11 PARÁMETROS DE CALIDAD EN LA OPERACIÓN DE LOS
ALIMENTADORES
Para realizar un diagnóstico adecuado de la operación actual de los
alimentadores se recomienda analizar los siguientes parámetros eléctricos:
§
Nivel de voltaje
§
Cargabilidad de conductores
§
Demanda
34
2.11.1 NIVEL DE VOLTAJE
El voltaje es el parámetro eléctrico fundamental en el cual, los encargados de
administrar un sistema eléctrico de distribución, pueden determinar problemas
que se pueda tener en el sistema. El principal síntoma que se podría asociar al
voltaje es, la caída de voltaje, que se presenta debido a la resistencia eléctrica
propia de los conductores, y que se incrementa conforme la demanda aumenta.
Dentro de la REGULACION No. CONELEC – 004/01; el nivel de voltaje ocupa el
primer aspecto dentro del control de la calidad del producto técnico, es por eso
que dictamina los rangos de voltaje permisibles dentro del sistema que se
administre. Se presenta en la Tabla 2.3 el máximo rango de variación de voltaje
admitido en el Ecuador.
Tabla 2.3 Variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje
nominal
Subetapa 2
Voltaje
Alto Voltaje
± 5,0 %
> 40 kV
Medio Voltaje
± 8,0 %
0,6 - 40 kV
Bajo Voltaje. Urbanas
± 8,0 %
< 0,6 kV
Bajo Voltaje. Rurales
± 10,0 %
< 0,6 kV
Para determinar la variación de voltaje se utiliza una ecuación 2.7, expresada en
porcentaje tomando como referencia el voltaje nominal donde se toma la medida.
donde:
ȟܸሺΨሻ ൌ
ܸ௞ െ ܸ௡
‫ͲͲͳ כ‬
ܸ௡
(2.7)
DVk: variación de voltaje, en el punto de medición, en el intervalo k de 10 minutos
Vk : voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos
Vn : voltaje nominal en el punto de medición
Dentro de la regulación, también se establece los límite de caída de voltaje para
alimentadores rurales del ±5%; y para alimentadores urbanos el ±3%. [8]
35
2.11.2 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES
Los conductores eléctricos de los alimentadores en especial los de los troncales,
deben ser adecuadamente dimensionados y planificados a un futuro muy
probable, ya que deben soportar sobrecargas y cortocircuitos; que, según su
duración, podrían llegar a dañar los mismos.
La cargabilidad de los conductores no es más que la corriente para la cual fue
diseñada el conductor, dividido para la corriente de operación expresado en
porcentaje; es decir, cuanta corriente circula respecto a la nominal. Lo cual puede
depender según la operación del sistema; ya sea que se tenga una contingencia y
se necesite sobrecargar un poco más algunas secciones, pero que no sea en
estado normal; ya que cada empresa distribuidora debe determinar su límite de
operación más económico analizando las pérdidas, costos por abastecer o no a la
carga, multas, etc. En la Tabla 2. 4 se muestra la máxima capacidad de
conducción de corriente en cada alimentador.
Tabla 2. 4 Capacidad de conducción eléctrica para los diferentes conductores en
cada alimentador
ALIMENTADOR
SECCIÓN
TIPO
CONDUCTOR
CORRIENTE
MÁXIMA
ALIMENTADOR 0201
4/0 AWG
ACSR
340 A
ALIMENTADOR 0202
4/0 AWG
ACSR
340 A
ALIMENTADOR 0501
2 AWG
ACSR
180 A
ALIMENTADOR 0503
2 AWG
ACSR
180 A
2.11.3 DEMANDA
La demanda eléctrica es crucial para la empresa distribuidora, ya que debe
preparar sus equipos e instalaciones para tener la capacidad de suministrar la
cantidad de energía máxima que se espera proveer.
La demanda se define como el promedio de potencia eléctrica requerido por una
carga en un intervalo de tiempo. Para el Ecuador el intervalo es de 15 minutos, el
cual se mide en los cubículos de salida de cada alimentador; estos valores se
36
utilizan generalmente para hacer proyecciones de operación, y además para
realizar compras al mercado eléctrico.
La demanda en el caso de la EERSA se la mide en términos de potencia activa
(kW); pero además, se la puede expresar en términos de potencia reactiva (kVAr),
potencia aparente (kVA) o corriente (A).
37
3 CAPITULO 3
DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN ESTUDIO
3.1 INTRODUCCIÓN
Las averías en los sistemas eléctricos de potencia son inevitables. Dichas averías
pueden no solo ocurrir por el desgaste natural del aislamiento de los elementos
del sistema eléctrico, sino incluso por la instalación o manipulación inadecuada
realizada por los operadores [7].
Los sistemas de protecciones representa un sistema fundamental para el correcto
funcionamiento de un sistema eléctrico de potencia debido a que poseen una
importancia crítica; ya que se encargan de mantener el sistema eléctrico con
protección adecuada cuando se presente una anomalía, y permitiendo una
operación continua cuando el sistema opere de forma normal; siempre
manteniendo a salvo los equipos de las irregularidades.
En la elaboración del presente estudio resulta necesario realizar un diagnóstico
del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Riobamba, conformado por;
los alimentadores 2 y 5 de la Subestación 1, alimentador 2 de la Subestación 2, y
alimentador 5 de la Subestación 3; con la finalidad de identificar cuáles son las
condiciones en las que se encuentran los sistemas de protecciones de las redes a
estudiarse.
Para realizar este trabajo se dispone de los software CYMDIST y SPARD. Los
resultados obtenidos con la aplicación del software serán validados con
inspecciones en campo; las mismas que permitirán verificar el correcto
funcionamiento del estudio de coordinación de protecciones.
Los
parámetros
de
operación
de
los
diferentes
alimentadores
fueron
proporcionados al mes de octubre del año 2013, por el Departamento de Estudios
Técnicos de la EERSA.
38
3.2 DESCRIPCIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO
3.2.1 ALIMENTADOR 0201
El alimentador 0201 es netamente urbano; y comienza su recorrido en la Av. 9 de
Octubre cerca a la calle Espejo, en dirección noroeste llegando a la calle España
y continua por la misma hacia el centro de la ciudad hasta llegar en su parte más
alejada la calle José Veloz, sirviendo en su recorrido inicial a sectores
residenciales como son los barrios: Quinta Mosquera, 9 de Octubre, Politécnico
Antiguo, Las Carmelitas, Colon, El Tejar; y, en su recorrido de mitad hacia arriba,
sirve a barrios residenciales y en mayor medida comerciales como son: La
Merced, La Concepción; y también parte de los barrios como: La Panadería,
Loma de Quito, La Estación, Santa Rosa, Santa Faz y La Florida.
La configuración del alimentador es de tipo aéreo radial, perteneciente a la
Subestación Nro.1 Chibunga.
En la Tabla 3.1 se realiza una breve descripción de los parámetros más
relevantes del alimentador 0201.
Tabla 3.1 Parámetros actuales de operación del alimentador 0201
Voltaje nominal
13,8 kV
Carga instalada
6054,79 kVA
Demanda promedio
141,43 kVA
Corriente de operación 125,0 A
Voltaje de operación
13,7 kV
Factor de carga
55,28 %
Área de servicio
914.970 m2
Longitud
2250 m
La configuración y disposición geométrica de los conductores eléctricos en sus
estructuras de soporte, se lo realiza en base a la homologación de las unidades
de propiedad y unidades de construcción del sistema de distribución eléctrica del
MEER.
39
Se muestra en la Figura 3.1 la caída de voltaje al punto más alejado del
alimentador 0201, en el cual se observa que no existe violación en cuanto se
refiere a caída de voltaje.
Figura 3.1 Niveles de voltaje a demanda máxima, alimentador 0201
3.2.2 ALIMENTADOR 0202
Este alimentador pertenece a la subestación Nro. 2 - Maldonado; empieza su
recorrido en dirección Sur Oeste por la Av. Antonio José de Sucre desde la calle
Vegonias hasta la Av. 9 de Octubre, por ambos lados de la Av. 21 de Abril, calle
México hasta la calle García Moreno, cubriendo la calle Argentinos hasta la calle
Tarqui; abarca en su recorrido barrios como: El Prado, Plaza Dávalos, La Salle,
El Cuartel, Brigada Galápagos, Cooperativa 21 de Abril, Calzado Libre, 19 de
Octubre, Bolívar Chiriboga, El Esfuerzo, Complejo La Panadería, Mirador Alto; y,
parte de los barrios: San Alfonso, La Panadería, La Concepción y José Mancero.
Tabla 3.2 Parámetros actuales de operación del alimentador 0202
Voltaje nominal
13,8kV
Carga instalada
4904,3 kVA
Demanda promedio
1244,89 kVA
Corriente de operación 99,7 A
Voltaje de operación
13,7 kV
Factor de carga
59,64 %
40
Área de servicio
1'322.191 m2
Longitud
2740 m
En la Tabla 3.2 se realiza una breve descripción de los parámetros más
relevantes del alimentador 0201.
La configuración y disposición geométrica de los conductores eléctricos en sus
estructuras de soporte, se lo realiza en base a la homologación de las unidades
de propiedad y unidades de construcción del sistema de distribución eléctrica del
MEER.
Se muestra en la Figura 3.2 la caída de voltaje al punto más alejado del
alimentador 0202, en el cual se observa que no existe violación en cuanto se
refiere a caída de voltaje.
Figura 3.2 Niveles de voltaje a demanda máxima, alimentador
0202
3.2.3 ALIMENTADOR 0501
El alimentador 0501 sirve en su mayor parte al sector urbano, conformado por las
calles Juan de Velasco, Olmedo, Av. Juan Felix Proaño y Av. 9 de Octubre; y,
barrios rurales como: La Libertad y Santa Cruz.
La configuración del alimentador es de tipo aéreo radial, perteneciente a la
Subestación Nro. 1-Chibunga.
41
En la Tabla 3.3 se realiza una breve descripción de los parámetros más
relevantes del alimentador 0501.
Tabla 3.3 Parámetros actuales de operación del alimentador 0501
Voltaje nominal
13,8 kV
Carga instalada
7614,84 kVA
Demanda promedio
1221,65 kVA
Corriente de operación 99,8 A
Voltaje de operación
13,7 kV
Factor de carga
60,49 %
Área de servicio
3´761.435 m2
Longitud
2400 m
La configuración y disposición geométrica de los conductores eléctricos en sus
estructuras de soporte, se lo realiza en base a la homologación de las unidades
de propiedad y unidades de construcción del sistema de distribución eléctrica del
MEER.
Figura 3.3 Niveles de voltaje a demanda máxima, alimentador 0501
42
Se muestra en la Figura 3.3 la caída de voltaje al punto más alejado del
alimentador 0501, en el cual se observa que no existe violación en cuanto se
refiere a caída de voltaje.
3.2.4 ALIMENTADOR 0503
Este alimentador es urbano en su totalidad; suministra energía eléctrica a
alrededor de un 80% del Parque Industrial de Riobamba. El alimentador 0503
nace en la Subestación Nro. 3 - Parque Industrial, y comienza su recorrido en
dirección oeste desde la Av. Edelberto Bonilla por la Av. Celso Augusto
Rodríguez, al llegar a la calle Puruha se deriva hacia ambos lados de la calle;
avanzando hacia la calle José Veloz hasta la calle Juan de Velasco;
comprendiendo en su recorrido barrios como: San Francisco, Villa María,
Bellavista, Santa Marianita, La Trinidad, Juan de Velasco, La Dolorosa y Santa
Anita.
La carga de este alimentador está constituida en su mayoría, por abonados de
tipo residencial e industrial; y en menor medida por abonados comerciales.
En la Tabla 3.4 se realiza una breve descripción de los parámetros más
relevantes del alimentador 0503.
Tabla 3.4 Parámetros actuales de operación del alimentador 0503
Voltaje nominal
13,8 kV
Carga instalada
9040,12 kVA
Demanda promedio
1664,18 kVA
Corriente de operación 83,1 A
Voltaje de operación
13,7 kV
Factor de carga
60,98 %
Área de servicio
1'929.828 m2
Longitud
2400 m
La configuración y disposición geométrica de los conductores eléctricos en sus
estructuras de soporte, se lo realiza en base a la homologación de las unidades
43
de propiedad y unidades de construcción del sistema de distribución eléctrica del
MEER.
Se muestra en la Figura 3.4 la caída de voltaje al punto más alejado del
alimentador 0503, en el cual se observa que no existe violación en cuanto se
refiere a caída de voltaje.
Figura 3.4 Niveles de voltaje a demanda máxima, alimentador 0503
3.3 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES
El sistema de protecciones de los alimentadores en estudio fue verificado en su
totalidad; encontrando en su mayoría varias novedades con respecto al Sistema
de Información Referenciado (GIS) que fueron corregidas en su momento; en su
parte medular, la existencia o ubicación incorrecta de seccionadores fusible y
seccionadores cuchilla.
Se verificó los calibres de los conductores, las potencias de los transformadores,
así como su protección en medio voltaje.
La totalidad de fusibles para proteger ramales, troncales y transformadores de
distribución, son del tipo K; la mayoría de los fusibles instalados para proteger
transformadores se encuentran sobredimensionados, así como los fusibles que
protegen los conductores se encuentran subdimensionados.
44
Las diversas curvas tiempo - corriente de los diferentes elementos constitutivos
del sistema de protección se encuentran detalladas en el ANEXO 2.
3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0201
Este alimentador posee la protección de un disyuntor que funciona a 13,8 kV,
accionado por los relés asociados al mismo con su modo de cierre automático
bloqueado.
El alimentador 0201 posee instalado en sus tramos varios seccionadores cuchilla
y seccionadores fusibles, para maniobras con otros alimentadores cuando se
realicen trabajos con desconexiones, y como protección de los conductores en
caso de fallas seccionadores fusibles; posee además instalado un reconectador
en el final de su parte troncal para interconectarse con el alimentador 0202 en
caso de mantenimiento o transferencia de carga en el lado de la subestación No.
01.
Algunos fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados, ya
que no presentan una adecuada coordinación al no ofrecer selectividad ni
protección apropiada. Como se indica en el ANEXO 8.
El alimentador 0201, tiene instalado en su parte troncal en dos ubicaciones
seccionadores fusibles, que resulta contraproducente con el criterio de no ubicar
fusibles en el troncal del alimentador, designados como F.C.1. y F.C.2.; así como
el F.C.3 para maniobra con el alimentador 0501, ubicado en el plano
correspondiente a este alimentador en el ANEXO 9.
3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0202
Este alimentador posee instalado varios seccionadores fusible y también
seccionadores cuchilla ubicados en diferentes puntos a lo largo del alimentador;
que seccionan adecuadamente los ramales asignados, no así un seccionador
fusible designado como F.C.1. ubicado en la parte intermedia del alimentador; así
como, el fusible F.R.1. se encuentra en una posición incorrecta, referidos en su
plano correspondiente en el ANEXO 9.
45
Además de los seccionadores, también posee instalado reconectadores utilizados
para entrar en paralelo con los alimentadores: 0501 y 0203; como también un
reconectador en medio alimentador para realizar desconexiones.
En la cabecera del alimentador posee instalado un disyuntor de potencia
comandados por sus respectivos relés que darán la orden de apertura o cierre en
caso de fallas.
Algunos fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados, ya
que no presentan una adecuada coordinación al no ofrecer selectividad ni
protección apropiada. Como se indica en el ANEXO 8.
3.3.2 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0501
Este alimentador posee instalado en varios puntos, seccionadores fusible los
cuales se encuentran en posiciones adecuadas, en tanto seccionadores cuchilla
se encuentran escasamente.
También posee un interruptor de aceite a la mitad de su recorrido, y dos
reconectadores cercanos al Hospital General Docente de Riobamba, que sirven
para realizar maniobras con el alimentador 0503, con la ayuda de un juego de
seccionadores trifásicos en la Av. Juan Félix Proaño, que se encuentran en
posición normalmente abiertos.
En el inicio de este alimentador, tiene instalado un disyuntor de potencia
comandado por sus relés de sobrecorriente tanto de fase como de neutro.
Varios fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados dentro
de la red; como lo son: F.C.2. y F.R.1.; así como, el fusible F.C.1. para maniobra
con el alimentador 0503 en caso de transferencia de carga, ubicados en el plano
correspondiente a éste alimentador en el ANEXO 9; y el tamaño actual de los
fusibles, como se muestra en el ANEXO 8.
3.3.3 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0503
Es uno de los alimentadores que mas área y carga instalada abarca, dentro de los
considerados para el presente trabajo. Tiene instalado en la cabecera del
alimentador un interruptor a 13,8 kV, el cual es accionado cuando los relés que lo
comandan así lo indiquen.
46
Posee instalado varios seccionadores fusibles y seccionadores cuchilla, los cuales
en algunos casos se acompañan de interruptores de aceite; además posee
instalado varios reconectadores que sirven para la interconexión con otros
alimentadores tales como: alimentador 0202 y alimentador 0501; ya sea cuando
se trate de maniobras o como protección.
En el alimentador 0503, se encuentran ubicados seccionadores fusibles
adecuados, a excepción del F.C.1. ya que al ser seccionador cuchilla, no protege
a su tramo asignado; en el ANEXO 9 se muestra la ubicación de los fusibles
actuales dentro de la red; y en el ANEXO 8 se describe el tamaño inadecuado de
los tirafusibles para la protección de transformadores.
3.4 MODELACIÓN DE LOS ALIMENTADORES
El software CYMDIST es el programa que dispone la EERSA para realizar sus
estudios eléctricos bajo diferentes escenarios, software del cual se han obtenido
las diversas corrientes de cortocircuito en los nodos deseados para los
alimentadores seleccionados.
El programa computacional CYMDIST es un software que permite simular redes
eléctricas balanceadas o desbalanceadas a nivel de distribución, permite realizar
en la red a estudiar: simulaciones de flujos de potencia y cálculos de
cortocircuitos, entre otras funcionalidades.
Adicional al programa CYMDIST también se cuenta con el software CYMTCC, el
cual permite graficar las curvas de los diferentes elementos de la red como:
fusibles, conductores, transformadores, relés, reconectadores, etc; para poder
realizar la coordinación de protecciones.
3.4.1 Parámetros del sistema
Se refiere a las características globales de la red; los principales parámetros a
considerar son:
·
Frecuencia del sistema
·
Resistencia promedio del terreno
·
Voltaje de base
·
Potencia base
47
·
Temperatura ambiente
·
Resistencia del conductor
Cada uno de estos parámetros han sido seleccionados de acuerdo a los valores
empleados por la EERSA como se muestra en la Figura 3.5; valores que fueron
proporcionados por funcionarios de la Dirección de Operación y Mantenimiento, y
por la Dirección de Planificación.
Figura 3.5 Parámetros del sistema a utilizar en la EERSA
3.4.2 Parámetros de los alimentadores
Con el objetivo de modelar las impedancias de las líneas de distribución para el
presente trabajo resulta necesario conocer los parámetros que influyan en el
cálculo de impedancias de las líneas como: tipo de conductores, disposición
geométrica y el número de conductores en el circuito. Para ello se emplea la
información del Sistema de Información Georeferenciado de la EERSA, que
contiene todos las parámetros necesarios para el cálculo de impedancia de las
líneas; información que se exporta a través de un software de migración al
programa CYMDIST. La información contenida en el Sistema de Información
48
Georeferenciado se encuentra conforme a la homologación de las unidades de
propiedad, del Ministerio de Electricidad y Energías Renovables.
También es imprescindible conocer el equivalente de la fuente de los distintos
alimentadores a utilizar; el equivalente de la fuente es la impedancia equivalente
modelada desde la barra de 13,8 kV en la subestación donde empieza el
alimentador, éste dato puede ser calculado a partir de las corrientes de
cortocircuito en las barras de 13,8 kV de cada subestación. Las operaciones de
cálculo de las corrientes de cortocircuito en cada subestación, se detallan en el .
Las bases de datos de los diferentes tipos de estructuras homologadas; así como,
las propiedades de los transformadores de distribución, porta-fusibles de medio
voltaje, pararrayos, reconectadores, entre otros; se las escoge directamente de la
base de datos proporcionadas por el MEER y modificadas en el programa
CYMDIST; ya que algunos equipos a modelar requeridos, no se encuentran en la
base de datos existente, se los crea acorde a la necesidad de la EERSA, estas
fuentes se muestran en el .
49
4 CAPÍTULO 4
ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
4.1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
Se toma como base los criterios de coordinación expuestos en la sección 2.10, y
tomando en cuenta la situación actual del sistema en el capítulo 3, se determina
que, el esquema actual no permite una adecuada coordinación de protecciones,
dando cuenta en varios casos, que al readecuar diferentes alimentadores
(dinámica de la red), en el transcurso del tiempo no se ha retomado un estudio
completo sobre la correcta operación de los alimentadores en lo referente a sus
protecciones.
Para el presente diseño se propone la utilización de fusibles SLOFAST (duales)
en la protección de transformadores convencionales porque ofrecen una mejor
coordinación y protección con las curvas de energización y las curvas de daño del
transformador; a los transformadores autoprotegidos al poseer el fusible en la
parte interna del transformador, se considera que se comporta como un fusible
dual normal.
Para la protección de las líneas de distribución se propone su protección con
fusibles tipo K, ya que al ser alimentadores netamente urbanos las fallas son de
mayor frecuencia permanente, y no necesita ser salvado por la operación de un
elemento de reconexión automático.
Se propone el reemplazo de todos los fusibles de protección en medio voltaje de
los transformadores de distribución; ya que, como no se han adquirido, ni se ha
dispuesto la instalación de fusibles duales; solo del tipo K, para transformadores y
para protección de líneas, no se logra una adecuada coordinación sobre todo en
el momento de la energización. ANEXO 6
4.1.1 METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
Se procede a realizar un ejemplo sobre cómo se efectuó el cálculo de las
protecciones para un tramo en el alimentador 0503, desde el fusible asociado el
50
transformador de mayor tamaño de su ramal, hasta el ajuste del relé a la salida
del alimentador.
1. Se toma en cuenta el transformador más grande del ramal a estudiar; y se
procede a la protección del mismo, eligiendo un fusible que sea tolerante a la
corriente de inrush y proteja el transformador del daño térmico.
Curva transformador de 125 kVA
Curva fusible 3.5 tipo SF
Figura 4.1 Protección con fusible SF, para un transformador de 125kVA
51
2. Una vez protegido adecuadamente el transformador de distribución, se
procede a seleccionar un fusible que sea capaz de proteger el conductor en el
cual se encuentra ubicado.
Curva transformador de 125 kVA
Curva fusible 3.5 tipo SF
Curva fusible 50 tipo K
Curva fusible 100 tipo K
Curva fusible 140 tipo K
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Figura 4.2 Selección del fusible F1, protegiendo el ramal donde se ubica el
transformador
3. Se procede a la selección del fusible adecuado para respaldar al fusible
protegido, seleccionándolo de manera que coordine con la corriente de
cortocircuito máxima, en el punto de instalación del fusible protector.
52
Curva fusible 50 tipo K
Curva fusible 100 tipo K
Curva fusible 140 tipo K
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Figura 4.3 Coordinación y selección del fusible F2, siendo respaldo del fusible F1
4. Se procede de manera similar al procedimiento anterior, pero cambiando de
denominación al fusible protector, como protegido y al fusible próximo ubicado
aguas arriba como protector; tomando en cuenta su respectiva corriente de
cortocircuito.
53
Curva fusible 100 tipo K
Curva fusible 140 tipo K
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Figura 4.4 Coordinación y selección del fusible F10, siendo respaldo del fusible
F2
5. Teniendo de esta manera la coordinación final de los dispositivos ubicados
dentro de la red, correctamente coordinados.
54
Curva transformador de 125 kVA
Curva fusible 3.5 tipo SF
Curva fusible 50 tipo K
Curva fusible 100 tipo K
Curva fusible 140 tipo K
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Figura 4.5 Coordinación final recomendada para un tramo del alimentador 0503
Se tiene al final del ejemplo mostrado, una correcta selección de los fusibles,
tomando en cuenta una selectividad adecuada; ya que, para cada falla que se
produzca actuará la protección asignada a su zona de operación.
Se muestra en el
55
ANEXO 7, las curvas de operación actuales para el mismo tramo ejemplificado
anteriormente, observando anomalías en la coordinación actual.
COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0503
En éste alimentador se propone el cambio de un seccionador cuchilla, por un
seccionador fusible por selectividad en la protección del ramal; y, la instalación de
varios seccionadores fusibles en puntos que permiten adecuada coordinación de
protecciones, que se muestran gráficamente en el ANEXO 9, y se detallan en la
Tabla 4.1.
Tabla 4.1 Ajustes y cambios propuestos al sistema de protecciones al
Alimentador 0503
ALIMENTADOR 0503
F.1
50K
F.2
100K
F.3
40K
F.4
40K
F.5
65K
F.6
100K
F.7
25K
F.I.1
65K
F.8
100K
F.C.1
Cambiar de seccionador cuchilla, a
seccionador fusible, 80K.
F.9
40K
F.10
140K
F.11
25K
F.I.2
30K
F.12
65K
F.13
65K
F.14
30K
F.15
65K
F.16
80K
F.17
15K
F.I.3
140K
56
F.I.4
40K
F.I.5
140K
F.18
10K
F.19
40K
F.20
200K
F.21
20K
F.22
25K
donde:
F.
Seccionador fusible existente
F.I.
Seccionador fusible a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
57
Curva fusible 140 tipo K
Curva relé SEL 451
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Curva transformador de potencia 10 MVA
Figura 4.6 Curva de coordinación relé alimentador 0503
4.1.2 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0201
Se propone el retiro de algunos fusibles instalados en la parte considerada como
troncal del alimentador, y en su lugar se recomienda cambiar a seccionadores
cuchilla para operación y mantenimiento; ayudándose en las desconexiones del
interruptor instalado en el extremo del alimentador; y en el punto F.C.3 se
recomienda cambiar a seccionadores cuchilla para maniobras con el alimentador
58
0501. Se considera hacia el extremo
final del troncal, y aprovechando la
existencia del punto de instalación del fusible F.4; su correcta coordinación con un
tirafusible 140K.
Se recomienda también la instalación de fusibles en las derivaciones del troncal,
así como, en lugares donde no se dispone de selectividad adecuada.
En la Tabla 4.2 se muestra un breve resumen de los cambios propuestos al
sistema de protecciones del alimentador 0201, y en ANEXO 9 se muestra el plano
del alimentador en detalle.
Tabla 4.2 Ajustes y cambios propuestos al sistema de protecciones al
Alimentador 0201
ALIMENTADOR 0201
F.I.1
Protección del transformador de 100kVA
F.1
30K
F.2
40K
F.I.2
30K
F.I.3
40K
F.I.4
30K
F.I.5
40K
F.3
100K
F.I.6
50K
F.I.7
30K
F.R.1
F.4
F.C.1
Retirar el fusible, ya que se encuentra en la
mitad de troncal y por coordinación
140K
Cambiar de seccionador fusible a
seccionador cuchilla, para operación.
F.I.8
140K
F.I.9
80K
F.C.2
F.C.3
Cambiar de seccionador fusible a
seccionador cuchilla, para operación AL0501.
Cambiar de seccionador fusible a
seccionador cuchilla, para operación.
59
F.I.10
15K
F.5
20K
F.I.11
20K
F.R.2
Retirar porque se encuentra a la mitad del
ramal.
F.I.12
30K
F.I.13
25K
donde:
F.
Seccionador fusible existente
F.I.
Seccionador fusible a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
F.R. Retirar seccionador fusible
60
Curva fusible 140 tipo K
Curva relé SEL 751A
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Curva transformador de potencia 15 MVA
Figura 4.7 Curva de coordinación relé alimentador 0201
4.1.3 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0501
Se propone el reemplazo de dos seccionadores fusible a seccionadores cuchilla;
el primero, ya que al estar ubicado en la parte troncal del alimentador no ofrece
selectividad adecuada; y el segundo, en el final del alimentador se propone el
mismo cambio para interconexiones con el alimentador 0503.
61
Además de los cambios anteriormente expuestos, se presenta en la tabla 5.2 la
coordinación de los respectivos tirafusibles en el alimentador y su plano en detalle
en el ANEXO 9.
Tabla 4.3 Ajustes y cambios propuestos al sistema de protecciones al
Alimentador 0501
ALIMENTADOR 0501
F.C.1
Instalar seccionador cuchilla para maniobra
F.1
40K
F.2
50K
F.3
140K
F.4
10K
F.5
50K
F.6
50K
F.I.1
65K
F.I.2
50K
F.I.3
80K
F.R.1
Retirar fusible para correcta coordinación
F.7
30K
F.8
140K
F.C.2
Instalar seccionador cuchilla para maniobra
F.9
40K
F.10
40K
F.11
65K
F.12
25K
F.13
40K
F.14
10K
F.15
40K
F.16
10K
F.17
140K
donde:
F.
Seccionador fusible existente
62
F.I.
Seccionador fusible a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
F.R. Seccionador fusible a retirar
Curva fusible 140 tipo K
Curva relé SEL 751A
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Curva transformador de potencia 15 MVA
Figura 4.8 Curva de coordinación relé alimentador 0501
4.1.4 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0202
Se propone la instalación de dos seccionadores cuchilla, uno en el punto F.I.3
para seccionamiento de carga al interconectarse con el alimentador 0201; y otro,
63
en el punto F.C.1 ya que no permite una adecuada coordinación de protecciones
ya que en este punto se considera troncal del alimentador.
En general se propone la instalación de otros puntos de protección y
seccionamiento. En la Tabla 4.4 se coordina adecuadamente los tirafusibles del
alimentador 0202, y en el ANEXO 9 se muestra gráficamente y en detalle la
ubicación de los cambios propuestos.
Tabla 4.4 Ajustes y cambios propuestos al sistema de protecciones al
Alimentador 0202
ALIMENTADOR 0202
F.1
25K
F.2
65K
F.3
20K
F.4
65K
F.5
30K
F.6
65K
F.7
40K
F.8
20K
F.9
100K
F.C.1
Cambiar a seccionador cuchilla, troncal
del alimentador.
F.I.1
50K
F.I.2
20K
F.10
15K
F.11
65K
F.12
15K
F.13
65K
F.I.2
140K
F.I.3
Instalar seccionador cuchilla para
operación y seccionamiento de carga.
F.I.4
140K
F.14
25K
F.R.1
Retirar juego de fusibles, no permite
adecuada coordinación.
64
F.I.5
100K
donde:
F.
Seccionador fusible existente
F.I.
Seccionador fusible a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
F.R. Seccionador fusible a retirar
65
Curva fusible 140 tipo K
Curva relé SEL 451A
Curva daño térmico conductor #2 AWG
Curva transformador de potencia 10 MVA
Figura 4.9 Curva de coordinación relé alimentador 0202
66
5 CAPITULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
·
Los valores de caída de voltaje obtenidos en el software CYMTCC, en base a
la simulación de flujos de potencia para los diferentes alimentadores, cumplen
con los límites establecidos en la regulación 004/01 del CONELEC,
garantizando así la operación confiable del sistema.
·
Las corrientes de cortocircuito presentes en de cada subestación son elevadas
debido a que se encuentran cercanas a una fuente de alta impedancia, como
lo es el nodo de conexión con el SNI en la subestación Riobamba; y además,
por la reciente repotenciación de los transformadores en las subestaciones
debido a su impedancia.
·
Se encontró que los fusibles utilizados en la protección de transformadores, no
siguen ningún patrón para su instalación, ya que se han encontrado hasta 3
tamaños de fusibles para proteger un mismo tamaño de transformador; lo cual
se debe a que sencillamente se utiliza fusible que permitan la energización de
los transformadores.
·
Se determino que, en la parte considerada como troncal del alimentador se
encuentran instalados fusibles de alta capacidad, que en su mayoría son
utilizados para seccionar grandes aéreas de carga, cuando se realizan
trabajos de mantenimiento y no como un elemento de protección adecuado.
·
Las operaciones de apertura y cierre de un equipo interruptor automático
(reconectador), son de mejor utilidad para alimentadores que poseen carga
rural; es decir, se lo debe instalar en las áreas de alta ocurrencia de fallas
67
temporales, ya sea en lugares con mucha vegetación, o con alta incidencia de
descargas atmosféricas; es por eso que, se considera una operación de
apertura en su zona de operación cuando el equipo detecta una corriente de
falla en los reconectadores.
·
El número máximo de fusibles en serie instalados debería ser 2; y, en los
ramales de mayor longitud debería ser 3; debido a la topología de las redes
analizadas y a las magnitudes de corrientes de cortocircuito, no permiten la
instalación de más nodos de protección en serie.
·
La ubicación actual de los reconectadores que interconectan el alimentador
0201 y el alimentador 0202, es la adecuada; debido a que presentan una
transferencia segura, eficaz y rápida, ante situaciones de contingencias en
cualesquiera de los dos alimentadores asegurando el servicio continuo de
energía eléctrica hacia el Hospital Pediátrico Alfonso Villagómez.
·
Se comprobó que los fusibles actualmente instalados en los diferentes
alimentadores protegen adecuadamente a los conductores eléctricos del daño
térmico, sin embargo no permiten una selectividad adecuada, ni una
coordinación de protecciones eficiente; ya que, al momento de suscitarse un
cortocircuito se hasta 2 fusibles en serie mal dimensionados.
·
La protección de los conductores del presente trabajo, se los realiza con
fusibles tipo K, ya que poseen un tiempo de operación muy rápido; y tomando
en cuenta que los alimentadores en estudio son netamente urbanos, las fallas
del sistema son de mayor incidencia permanentes.
·
Se demostró que los fusibles duales presentan una curva de operación
excelente para la protección y operación normal de los transformadores de
distribución, siendo permisivos al momento de tener corrientes de energización
(INRUSH) y protegiendo al transformador de corrientes elevadas que pueden
ocasionar daño térmico.
68
·
En la EERSA se considera que los tamaños de los fusibles tipo K representan
la corriente a la cual el transformador funciona, y el fusible no disparará;
teniendo en primera instancia una protección adecuada para las corrientes de
INRUSH, sin embargo deja desprotegido el transformador para corrientes de
daño térmico.
5.2 RECOMENDACIONES
·
Se recomienda incluir en las guías de diseño de la EERSA el uso de fusibles
duales (SloFast), para la protección de transformadores de distribución ya que
éstos permiten la energización normal de los transformadores y también
protegen adecuadamente al transformador de las peligrosas corrientes de
daño térmico; tal como se muestra en el ANEXO 4.
·
Los TC´s de los alimentadores en estudio, se encuentran subdimensionados,
se recomienda el cambio de los mismos a una corriente de por los menos 300
amperios en el primario; ya que, al trasferir carga el conductor podría soportar
la carga completa del otro alimentador; por lo menos en el caso del
alimentador 0201 y alimentador 0202.
·
Se recomienda realizar una retroalimentación constante y veraz, de parte del
Departamento de Operación y Mantenimiento, hacia los encargados de
plasmar la información en el Sistema de Información Georeferenciado, para
que, de esta manera no exista tan solo un pequeño grupo de personas que
saben cómo reemplazar o calibrar, los elementos de la red en caso de
contingencias ó fallas.
·
Se recomienda el reemplazo de los seccionadores fusibles a seccionadores
cuchilla, para los puntos de transferencia temporal de carga entre
alimentadores, ya que se ha observado que en el sistema simplemente se
ubican fusibles de alto amperaje simplemente para que no se fundan en las
operaciones de apertura y cierre.
69
·
En la etapa de aprobación de los proyectos eléctricos, se recomienda usar el
software computacional; y tomar en cuenta, el criterio de los encargados del
mantenimiento de la red, para no exigir en todo tipo de extensión de red nueva
la utilización de fusibles en lugares que no lo merezcan.
70
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] http://eersa.itgo.com/historia.htm
[2] ARCONEL, Punto de entrega y condiciones técnicas y financieras para la
prestación del servicio público de energía eléctrica a consumidores del servicio
eléctrico. Regulación No. ARCONEL - 001/15.
[3] MUYULEMA, Jimmy. Estudio de la composición de las pérdidas de energía en
la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., Tesis Quito Ecuador,
Escuela Politécnica Nacional.
[4] VERGARA, Marco. Análisis y mejoramiento del sistema primario de
distribución de la S/E 16, Rio Coca de la EEQ S.A., Tesis, Quito Ecuador, Escuela
Politécnica Nacional.
[5] OBEID, Nasser. Coordinación de Protecciones en Circuitos de Distribución de
13.8kV de la C.A. ELECENTRO., Tesis, Caracas Venezuela, Universidad Central
de Venezuela.
[6] http://www.tuveras.com/lineas/cortocircuito/cortocircuito.htm
[7] TORRES, Orlys. Curso de protecciones de las redes de distribución.
Riobamba 2012
[8] CONELEC, Calidad de Servicio Eléctrico de Distribución, Regulación No.
CONELEC - 004/01.
[9] http://www.elistas.net/cgi-bin/eGruposDMime.cgi?K9D9K9Q8L8xumopxC-qjduluCWTWSCtjogkmCnoqdy-qlhhyCQURQkfb7
[10] RAMIRÉZ, Sammuel. Protección de Sistemas Eléctricos. Universidad
Nacional de Colombia, Manizales - Colombia.
[11] GUATO, Cristian. HIDALGO, Aurora. Mejoramiento del sistema de
protecciones de los alimentadores primarios de las S/E Puyo y Mushullacta
perteneciente a la Empresa Eléctrica Ambato S.A. Quito 2012
71
[12]
GERS, Soluciones de Ingeniería. Curso de protecciones para empresas
eléctricas de distribución. Riobamba 2011
[13] RUALES, Luis. Seminario protecciones eléctricas en redes de distribución.
Quito 2013.
[14] http://www.elistas.net/cgi-bin/eGruposDMime.cgi?K9D9K9Q8L8xumopxC-qjduluCRSTSCvthCnoqdy-qlhhyCTQPRQifb7
[15] ARROYO, José. Análisis y diseño de redes de baja tensión a partir de la
medición y cargabilidad de los transformadores de distribución. Tesis San José
Costa Rica. Universidad de Costa Rica.
[16] FUNDACIÓN UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - INSTITUTO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA. Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia CAPITULO 4, Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia y Automatismos.
Corporación CENACE - Curso de postgrado. Quito 2001
[17] YAMOZA, Jessika. Estudio de protecciones en el Sistema de Distribución de
la C.A. ELEGGUA filial de la E.D.C. Sartenejas 2007
[18] MENA, Iván. NOROÑA, Diego. Planificación de expansión, estudio de
coordinación y ajuste de protecciones del sistema occidental ELEPCO S.A.
Latacunga 2013
[19] MUJAL, Ramón. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. Universidad
Politécnica de Catalunya. Barcelona 2014
[20]http://www.schneiderelectric.com.ar/documents/recursos/cuadernostecnicos/ct
1581.pdf
[21] SHORT, Tom. Electric Power Distribution Handbook. New York 2004
72
ANEXOS
73
ANEXO 1
Clasificación de las interrupciones, Regulación No. CONELEC - 004/01.
a) Por su duración
§
Breves, las de duración igual o menor a tres minutos.
§
Largas, las de duración mayor a tres minutos.
b) Por su origen
ü Externas al sistema de distribución.
§ Otro Distribuidor
§ Transmisor
§ Generador
§ Restricción de carga
§ Baja frecuencia
§ Otras
ü Internas al sistema de distribución.
§ Programadas
§ No Programadas
c) Por su causa
ü Programadas.
§ Mantenimiento
§ Ampliaciones
§ Maniobras
§ Otras
ü No programadas (intempestivas, aleatorias o forzadas).
§ Climáticas
§ Ambientales
§ Terceros
§ Red de alto voltaje (AV)
§ Red de medio voltaje (MV)
§ Red de bajo voltaje (BV)
§ Otras
d) Por el voltaje nominal
ü Bajo voltaje
ü Medio voltaje
ü Alto voltaje
74
ANEXO 2
Curvas características de tiempo - corriente.
FUSIBLE DUAL - Tiempo mínimo de fusión.
75
FUSIBLE DUAL - Tiempo máximo de despeje.
76
FUSIBLE K - Tiempo mínimo de fusión.
77
FUSIBLE K - Tiempo máximo de despeje.
78
Curvas características RELE - SEL 751A
79
80
81
Curvas características RELE - SEL 451
82
83
84
ANEXO 3
Simulación del precalentamiento de un fusible, en el software CYMTCC
Ingresar a la configuración del dispositivo (Propiedades de los equipos)
Dentro de las propiedades del fusible, ingresar en el botón de coordinación y
modificar el multiplicador de tiempo en 0.75.
85
86
ANEXO 4
Modelación del equivalente de la fuente en CYMDIST
El modelar adecuadamente el equivalente de la fuente, es imprescindible; ya que,
de esta manera el programa proporciona las corrientes de cortocircuito necesarias
en cada punto de la red, para coordinar correctamente las protecciones.
Para lograr lo anteriormente expuesto es necesario conocer la corriente de
cortocircuito en la barras de 13,8kV de cada subestación; las cuales fueron
proporcionadas por el departamento de Subestaciones.
Falla 3Ф [kA] Ángulo Falla 1Ф [kA] Ángulo
Subestación 1
Subestación 2
Subestación 3
5,9
6,05
4,89
ܲ஻ ൌ ͳͲͲ‫ܣܸܯ‬ǡ ܸ஻ ൌ ͳ͵ǡͺܸ݇
‫ܫ‬஻ ൌ
§
ܵ஻
ξ͵ ‫ܸ כ‬஻
Subestación 1
‫ܫ‬ଷ‫׎‬ǡ௣௨ ൌ
‫ܫ‬ଵ‫׎‬ǡ௣௨
ܼଵ ൌ
ܼ௘௤ ൌ
ൌ
-85,5
-84,5
-83,1
ͳͲͲ‫ܣܸܯ‬
ξ͵ ‫͵ͳ כ‬ǡͺܸ݇
7,03
6,87
5,3
-85,7
-85,1
-84
ൌ Ͷͳͺ͵ǡ͸ͻ‫ܣ‬
‫ܫ‬ଷ‫׎‬
ͷǡͻ݇‫ܣ‬
ൌ
ൌ ͳǡͶͳඋെͺͷǡͷι‫ݑ݌‬
Ͷǡͳͺ݇‫ܣ‬
‫ܫ‬஻
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‫ܫ‬ଵ‫׎‬
ൌ
ൌ ଷ
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‫ܫ‬஻
Ͷǡͳͺ݇‫ܣ‬
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ൌ
ൌ Ͳǡ͹Ͳͻͳඋͺͷǡͷι‫ݑ݌‬
‫ܫ‬ଷ‫׎‬
ͳǡͶͳȁെͺͷǡͷι
ܼଵ ൌ ͲǡͲͷͷ͸Ͷ ൅ Ͳǡ͹Ͳ͸ͻ݆‫ ݑ݌‬
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ͳǡͲ
ൌ
ൌ ͳǡ͹ͺͷͺඋͺͷǡ͹ι‫ݑ݌‬
‫ܫ‬ଵ‫׎‬
Ͳǡͷ͸ȁെͺͷǡ͹ι
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ܼ଴ ൌ ͲǡͲʹʹͷͻ ൅ Ͳǡ͵͸͸ͷ݆‫ݑ݌‬
87
§
Subestación 2
‫ܫ‬ଷ‫׎‬ǡ௣௨ ൌ
‫ܫ‬ଵ‫׎‬ǡ௣௨
ܼଵ ൌ
ܼ௘௤ ൌ
‫ܫ‬ଷ‫ ׎‬͸ǡͲͷ݇‫ܣ‬
ൌ
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Ͷǡͳͺ݇‫ܣ‬
‫ܫ‬஻
଺ǡ଼଻
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‫ܫ‬ଵ‫׎‬
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ܼ଴ ൌ ͲǡͲʹ͵Ͷͻ ൅ ͲǡͶͶ͵Ͷͷ݆‫ݑ݌‬
§
Subestación 3
‫ܫ‬ଷ‫׎‬ǡ௣௨ ൌ
‫ܫ‬ଵ‫׎‬ǡ௣௨
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‫ܫ‬ଷ‫׎‬
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88
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்ܸு
ͳǡͲ
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ܼ଴ ൌ ͲǡͲͶͳͻ͸ͺ ൅ Ͳǡ͸ͷ͸Ͷ͵݆‫ݑ݌‬
Estos valores obtenido de Z1 y Z0 de cada una de las subestaciones, se ingresa
en cada uno de los equivalentes de la fuente que se requiera.
89
ANEXO 5
Base de datos en el software CYMDIST, de los elementos de la red
Base de datos en CYMDIST de transformadores de distribución
90
Base de datos en CYMDIST de conductores
Base de datos en CYMDIST de fusibles
91
Base de datos CYMDIST de reconectadores
92
ANEXO 6
Fusibles recomendados para transformadores de distribución.
Fusibles recomendados para transformadores monofásicos de 7,96[kV]
TRANSFORMADOR Corriente
Tamaño
[kVA]
[A]
Fusible (SF)
3
0,38
0.2
5
0,63
0.4
10
1,26
0.7
15
1,88
1.3
25
3,14
1.6
37,5
4,71
3.5
50
6,28
5.2
75
9,42
7.8
Fusibles recomendados para transformadores trifásicos de 13,8[kV]
TRANSFORMADOR Corriente
Tamaño
[kVA]
[A]
Fusible (SF)
15
0,63
0.3
30
1,26
0.7
45
1,88
1.4
50
2,09
1.4
60
2,51
1.6
75
3,14
1.6
100
4,18
3.1
112,5
3,16
3.1
120
5,02
3.5
125
5,23
3.5
150
6,28
5.02
250
18,13
7.8
300
21,76
10.4
400
29,01
10.4
93
500
36,27
14
Valores de coordinación, obtenidos con ayuda del programa CYMTCC.
94
ANEXO 7
Ajustes actuales para el ejemplo de coordinación de protecciones, en el
alimentador 0503
Se observa en el grafico mostrado, el tamaño de los tirafusibles empleados
actualmente en el mismo ramal que se realizó el ejemplo de coordinación
mostrado en el capítulo 5 subcapítulo 2; del cual se puede observar, un criterio
muy conservador acerca de la protección del transformador de distribución, con
un tipo de tirafusible que no presenta la protección adecuada; y para la protección
95
en las líneas de distribución también se observa un criterio muy conservador,
tanto así que recién el fusible 80K, no se funde para corrientes normales de
trabajo del transformador.
96
ANEXO 8
Tabulación de tirafusibles actualmente utilizados en la EERSA para proteger
transformadores de distribución.
Fusibles instalados en transformadores monofásicos
Potencia [kVA] Tirafusible [Tamaño]
25 3k
37,5 5k
50 8k
75 10k
Fusibles instalados en transformadores trifásicos
Potencia [kVA] Tirafusible [Tamaño]
30 2k
50 3k
45 3k
100 5k
112,5 6k
150 8k
250 12k
300 15k
Información proporcionada por el Departamento de Distribución.
97
ANEXO 9
Calibración de fusibles y cambios propuestos de los alimentadores en estudio.
98
ALIMENTADOR 0201
99
A.B
ST
FA
K
CE 0
AN 40,0
CH
A
kV
,00 49 T
25 : 231A25
#T
ST
OFA
A
SL
0 kV C
CE
A ,0 2350T_C AN 1,60
kV 75#T: 75
H
,50 72.5T 3C .B C
37 : 9937
A
#T 1A
A.B
ST
A
OFA
kV
SL
2,50 552.5T CE 10
11#T: 2311 AN 3,
3C CH
A.B
A
kV
,00 87 T
25 : 231A25
#T
A.B
ST
FA
K
CE 00
AN 100,
CH
ST
FA
K
CE 0
AN 40,0
CH
A.B
ST
OFA
SL
CE 10
AN 2,
CH
A
kV
0T
0,002362
10
10#T: 3C
A
kV
,00 1975T
75 : 59
#T 1O
A.B
ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
ST
FA
K
CE ,00
AN 25
CH
ertert
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A.B
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
A
kV
AN 1,
CH
,00 7675T
75 : 59
#T 3O
0,00
10
A
kV4
,00 03 T
50 : 131A50
#T
ST
OFA
SL
CE 10 A
AN 3, 00 kV02
CH 100, : 24100T
#T 3C
ST
FA
K
E
NC ,00
AHA 30
kVC
,0A0.B9725T
25 : 23
#T 1A
A.B
ST
FA
K
CE 0
AN 50,0
CH
ST
FA
A.B
K
CE 0
AN 50,0
CH
A.B
A
kV
,00 70 T
75 : 59 75
#T 3O
A.B
A
kV 3
,50 59 .5T
37 : 10 37
#T 1A
A
kV
,00 65 T
15 : 841A15
#T
A
kV
,00 0125T
25 : 24
#T 1A
ST
A
OFA
kV
SL
0T
0,002396
CE 20
15
15#T: 3O
AN 5,
CH
A
kV
A.B
A
,00 1525T
kV3
25 : 24
#T 1A
0,00 25100T
10 : 15
ST
#T 3C
OFA
SL
E 10
C
AN 2,
CH
A.B
A.B
A.B
A.B
ST
OFA
SL
CE 40
AN 1,
CH
A.B
A
kV
,00 0330T
30 : 59
#TST 3O
OFA
SL
CE 70
AN 0,
CH
ST
FA
K
CE ,00
AN 10
CH
A.B
A
kV
,00 2450T
50 : 59
#T 3O
A.B
ST
OFA
SL
A
CE 70
kV
AN 0,
,00 73 T
30 : 57 30
CH
#T 3O
A
kV
,00 8315T
15 : 98
#T 1A
ST
FA
K
CE ,00
AN 10
CH
A
kV
0T
0,002394
10
10#T: 3C
ST
OFA
SL
CE 10
AN 2,
CH
A
A
kV 6
0 kV 5
,00 03 T ,0 03 T
15 : 131A15 10 : 131A10
#T
#T
ST
FA
K
CE ,00
AN 15
CH
A
kV
,00 30 T
15 : 231A15
#T
A
kV C
C
,00 81
T_
75 : 98
#T3C75
A
kV C
,00 39 C
75 : 2475T_
#T3C
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV
,00 3950T
50 : 54
#T 1C
A.B
ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
A.B
A.B
A
kV
,00 8550T
50 : 59
#T 3O
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV 3
,00 03 T
30 : 13 30
#T 3O
A
kV 7
,00 36 T
25 : 111A25
#T
A
kV
,50 38.5T
37 : 2437
#T 1A
ST
OFA
SL
A
CE 70
ST
kV2
AN 0,
,00 03 T H
OFA
30 : 133C30.B C
SL
A
#T
CE 70
AN 0,
CH
A.B
A
kV
ST
2,50 592.5T
OFA
11#T: 2311
SL
3C
CE 10
AN 3,
CH
A.B
F.C.1
A.B
A
kV
,00 73 T
50 : 983C50
#T
ST
FA
K
CE 0
AN 15,0
CH
A.B
A
A
kV
A.B
kV
,00 7115T 0,0024260T
: 10
15 : 59
#T 3O 10#T 3C
ST
OFA
SL
A
CE 10
kV
AN 2,
A
0T
CH
0,002333
10
kV
10#T: 3C
0T
0,005974
10
10#T: 3C
ST
OFA
SL
CE 10
A
AN 2,
kV
H
C
,00 7350T
50 : 59
A.B
#T 3O
A -3
kVTA C
,00 M C
75774_75T_
: 72 3C
#T
A.B
A
kV
,00 3625T
25 : 24
#T 1A
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A.B
ST
OFA
SL
CE 00
AN 1,
CH
A.B
ST
OFA
SL
A
CE 70
kV
AN 0,
,00 70 T H
30 : 953C30 .B C
#T
A A
kV
,00 2810T
10 : 24
#T 1A
A
kV
,00 3145T
45 : 24
#T 3CA
kV
,00 8225T
25 : 86
#T 1A
A
kV
,00 3515T
15 : 24
#T 1A
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A.B
A
kV
,00 8550T
50 : 95
#T 3O
A
kV 9
,00 03 T
25 : 111A25
#T
ST
FA
K
CE 00
AN 140,
CH
A
kV 1
,50 52 .5T
37 : 11A37
#TkV1A
,00 23 T
15 : 771A15
#T
A
kV
,00 0825T
25 : 78
#T 1A
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV C
C
,00 30
T_
75 : 24
#T3C75
A.B
A
kV 1 C
,00 03 C
75 : 1375T_
#T3C
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A.B
ST
OFA
SL
CE 20
AN 5,
CH
A
kV
0,00 790T
16#T: 9316
3O
F.I.9
F.I.8
A.B
A
kV
,50 49.5T
37 : 2437
#T 1A
A
kV
,00 5130T
30 : 95
#T 3C
ST
OFA
SL
CE 70
AN 0,
CH
ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
A
kV C
,00 29 C
75 : 2475T_
#T3C
A
kV 6
,00 02 T
50 : 131A50
#T
A
kV
,00 7450T
50 : 24
#T 3C
ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
ST
OFA
SL
CE 10
AN 2,
CH
A.
B CH
AN
CE
1,3 SLOF
0
AS
T
A.B
A
kV
,50 73.5T
37 : 2437
#T 1A
ST
FA
K
CE 0
AN 50,0
CH
A
kV9
,00 02 T
15 : 131A15
#T
A
kV
,50 75.5T
37 : 2437
#T 1C
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV
,00 7925T
25 : 24
#T 1A
A
kV C
C
,00 76
T_
75 : 24
#T3C75
A
kV
,00 8050T
50 : 98
#T 1A
A
kV
,00 9715T
15 : 24
#T 1A
A
kV
,00 98 T
45 : 243C45
#T
A.B
ST
OFA
SL
CE 00
AN 1,
CH
A.B
A
kV
,00 8815T
15 : 96
#T 1A
A
kV
,00 9960T
60 : 24
#T 3C
ST
OFA
SL
CE 40
AN 1,
CH
A
kV 5
,00 02 T
25 : 131A25
#T
A
kV4
,00 02 T
50 : 131A50
#T
A
kV 2
,00 34 T
10 : 151A10
#T
A.B
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV
,00 6750T
50 : 24
#T 1A
A
kV
,00 77 T
25 : 241C25
#T
A
kV
,00 0025T
25 : 25
#T 1A
A
kV 0
,00 63 T
15 : 101A15
#T
F.C.3
A
kVTA-1
,00 30T
3041_M
3C
: 97
#T
A
kV495
,50 ;2 .5T
52 96 52
: 24 3B
#T
A
kV
,00 0110T
10 : 25
#T 1C
A.B
ST
OFA
SL
CE 70
AN 0,
CH
F.I.5
F.I.10
A
kV
,00 2225T
25 : 25
#T 1C
A.B
A
kV
,00 6915T
15 : 98
#T 1A
A.B CHANCE K FAST
15,00
A
kV
,00 6610T
10 : 77
#T 1A
A.B
ST
OFA
SL
CE 10
AN 3,
CH
A
kV
,00 03 T
10 : 991A10
#T
A
kV
,00 2510T
10 : 24
#T 1A
A
kV
,00 74 T
15 : 981A15
#T
ST
FA
K
CE 0
AN 20,0
CH
A
kV
,5025A14.5T
: 37
37 kV
#T 1A
,00 16 T
10 : 991A10
#T
A
kV
,50 15.5T
37 : 2537
#T 1A
A
kV
,50 02.5T
37 : 2537
#T 1C
A
kV
,50 21.5T
37 : 2537
#T 1A
A
kV 3
,00 02 T
25 : 131A25
#T
A
kV2
,00 02 T
25 : 131A25
#T
A
kV
,50 75.5T
37 : 9837
#T 1A
A
kV
,00 54 T
25 : 551A25
#T
A A
kV9004kV
,00 ;9,0 T 0615T
25 051525: 25
#T 1A
: 99 3B
#T
A
kV
,50 07.5T
37 : 2537
#T 1A
A.B
ST
FA
K
CE ,00
AN 15
CH
A.B
A
kV
,00 6625T
25 : 98
#T 1A
F.R.2
A
kV 8
,00 93 T
15 : 101A15
#T
A
kV
,50 20.5T
37 : 2537
#T 1C
ST
FA
A
K
kV
CE 0
,50 03.5T N ,0
37 : 2537 CHA 30
#T 1A
A.B
F.I.11
A
kV2
,00 87 T
15 : 101A15
#T
F.I.12
A.B
ST
OFA
SL
CE 10
AN 3,
CH
A
kV
,50 19.5T
37 : 2537
#T 1C
ST
OFA
SL
CE 10
AN 3,
CH
A
kV
,50 18.5T
37 : 2537
#T 1A
A
kV
,00 09 T
25 : 251C25
#T
A.B
A
kV
,00 0810T
10 : 25
#T 1A
ST
OFA
SL
CE 70
AN 0,
CH
A.BA
kV
,00 6730T
30 : 98
#T 3C
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A
kV
,00 0950T
50 : 54
#T 1A
A
kV 1
,00 02 T
15 : 131A15
#T
50
51
ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
A.B
O
SL
A -4
CE 70 0 kVTA
M T
AN 0, ,06_
3065 3C30
CH
: 72
#T
K
CE 00
AN 140,
CH
F.C.2
A.B
A
kV
,00 8515T
15 : 23
#T 1A
Seccionador fusible existente
Seccionador fusible o seccionador cuchilla a instalar
Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
Seccionador fusible a retirar
A.B
A
kV0
ST
0,00 04100TOFA
10 : 13
#T 3OE SL
C 10
AN 2,
CH
A .B
kV A
,00 92 T
50 : 231C50
#T
ST
FA
A.B
ST
A
OFA
kV
SL
,00 2850T CE 60
50 : 23
#T 3C HAN 1,
C A
A.B,00 kV29 CC
T_
75 : 23
#T3C75
ST
FA
A
kV
,00 8615T
15 : 23
#T 1A
A
kV
,50 06.5T
37 : 2437
#T 1A
A
kV C
C
,00 03
T_
75 : 24
ST
#T3C75
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ST
FA
K
CE ,00
AN 30
CH
F.R.1
A
kV 8 .B
,00 03 AT
50 : 133C50
#T ST
OFA
SL
CE 30
AN 1,
CH
F.I.7
A.B
F.3
F.I.4
A
kV C
C
,00 90
T_
75 : 23
#T3C75
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
A.B
AL0201_CC
A.B
A.B
F.4
A.B
ST
OFA
SL
CE 10
AN 2,
CH
A
kV
0T
0,002382
10
10#T: 3C
ST
OFA
SL
CE 60
AN 1,
CH
F.I.5
F.I.2
A.B
A
kV C
C
,00 88
T_
75 : 23
#T3C75
ST
FA
K
CE ,00
AN 30
CH
A
kV C
C
,00 04
T_
75 : 24
#T1C75
F.
F.I.
F.C.
F.R.
A.B
ST
FA
K
CE ,00
AN 30
CH
F.1
F.I.1
ST
A
FA
K
kV
,50 08.5T NCE ,00
37 : 2437
A 40
#T 1A
CH
A.B
A.B
A
kV
0T
0,002356
10
10#T: 3O
F.I.3
F.2
A
kV
,50 07.5T
37 : 2437
#T 1A
ST
OFA
SL
CE 30
AN 6,
CH
F.I.6
ertert
ST
OFA
SL
ST
CE 10
OFA
AN 2,
SL
CH
CE 10
A.B
AN 2,
CH
A A.B
kV9
0,00 03100T
10 : 13
#T 3C
100
Cambios propuestos al sistema de protecciones
Alimentador 0201
ESTUDIO DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
0,00
10
ALIMENTADOR 0202
101
B
K
A.
B
K
CE
AN 25,00
CH
FA
ST
ESTUDIO DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
A.
A
kV 41
,50 11 .5T
37 : 37
T# 1A
ST
FA
CE,00
AN65
CH
A
kV 45
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
A
kV -3
.5T
,50 TA
37 _M 37
29 1C
:
26
T#
jkasdfjksd
A
kV092 T
,00 10 25
25 : 1A
T#
T
AS
A
OF
kV 64T
SL
,00 1260
CE 0
60T# : 3C
AN 1,6
A.
B
CH
A
kV -2
0 TA T
7.5
3 7,5_MC3
: 99 1
24
T#
A
kV 70
.5T
,50 12
37 : 37
T# 1A
A
kV 71
0 12 .5T
: 37
3 7,5
T# 1A
A
kV -3 T
,00 TA 10
A
kV -4 T 1084 _M 1A
:
,00 TA 50 19
50 _M 1A T#
83
:
19
T#
A
kV 73
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
A
kV 74
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
A
kV 24T
,00 1225
25 : 1A
T#
K
CE
AN20,00
ST
FA
AA
kVkV38
59
T
1010T
,00: 8812
1010,00
:
T#T# 1A1A
A
kV 6
0 10 0610 T
1 0,0: 1A
T#
B
A.
CH
K
ST
FA
CE,00
AN20
A
kV -1
,00 TA 5T
25 _M 1 A2
: 90
54
T#
A.
B
K
CE
AN40,00
CH
FA
A
kV08 8T
,00 10 10
10 : 1A
T#
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
CH
F.7
B
A.
F.8
F.3
A
kV -3 T
,00 TA 25
25 _M 1A
34
38:
T#
ST
A
kV 65T
,00 12 25
25 : 1A
T#
F.6
A
kV89 3T
,00 13 10
10 : 1A
T#
A
kV 44 T
,00 12 10
10 : 1A
T#
B
A.
B
K
FA
K
0
A
kV 09 3
,00 10 0T
50 : 1 A5
T#
A
kV 9
0 13 87 T
25
2 5,0: 1A
T#
ST
FA
A
kV -3 T
,00 TA 15
15 _M 1A
: 36
29
T#
K
CE,00
AN30
CH
B
AS
A
kV 77 T
,00 12 25
25 : 1A
T#
CH
A.
B
CE
AN10 0,0
CH
FA
ST
A
kV 74T
,00 1125
25 : 1A
T#
A
kV 76
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
A
kV 03T
,00 5130
30 : 3C
T#
ST
CE
AN65,00
CH
A
kV 33
A
0 40 T
15
kV 55T
:
1 5,0
,00 1210
T# 1C
10 : 1C
T#
K
CE,00
AN65
CH
F.5
A.
B
OF
SL
CE 0
AN 0,7
A.
F.12
F.4
A.
A
kV88 0 T
,00 13 10
10 : 1A
T#
F.9
A
kV 45
0 ;12 T
45 7.5
3 7,5
: 12 1 A3
T#
A
kV -1 T
,00 TA 15
15 _M 1A
: 91
54
T#
T
A
kV 56
,00 12 5T
15 L> 1 C1
UL
:
T#<N
A.
B
CH
K
CE
AN15,00
ST
FA
A
kV 75
0 11 T
25
:
2 5,0
T# 1A
A
kV88 5
,00 13 5T
25 : 1 A2
T#
ST
FA
A
kV 05 3T
,00 10 25
25 : 1A
T#
A
kV28 2
,00 12 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV 44
,00 11 5T
15 : 1 A1
T#
A
kV 91
,00 52 0T
10 : 1 A1
T#
A
kV
0 1153T
10
:
1 0,0
T# 1A
F.I.2
A
kV 53
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
F.C.1
A
kV 50
,00 12 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV 71T
,00 5015
15 : 1A
T#
A
kV 51
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
CH
A
kV -3 T
,00 TA25
25 _M 1A
: 35
84
T#
A
kV062
,00 10 0T
50 : 1 A5
T#
A
kV89 2
,00 13 0T
50 : 1 A5
T#
A
kV28 3
,00 12 5T
15 : 1 A1
T#
ST
FA
F.10
B
A.
A
kV 45
,50 11 .5T
37 : 37
T# 1A
K
CE
AN20,00
Cambios propuestos al sistema de protecciones
Alimentador 0202
F.2
kjsdjkd
F.1
AL0202_CC
A
kV C
0 S/ T
: 25
2 5,0T# 1A
A
kV 48
,00 97 5T
15 : A1 A1
T#
kV 39
,00 11 5T
15 : 1 A1
T#
A
kV 11
0 59 .5T
: 37
3 7,5
T# 1A
A.
B
K
FA
A
kV 54
,00 11 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV -1 T
,00 TA 10
108_ M 1A
: 70
T#41
A
kV07 7T
,00 12 15
15 : 1A
T#
ST
CE,00
AN15
CH
AA
kVkV80072
11 .5T0T
,50,00
10A1
: : 37
3710
1
T#T#1A
A
kV 65T
,00 1110
10 : 1A
T#
T
AS
OF
SL
CE 0
AN 1,3
CH
A
B
A. 0 kV 43T
1150
:
5 0,0
T# 3C
A
kV 58T
,00 1150
50 : 1A
T#
A
F.I.1
K
A
kV 52
,50 12 .5T
37 : 37
T# 1A
A.
A
kV27 9
0T
,00
30 049;13 B3
:10
T#
ST
FA
K
CE,00
AN50
CH
B
B
FA
A
kV -3 T
,00 TA 10
10 _M 1A
40
84:
T#
A
kVkV07A097
,00 010A2
895TT
: : 1 25
252 5,0
T#T# 1A
ST
CE,00
AN65
CH
F.13
F.11
kV 01
,00 87 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV 78
,00 12 0T
50 : 1 A5
T#
A.
A.
B
A
kV 64
T
,00 16 5T
15 : 111 A1
AS
OF
T#
SL
A
CE 0
kV
0 5252T
AN 0,3
15
:
1 5,0
CH
T# 3C
A.
B
A
kV 66
.5T
,50 11
37 : 37
T# 1A
K
FA
ST
CE,00
AN65
CH
0
0,0
10
A
kV 37
0 77 T
15
:
1 5,0
T# 1A
A
kV 61 T
,00 11 25
25T# : 1A
A
kV095
,00 10 5T
15 : 1 A1
T#
K
0
A.
B
A
kV069
,50 10 .5T
37ST : 37
FAT# 1A
A
kV 84
0 85 T
00
0,0 :
10 T# 3 C1
A
kV07 9T
,00 10 15
15 : 1A
T#
CE
AN14 0,0
CH
T
AS
OF
SL
CE 0
AN 2,1
A
A
kV09 4
,00 10 0T
50 : 1 A5
T#
A
kV05 9T
,00 10 10
10 : 1A
T#
kV 57
,00 11 25
25 : 1A
T#
T
A.
B
A
kV 72 T
,00 11 10
10 : 1A
T#
CH
A
kV889
,00 13 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV 07 3T
,00 10 50
50 : 1A
T#
T
AS
OF
SL
CE 0
AN 1,3
A.
B
CH
A
kV 94
0 11 T
50
:
5 0,0
T# 3C
A
kV883
,00 13 5T
25 : 1 A2
T#
A
kV88 2T
,50 13
37 : A3 7.5
T# 1
F.I.3
A
kV19 3 T
,50 2.5
52 07 4;1
B5
:10 3
T#
AkV5A 6
kV07
07
T.5T
0 ,50
10;10
1047
: 00
1 0,047
1A3B
T#:12
T#
F.14
A
kV89 1T
,00 13 25
25 : 1A
T#
F.I.4
A.
B
A.
CH
B
K
FA
A
kV 14T
,00 12 50
50 : 1A
T#
ST
CE,00
AN25
CH
T
OF
SL
CE 0
AN 1,3
K
CE 0
AN140,0
B
A
A.
kV 6
0 11 1050T
5 0,0: 3C
T#
ST
FA
AS
A
kV 95
0 11 T
25
:
2 5,0
T# 1A
A
kV07 7 T
,00 10 50
50 : 1A
T#
CH
A
kV -1 T
,00 TA 15
15 9_ M 3C
9: 80
T#
A.
A
kV 97
,00 11 25
25T# : 1A
T
AS
OF
SL
CE 0
AN 0,3
B
A
kV078 T
,00
75
75 10 ;103B
:12
T#
CH
A
kV 35
T ,50 12 .5T
AS 37T#: 37
1C
OF
SL
CE 0
AN 3,1
T
A.
B
CH
A
kV102
,50 10 .5T
37 : A 37
T#kV1A
0 8626
.5T
: 37
3 7,5
T# 1A
T
F.
F.I.
F.C.
F.R.
AS
OF
SL
CE 0
AN 5,2
A.
B
A
kV108
,00 10 5T
25 : 1 A2
T#
CH
A.
B
CH
T
AS
OF
SL A
CE 0 kV 050 T
AN 1,3,00 12 50
50 : 3C
T#
F.I.5
F.R.1
Seccionador fusible existente
Seccionador fusible o seccionador cuchilla a instalar
Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
Seccionador fusible a retirar
A
13
0 kV
,0 : 1215 0T
1 50T# 3C
A
kV09 9
,00 10 0T
10 : 1 A1
T#
T
T
AS
OF
SL
CE 0
T
A
CH
B
kV24 1
,50 6;1 .5T A.
52 09 52
:10 3B
AS
OF
SL
CE 0
AN 1,0
B
A.
CH
K
CE 0
AN100,0
ST
FA
AN 1,3
A
CH kV 34T
12
B
A. 50 ,00: 3C50
T#
AS
OF
SL
CE 0
AN 0,7
A
kV 79
,00 00 5T
75 4;13 B7
05
:10
T#
A.
B
CH
A
kV 8
0 10 09 T
30
3 0,0: 3C
T#
T
T#
OF
SL
CE 0
AN 0,7
A.
10
A
kV 1
0 10 06 T
15
1 5,0: 1A
T#
0,0
0
B
AS
CH
A
kV 67T
,00 9530
30 : 3C
T#
A
kV 097
,00 10 5T
15 : 1 A1
T#
A
kV 78
0 81 T
15
:
1 5,0
T# 1A
A
kV 5
0 13 89 T
15
1 5,0: 1A
T#
A
kV 19
,50 54 .5T
37 : 37
T# 1A
A
kV 1
0 10 05 T
25
2 5,0: 1A
T#
T
OF
SL
CE,00
AN 21
A.
B
AS
CH
A
01
0 kV59 0T
0,0 : 16
16 T# 3O
A
05
0 kV59 0T
0,0 : 50
50 T# 3O
102
10
0,0
0
ALIMENTADOR 0501
103
_MTA-2
T#: 42191A10T
A.B
ESTUDIO DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
KFAST
ANCE65,00
A.B CH
0kVA
200,0
126980T
T#: 3O20
SLOFAST
NCE
CHA 5,20
0kVA
500,0
11312
T#:
0kVA
112,5
T#:3C112.5T
SLOFAST
NCE
CHA 3,10
A.B
SLOFAST
kVANCE60
75,00CHA
1,
1752
A.B
T_CC
T#:3C75
0kVA
100,09212
T#: 3O100T
2513
T#: 1A50T
djkdsk
13115
T#: 1A15T
kVA
50,00
T#: 13114
kVA
10,00
T#: 1A10T
SLOFAST
NCE 30
CHA
A.B 13110 1,
T#: 3C50T
1A37.
kVA
10,001741
T#: 1A10T
5T
kVA
15,00
T#: 1A15T
kVA
37,501775
5T
T#:1A37.
sdsd
kVA
37,50_MTA-3
35311A37. 5T
kVA
10,00
T#: 1A10T
CHAN
CE
65,00 KFAST
T#:
A.B
F.8
kVA
37,50
T#: 1A37. 5T
F.I.1
T#:
F.I.2
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
140,00
kVA
37,501776
T#: 1A37. 5T
kVA
25,00
T#: 1C25T
T#: 1A10T
kVA
37,501773
T#:1C37. 5T
kVA
25,005415
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1772
T#: 18495T
1A37.
kVA
10,00
T#: 1A10T
T#: 1A5T
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
T#: 1C25T
SLOFAST
NCE
CHA 3,10
0kVA
112,52004
T#:
0kVA
400,05963
0kVA
T#:3O400T
500,0
0kVA
T#:
500,0
0T
T#:
SLOFAST
3O50
NCE
CHA 10,40
0kVA
A.B
112,55966
0kVA
300,0
T#:3O112.5T
131160T
T#: 3O30
14,00
SLOFAST
NCE
SLOFAST
CHA 10,40
SLOFAST
NCE10
NCE
CHA 14,00 A.B CHA 3,
A.B
A.B
KFAST
ANCE
A.B CH 140,00
F.C.1
F.5
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
F.3
50,00
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,501382
5T
T#:1A37.
A.B
0kVA
150,059680T 75,00 kVA
T#: 3O15
5967
T#: 3O
75T
100,00
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
kVA
37,501813
5T
T#:1A37.
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
100,00
T_CC
T#: 1887
3C75
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
kVA
37,501811
5T
T#: 1C37.
kVA
37,501862
5T
T#:1A37.
kVA
30,00 1784
1783;
T#: 3B30T
T#: 1A37. 5T
kVA
25,00
T#: 1C25T
T#:
kVA
37,501854
5T
T#:1A37.
kVA
37,501835
5T
T#:1A37.
kVA
15,005182
T#: 1A15T
F.9
0,70
kVA
30,00
T#: 3C30T
T#: T_CC
3C75
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
kVA
15,001814
T#: 1A15T
kVA
10,0010331
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
kVA
37,502003
5T
T#:1A37.
A.B
kVA
50,00
T#: 1A50T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
SLOFAST
NCE
CHA 1,00
kVA
15,005069
T#: 1A15T
kVA
25,009927
T#: 1A25T
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,001806
T#: 1A50T
kVA
37,501878
5T
T#: 1A37.
2000
T#: 1A25T
kVA
25,001889
T#: 1A25T
kVA
50,009924
T#: 1A50T
kVA
25,001892
T#: 1A25T
13118
T#: 1A10T
kVA
kVA
15,00
15,00
13103
9215
T#: 1A15T
1A15T
kVA
25,00
T#: 1876
kVA
10,008618
T#: 1A10T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,00_MTA-3
T#: 5731
kVA
15,009921
T#: 1A15T
kVA
10,00
T#: 1A10T
T#:
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
1779
T#: 1A5T
T#: 1A10T
2005
T#: 3C45T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,00
T#: 1A50T
F.2
1858
T#: 1A50T
kVA
75,00
3N75T
F.1
KFAST
ANCE
A.B CH 30,00
F.4
kVA
37,50
T#: 1A37. 5T
F.7
kVA
37,501861
T#:1A37. 5T
KFAST
ANCE
A.B CH 15,00
kVA
10,005606
T#: 1A10T
kVA
15,009734
T#: 1A15T
_MTA-4
69821A25T
AL0501_CC
kVA
15,00
T#: 1A15T
T#: 1A10T
1809
T#: 1A50T
kVA
37,50
5T
T#:
1C37.
kVA
10,009042
T#: 1A10T
1808
T#: 1A50T
kVA
10,00
93077
T#: 1A10T
kVA
50,00
T#: 1A50T
kVA
15,00
T#: 13120
kVA
15,00_MTA-1
T#: 91731A15T
kVA
10,00_MTA-3
T#: 9358
kVA
25,00_MTA-3
92021A25T
T#:
kVA
10,008725
T#: 1A10T
F.10
F.17
kVA
25,00
13119
T#: 1A25T
kVA
25,008668
T#: 1A25T
kVA
15,002016
T#: 1A15T
kVA
15,00
T#: 1A15T
kVA
25,005279
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
10,009071
T#: 1A10T
10553
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 10,00
kVA
10,00
15160
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 25,00
F.12
F.16
40,00
140,00
kVA
37,505280
T#:1A37. 5T
kVA
37,505281
T#:1A37. 5T
F.15
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
40,00
F.11
F.13
kVA
37,502017
T#: 1A37. 5T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
T#: 1A25T
kVA
25,002013
T#: 1A25T
KFAST
ANCE
A.B CH 65,00
kVA
15,005278
T#:
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
25,00
10260
T#: 1A25T
T#:
kVA
25,00_MTA-3
88681A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
75,00
T_CC
T#: 8628
3C75
A.B
ANCE
A.B CH
KFAST
233
T#:1A10T
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
F.
Seccionador fusible existente
F.I. Seccionador fusible o seccionador cuchilla a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
F.R. Seccionador fusible a retirar
kVA
15,00
T#: 1A15T
104
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 0,70
kVA
30,009892
T#: 3C30T
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
kVA
37,501831
5T
T#:1A37.
F.R.1
SLOFAST
NCE
CHA kVA
30,001853
T#: 3C30T
F.C.2
A.B
kVA
50,001865
T#: 3C50T
SLOFAST
NCE
CHA 1,30
A.B
F.6
KFAST
ANCE
A.B CH 80,00
F.I.3
SLOFAST
T#: 1C25TCHANCE 60
1,
A.B
Cambios propuestos al sistema de protecciones
Alimentador 0501
kVA
37,50
111265T
T#: 1A37.
ALIMENTADOR 0503
105
_MTA-2
T#: 42191A10T
A.B
ESTUDIO DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
KFAST
ANCE65,00
A.B CH
0kVA
200,0
126980T
T#: 3O20
SLOFAST
NCE
CHA 5,20
0kVA
500,0
11312
T#:
0kVA
112,5
T#:3C112.5T
SLOFAST
NCE
CHA 3,10
A.B
SLOFAST
kVANCE60
75,00CHA
1,
1752
A.B
T_CC
T#:3C75
0kVA
100,09212
T#: 3O100T
2513
T#: 1A50T
13115
T#: 1A15T
kVA
50,00
T#: 13114
kVA
10,00
T#: 1A10T
SLOFAST
NCE 30
CHA
A.B 13110 1,
T#: 3C50T
1A37.
kVA
10,001741
T#: 1A10T
5T
kVA
15,00
T#: 1A15T
kVA
37,501775
5T
T#:1A37.
dfgdf
kVA
37,50_MTA-3
35311A37. 5T
kVA
10,00
T#: 1A10T
CHAN
CE
65,00 KFAST
T#:
A.B
F.8
kVA
37,50
T#: 1A37. 5T
F.I.2
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
140,00
fgdfg
F.I.1
T#:
kVA
37,501776
T#: 1A37. 5T
kVA
25,00
T#: 1C25T
T#: 1A10T
kVA
37,501773
T#:1C37. 5T
kVA
25,005415
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1772
T#: 18495T
1A37.
kVA
10,00
T#: 1A10T
T#: 1A5T
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
T#: 1C25T
SLOFAST
NCE
CHA 3,10
0kVA
112,52004
T#:
0kVA
400,05963
0kVA
500,0
T#:3O400T
0kVA
T#:
500,0
0T
T#:
SLOFAST
3O50
NCE
CHA 10,40
0kVA
A.B
112,55966
0kVA
300,0
T#:3O112.5T
131160T
T#: 3O30
14,00
SLOFAST
NCE
SLOFAST
CHA 10,40
SLOFAST
NCE10
NCE
CHA 14,00 A.B CHA 3,
A.B
A.B
KFAST
ANCE
A.B CH 140,00
F.C.1
F.5
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
F.3
50,00
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,501382
5T
T#:1A37.
A.B
0kVA
150,059680T 75,00 kVA
T#: 3O15
5967
T#: 3O
75T
100,00
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
kVA
37,501813
5T
T#:1A37.
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
100,00
T_CC
T#: 1887
3C75
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
kVA
37,501811
5T
T#: 1C37.
kVA
37,501862
5T
T#:1A37.
kVA
30,00 1784
1783;
T#: 3B30T
T#: 1A37. 5T
kVA
25,00
T#: 1C25T
T#:
kVA
37,501854
5T
T#:1A37.
kVA
37,501835
5T
T#:1A37.
kVA
15,005182
T#: 1A15T
F.9
0,70
kVA
30,00
T#: 3C30T
T#: T_CC
3C75
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
kVA
15,001814
T#: 1A15T
kVA
10,0010331
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
kVA
37,502003
5T
T#:1A37.
A.B
kVA
50,00
T#: 1A50T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
SLOFAST
NCE
CHA 1,00
kVA
25,009927
T#: 1A25T
kVA
15,005069
T#: 1A15T
KFAST
ANCE
A.B CH 50,00
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,001806
T#: 1A50T
kVA
37,501878
5T
T#: 1A37.
2000
T#: 1A25T
kVA
25,001889
T#: 1A25T
kVA
50,009924
T#: 1A50T
kVA
25,001892
T#: 1A25T
13118
T#: 1A10T
kVA
kVA
15,00
15,00
13103
9215
T#: 1A15T
1A15T
kVA
25,00
T#: 1876
kVA
10,008618
T#: 1A10T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,00_MTA-3
T#: 5731
kVA
15,009921
T#: 1A15T
kVA
10,00
T#: 1A10T
T#:
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
1779
T#: 1A5T
T#: 1A10T
2005
T#: 3C45T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
kVA
50,00
T#: 1A50T
F.2
1858
T#: 1A50T
kVA
75,00
3N75T
F.1
KFAST
ANCE
A.B CH 30,00
F.4
kVA
37,50
T#: 1A37. 5T
F.7
kVA
37,501861
T#:1A37. 5T
KFAST
ANCE
A.B CH 15,00
kVA
10,005606
T#: 1A10T
kVA
15,009734
T#: 1A15T
_MTA-4
69821A25T
AL0501_CC
kVA
15,00
T#: 1A15T
T#: 1A10T
1809
T#: 1A50T
kVA
37,50
5T
T#:
1C37.
kVA
10,009042
T#: 1A10T
1808
T#: 1A50T
kVA
10,00
93077
T#: 1A10T
kVA
50,00
T#: 1A50T
kVA
15,00
T#: 13120
kVA
15,00_MTA-1
T#: 91731A15T
kVA
10,00_MTA-3
T#: 9358
kVA
25,00_MTA-3
92021A25T
T#:
kVA
10,008725
T#: 1A10T
F.10
F.17
kVA
25,00
13119
T#: 1A25T
kVA
25,008668
T#: 1A25T
kVA
15,002016
T#: 1A15T
kVA
15,00
T#: 1A15T
kVA
25,005279
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
10,009071
T#: 1A10T
10553
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 10,00
kVA
10,00
15160
T#: 1A10T
KFAST
ANCE
A.B CH 25,00
F.12
F.16
40,00
140,00
kVA
37,505280
T#:1A37. 5T
kVA
37,505281
T#:1A37. 5T
F.15
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
KFAST
ANCE
A.B CH 40,00
40,00
F.11
F.13
kVA
37,502017
T#: 1A37. 5T
kVA
37,50
T#:1A37. 5T
T#: 1A25T
kVA
25,002013
T#: 1A25T
KFAST
ANCE
A.B CH 65,00
kVA
15,005278
T#:
T#: 1A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
25,00
10260
T#: 1A25T
T#:
kVA
25,00_MTA-3
88681A25T
kVA
25,00
T#: 1A25T
kVA
75,00
T_CC
T#: 8628
3C75
A.B
ANCE
A.B CH
KFAST
233
T#:1A10T
SLOFAST
NCE
CHA 1,60
F.
Seccionador fusible existente
F.I. Seccionador fusible o seccionador cuchilla a instalar
F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa
F.R. Seccionador fusible a retirar
kVA
15,00
T#: 1A15T
106
A.B
SLOFAST
NCE
CHA 0,70
kVA
30,009892
T#: 3C30T
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
kVA
37,501831
5T
T#:1A37.
F.R.1
SLOFAST
NCE
CHA kVA
30,001853
T#: 3C30T
F.C.2
A.B
kVA
50,001865
T#: 3C50T
SLOFAST
NCE
CHA 1,30
A.B
F.6
KFAST
ANCE
A.B CH 80,00
F.I.3
SLOFAST
T#: 1C25TCHANCE 60
1,
A.B
Cambios propuestos al sistema de protecciones
Alimentador 0501
kVA
37,50
111265T
T#: 1A37.
Retardo
2500 A 0,332 seg Fusible 140 K:
Corriente corta duración:
Corriente Tiempo despeje
4086 A
0,032 seg
6871 A
Retardo
2500 A 0,3389 seg Fusible 140 K:
Corriente instantánea:
Corriente corta duración:
Corriente Tiempo despeje
3520 A
0,0389 seg
RELE ALIMENTADOR 0202
Tensión de operación:
13,8 kV
Tipo protección: DE FASE
Corriente de puesta en trabajo: 180 A
6655 A
Corriente instantánea:
RELE ALIMENTADOR 0201
Tensión de operación:
13,8 kV
Tipo protección: DE FASE
Corriente de puesta en trabajo: 180 A
Ajustes recomendados, relés de alimentadores.
ANEXO 10
107
Retardo
2500 A 0,2254 seg Fusible 140 K:
Corriente corta duración:
Corriente Tiempo despeje
4904 A
0,0254 seg
5241 A
Retardo
2500 A 0,3305 seg Fusible 140 K:
Corriente instantánea:
Corriente corta duración:
Corriente Tiempo despeje
4240 A
0,0305 seg
RELE ALIMENTADOR 0503
Tensión de operación:
13,8 kV
Tipo protección: DE FASE
Corriente de puesta en trabajo: 192 A
6772 A
Corriente instantánea:
RELE ALIMENTADOR 0501
Tensión de operación:
13,8 kV
Tipo protección: DE FASE
Corriente de puesta en trabajo: 180 A
108
ALIMENTADOR
0501
ALIMENTADOR
0201
R
R
R4
R5
R
R
R
R
R7
R3
R1
R
ALIMENTADOR
0503
R6
R8
R2
R
ALIMENTADOR
0202
ANEXO 5.4 Esquema simplificado y ubicación de los alimentadores.
109