UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
UBICACIÓN ÓPTIMA DE RECONECTADORES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN CIRCUITOS DE LA E.D.C.
POR DAVID VALENTÍN QUINTAL DE SÁ
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Noviembre 2007
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
UBICACIÓN ÓPTIMA DE RECONECTADORES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN CIRCUITOS DE LA E.D.C. POR DAVID VALENTÍN QUINTAL DE SÁ
TUTOR INDUSTRIAL: ING. THAMARA KOSIN TUTOR ACADÉMICO: PROF. ELMER SORRENTINO S ORRENTINO
INFORME FINAL DE PASANTÍA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA
Sartenejas, Noviembre 2007 ii
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UBICACIÓN ÓPTIMA DE RECONECTADORES Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN CIRCUITOS DE LA E.D.C. POR DAVID VALENTÍN QUINTAL DE SÁ RESUMEN El trabajo que se describe en este informe consistió en el estudio de reubicación óptima de reconectadores y en el estudio de coordinación de protecciones en los circuitos de distribución de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas que tienen reconectadores instalados. El método usado para la ubicación óptima de reconectadores consistió en minimizar una función objetivo que representa la energía dejada de servir ante los posibles eventos; dicho método se complementó con el análisis de un indicador de calidad del suministro eléctrico que arroja más información sobre las ventajas de instalar un reconectador en una determinada localidad. Con respecto a la coordinación de protecciones, se usaron los criterios de coordinación convencionales entre relés de sobrecorriente, reconectadores y fusibles. Para realizar ambos estudios se aplicaron los métodos y herramientas de software que comúnmente emplea la empresa. Debido a la gran cantidad de circuitos a estudiar, se desarrolló un método para asignar una prioridad a cada circuito, con respecto a la necesidad de analizar la posible reubicación de reconectadores Como resultado del estudio de ubicación óptima de reconectadores, se decidió reubicar 6 reconectadores, desincorporar 5 reconectadores y no se presentó el caso de que fuese necesario instalar más reconectadores en un circuito. Por otra parte, se realizó la coordinación de protecciones de 21 circuitos, especificando los ajustes para los 31 reconectadores ubicados en dichos circuitos.
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AGRADECIMIENTOS
Le agradezco a mi madre Teresa, a mi padre Valentín y hermano Eduardo.
A mi tutor académico y amigo, Prof. Elmer Sorrentino.
A mi tutor industrial, Ing. Thamara Kosin.
Al personal de la C.A. La Electricidad de Caracas que colaboró con el desarrollo de este trabajo, especialmente al Ing. Gerardo Figueira.
A todos mis amigos.
Gracias a Todos
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ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN………………………………………..…...……….…................................1 2. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO …...........................3 2.1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA…………………………………………….….…............3 2.2 OBJETIVOS DEL TRABAJO……………………………………….........…………..………5
3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO ………………....………...6 4. UBICACIÓN ÓPTIMA DE RECONECTADORES ……………………..…….…....……..14 4.1 FUNDAMENTOS SOBRE INDICADORES DE CONFIABILIDAD DE SERVICIO EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN…………………….….......................................................….14 4.2 MÉTODOLOGÍA PARA LA UBICACIÓN ÓPTIMA DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN COMPLEMENTARIA……………………………………………………….........……………..18 4.2.1 Fase 1: Asignación de prioridad de los esquemas de reconectadores………………..….…18 4.2.2 Fase2: Ubicación de los equipos de protección complementaria…………......…………....21 4.3 REUBICACIÓN DE LOS RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS……………......................……...…..33 4.3.1 Fase 1: Asignación de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas……………………..……………………......……………….…33 4.3.2 FASE 2: Ubicación de los equipos de protección complementaria en los circuitos de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas………………......……………….………….33
5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES…………………......………………..……...….48 5.1 EQUIPOS DE PROTECCIÓN EN ESTUDIO………………......……………………….…..48 5.1.1 Reconectador ABB……..…………………………………......…..……...………………...48 5.1.2 Relés de sobrecorriente………….………………………......…………….………………..52 vi
5.1.3 Fusible….……………………………………………………………......……….…………54 5.2 CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES……......………….……55 5.2.2. Verificación de la curva de daño del conductor…………………….….....……………….55 5.2.3. Ajustes en el relé de sobrecorriente…………………………….………..…..…………….56 5.2.4. Ajustes en el reconectador………………………….………………………………….…..57 5.2.6. Coordinación entre relé de sobrecorriente y fusible..…..…………… ….………………...70 5.2.7. Coordinación entre relé de sobrecorriente y reconectador……..………………….………71 5.2.8. Coordinación entre reconectadores………………...…………………………….….……..73 5.2.9. Coordinación entre reconectador y fusible……………...……………………..…...……...75 5.2.10. Criterios usados por la empresa para la selección de fusibles de línea en alimentadores primarios de distribución…………………………………………………………..……..………76 5.3
COORDINACIÒN
DE
PROTECCIONES
EN
LOS
CIRCUITOS
CON
RECONECTADORES DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS……………………………………………………….……………………..………..79 5.3.1 Esquema Cortada del Guayabo…………………………………………………...………...79
6. CONCLUSIONES………………………………...………….…………………….………..97 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………………………….……….…………….………99 ANEXO 1. CÁLCULO DE PENALIZACIONES [12] ………………………… ….………..101 ANEXO 2. UBICACIÓN DE RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS ……………….……..105 ANEXO 3. CURVAS TIEMPO-CORRIENTE RELÉS DE SOBRECORRIENTE ……....135 ANEXO 4. CURVAS TIEMPO CORRIENTE FUSIBLES TIPO T ……………….….…...142 ANEXO 5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS ………………….…..144 vii
ÍNDICE DE TABLAS Y FIGURAS
Figura 2.1 Organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas………………..…………….……4 Figura 3.1.Ubicación de subestaciones y circuitos que poseen reconectadores……………..…….6 Figura 3.2 Esquema de control de lazo…………………………………………..………………...8 Tabla I. Esquema de reconectadores en la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas………………………………………………………………………..…………………..10 Figura 3.3. Esquema 1…………………………………….…………………………………...…11 Figura 3.4. Esquema 2. …………………………………….…………………………………….11 Figura 3.5. Esquemas 3, 13………………………………….………………….……………...…12 Figura 3.6. Esquemas 5, 8, 12, 15……………………………….………….….…………………12 Figura 3.7. Esquema 6………………………………………….……………………………...…13 Figura 3.8. Esquema 9………………………………………….……………...…………………13 Figura 3.9. Esquema 10……………………………………….…………………………….……14 Figura 3.10. Esquema 11……………………………………………………………….………...14 Tabla II. Asignación de prioridad de circuitos…………………………….………….……….…20 Figura 4.1. Ubicación en el nodo k del equipo de protección complementaria……….….………24 Figura 4.2. Ubicación óptima del equipo de protección complementaria………………..………26 Figura 4.3. Ubicación óptima del equipo de protección complementaria. Bloque de carga expuesta. …………………………………………………………………….…………………...29 Tabla III. Asignación de prioridad de los circuitos de la Región Este de la C.A La Electricidad de Caracas. ……………………………………………………………………………………….….34
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Tabla IV. Asignación de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas………………………..……………………..………….………35 Figura 4.4. Esquema actual de Cortada del Guayabo…………………………..………...………36 Tabla V. Registro de fallas - Placer A5……………………………………………..……………37 Figura 4.5. Ubicación de equipos de protección complementaria – Placer A5…………….....….38 Tabla VI. Escenario actual – Placer A5……………………………………………….….………39 Tabla VII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A6………………………….……………..40 Tabla VIII. Escenario actual y futuro - Cortada del Guayabo A6……………………..………....41 Figura. 4.6. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A6………………………………………………………………………………….……………. 41 Tabla IX. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A2……………………………..…………...42 Figura. 4.7. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A2……………………………………………………………………….………………………..43 Tabla X. Escenario actual - Cortada del Guayabo A2…………………………..………………..43 Tabla XI. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B2……………………….…………….…...44 Tabla XII. Escenario actual - Cortada del Guayabo B2……………………….…………………45 Tabla XIII. Escenario futuro - Cortada del Guayabo B2……………………..……………....…..45 Figura 4.8. Ubicación de equipos de protección complementaria – Cortada del Guayabo A2……......................................................................................................….................................46 Figura 4.9 Esquema futuro de Cortada del Guayabo……………………………..…………..…..47 Figura 5.1 Interruptor VR3S y dispositivo electrónico PCD2000…………………….…….…....49 Tabla XIV. Ajuste de pickup del módulo TC para corrientes de fase y neutro…………….….....50 Figura 5.2. Elementos de protección básicos del PCD2000…………………………….….…….51 Figura 5.3. Efecto de los diales de tiempo……………………………………………….….……53 ix
Figura 5.4. Efecto de los incrementadores de curva de tiempo………………………….….……54 Figura 5.5. Efecto del tiempo mínimo de respuesta………………………………………..…….54 Tabla XV. Curvas ANSI disponibles y valor de constantes……………………………….….….57 Tabla XVI. Curvas IEC disponibles y valor de constantes………………………………….…...58 Tabla XVII. Curvas Reconectador disponibles y valor de constantes…………………….….…..59 Figura 5.6. Curvas de fase disponibles para el grupo de curvas Reconectador……………..…....60 Figura 5.7. Curvas de neutro disponibles para el grupo de curvas Reconectador………………..61 Tabla XVIII. Diales e incrementos en los distintos grupos de curvas……………………..……..62 Tabla XIX. Curvas tiempo-corriente para relés tipo IAC e IFC…………………………..……...62 Tabla XX. Curvas tiempo-corriente para relés tipo CO……………………………………….....63 Tabla XXI. Curvas tiempo-corriente para relés DFP200…………………………..………...…..63 Figura 5.8. Coordinación entre relé de sobrecorriente y fusibles……………..………………….70 Figura 5.9. Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador………..………...……..71 Figura 5.10. Coordinación entre Reconectadores……………..………………………………….73 Figura 5.11. Coordinación entre reconectador y fusibles……………………..………………….75 Figura 5.12. Coordinación con el fusible del transformador de mayor potencia aguas abajo. …..78 Tabla XXII. Coordinación entre el fusible del transformador mayor 2 y el fusible de línea 1…..78 Figura 5.13. Corriente nominales y de recuperación en el esquema Cortada del Guayabo…..….79 Figura 5.14. Diagrama unifilar - Placer A5…………………………………………………..…..80 Figura 5.15. Coordinación de protecciones de fase - Placer A5…………………………..……...81 Figura 5.16. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Placer A5... ….….82 Figura 5.17. Coordinación de protecciones de neutro - Placer A5………………………..….…..83 Figura 5.18. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Placer A5……..84 Figura 5.19. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A6…………….………………..……….85 x
Figura 5.20. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A6…………..…...…86 Figura 5.21. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A6………..…...…87 Figura 5.22. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A2…………………………….…..…….88 Figura 5.23. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A2…………….....…90 Figura 5.24. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Cortada del Guayabo A2…………………………………………..…..…….………………………………………..…91 Figura 5.25. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A2………....…….92 Figura 5.26. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Cortada del Guayabo A2………………………………………………………………………..……………..93 Figura 5.27. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo B2…………….…………………..…….94 Figura 5.28. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B2…………..……...95 Figura 5.29. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B2……..………...96 Tabla XXIII. Valores Límites de FMIK y TTIK……………………..………………………....101 Tabla XXIV. Factor de Penalización……………………………..……………………………..103 Tabla XXV. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A7…..……….………………………...105 Figura A2.1. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A7………………………………………………………….…………………………………....106 Tabla XXVI. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo A7…………..………………....106 Tabla XXVII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B4………………..…………………..107 Figura A2.2. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo B4…………………………………………………………………..……………………………108 Tabla XXVIII. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo B4…………..………………..108 Tabla XXIX. Registro de fallas - Miranda B1….…………………………..…………………...109 Figura A2.3. Ubicación de equipos de protección complementaria - Miranda B1……….…….109 xi
Tabla XXX. Escenario actual y futuro – Miranda B1……………….………………………….110 Tabla XXXI. Registro de fallas - Hoyo Las Tapias C3…………………..……………………..110 Tabla XXXII. Registro de fallas - Palo Verde A1….……………..……………………………111 Tabla XXXIII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A1……………….……………………112 Figura A2.4. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A1….….…....112 Figura A2.5. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A7………..…113 Tabla XXXIV. Registro de fallas - Palo Verde A7….…………………………………….……114 Tabla XXXV. Escenario actual y futuro - Palo Verde A7…..………….……………………...114 Tabla XXXVI. Registro de fallas - Palo Verde B3….………….………………………………115 Tabla XXXVII. Escenario actual - Palo Verde B3…..……………..…………………………...115 Tabla XXXVIII. Escenario futuro - Palo Verde B3….…………….…………………………...115 Figura A2.6. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde B3. ……..…..116 Tabla XXXIX. Registro de fallas - Palo Verde A4…..………………….……………………...117 Tabla XXXX. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4….……………….………………….117 Figura A2.7. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A4………..…117 Tabla XXXXI. Registro de fallas - Palo Verde A3….………….………………………………118 Tabla XXXXII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4……………….……..……………..118 Figura A2.8. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A3………..…119 Tabla XXXXIII. Registro de fallas - Palo Verde B4……………………….……..….…………120 Tabla XXXXIV. Escenario actual y futuro - Palo Verde B4………………..……..…………...120 Figura A2.10. Ubicación de equipos de protección complementaria – Palo Verde B4…….…..120 Tabla XXXXV. Registro de fallas - Sureste B2…..………….…………..……………………..121 Tabla XXXXVI. Escenario actual y futuro - Sureste B2……………..…………………………122 Figura A2.10. Ubicación de equipos de protección complementaria – Sureste B2………….…122 xii
Tabla XXXXVII. Registro de fallas – Placer B1……………………...………………………..123 Figura A2.11. Ubicación de equipos de protección complementaria – Placer B1…….……….123 Tabla XXXXVIII. Escenario actual y futuro – Placer B1…………………..…….…………….124 Tabla XXXXIX. Registro de fallas - Placer B2…..…………….………..……………………..125 Tabla XXXXX. Escenario actual y futuro – Placer B2….………………..…………………….125 Figura A2.12. Ubicación de equipos de protección complementaria - Placer B2………..….....125 Tabla XXXXXI. Registro de fallas – Sureste A1….………..………………….……………….126 Tabla XXXXXII. Escenario actual y futuro – Sureste A1………………….………..…………127 Figura A2.13. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste A1………..…....127 Tabla XXXXXIII. Registro de fallas – Sureste B1…………………………...………………...128 Tabla XXXXXIV. Escenario actual y futuro – Sureste B1…..…………….…………………...128 Figura A2.14. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste B1………..…....128 Tabla XXXXXV. Registro de fallas – Sureste A4…..…………………..…..………………….129 Tabla XXXXXVI. Escenario actual y futuro – Sureste B1……………………………………..130 Figura A2.15. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste A4……..……....130 Tabla XXXXXVII. Registro de fallas - Sureste B3…..………………..……..………………...131 Tabla XXXXXVIII. Escenario actual y futuro - Sureste B3…..……….………..……………...132 Figura A2.16. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste B3……….....….132 Tabla XXXXXIX. Registro de fallas - Urbina B3………………………....………………...…133 Tabla XXXXXX. Escenario actual y futuro - Urbina B3………………………...……………..133 Figura A2.17. Ubicación de equipos de protección complementaria - Urbina B3……..…….…134 Figura A3.1. Curva tiempo corriente DFP200. Inverse curve…………………..……………....135 Figura A3.2. Curva tiempo corriente DFP200. Very Inverse……………..…………………….136 Figura A3.3. Curva tiempo corriente CO8W….……………………………..………………….137 xiii
Figura A3.4. Curva tiempo corriente CO9W…..……………………………..…………………138 Figura A3.5. Curva tiempo corriente IAC53….……………………………..………………….139 Figura A3.6. Curva tiempo corriente IFC53…………………………………..………………...140 Figura A3.7. Curva tiempo corriente IAC51….………………………………..……………….141 Figura A4.1. Mínimo tiempo de fusión para los fusibles tipo T….…………..…………………142 Figura A4.2. Tiempo total de despeje para los fusibles tipo T…………………..……………...143 Figura A5.1. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A7…………..…....144 Figura A5.2. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A7………..……145 Figura A5.3. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B4………..……....146 Figura A5.4. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B4…….……….147 Figura A5.5. Coordinación de protecciones de fase - Miranda B1………………….………….148 Figura A5.6. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Miranda B1……149 Figura A5.7. Coordinación de protecciones de neutro - Miranda B1………..………………….150 Figura A5.8. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Miranda B1…151 Figura A5.9. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A1……..…………………....152 Figura A5.10. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A1.153 Figura A5.11. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A1……..………………..154 Figura A5.12. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A1.................................................................................................................................................155 Figura A5.13. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A7….…………..………….156 Figura A5.14. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A7.157 Figura A5.15. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A7……..………………..158 Figura A5.16. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A7…..……………………………………………………….....………………………………..159 xiv
Figura A5.17. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde B3…………..……………..160 Figura A5.18. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde B3.161 Figura A5.19. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde B3….……………….…..162 Figura A5.20. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde B3….…………………………………………………..………………………………………...163 Figura A5.21. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A4……………..…………..164 Figura A5.22. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A4……………………………………………………….……………………………………....165 Figura A5.23. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A4……………..………..166 Figura A5.24. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A4….……………………………………………………………………….…………………...167 Figura A5.25. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A3………..………………..168 Figura A5.26. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A3…..……………………………………………………………………….…………………..169 Figura A5.27. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A3…..…………..………170 Figura A5.28. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A3…………………………………………………………………………….…………………171 Figura A5.29. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde B4…………..……………..172 Figura A5.30. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde B4………………………………………………………………………..………………………173 Figura A5.31. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde B4………….…………...174 Figura A5.32. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde B4……………………………………………………………..…………………………………175 Figura A5.33. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B2………….………………….176 xv
Figura A5.34. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B2. …..177 Figura A5.35. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B2….………………….……178 Figura A5.36. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Sureste B2…….………………………………………………………………..………………………...179 Figura A5.37. Coordinación de protecciones de fase - Placer B1……………..………………..180 Figura A5.38. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Placer B1….…181 Figura A5.39. Coordinación de protecciones de neutro - Placer B1…………………….……...182 Figura A5.40. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo – Placer B1……………………………………………………………………..…………………………183 Figura A5.41. Coordinación de protecciones de fase - Placer B2………………..……………..184 Figura A5.42. Coordinación de protecciones de neutro - Placer B2…………….……………...185 Figura A5.43. Coordinación de protecciones de fase - Sureste A1………..……………………186 Figura A5.44. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo y dial - Sureste A1………………………………………………………………………………….……………187 Figura A5.45. Coordinación de protecciones de neutro – Sureste A1..… ………..…………….188 Figura A5.46. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B1………….………………….189 Figura A5.47. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B1.. ….190 Figura A5.48. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B1….……….………………191 Figura A5.49. Coordinación de protecciones de fase - Sureste A4……………..………………192 Figura A5.50. Coordinación de protecciones de fase neutro - Sureste A4…………..………….193 Figura A5.51. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B3……………….…………….194 Figura A5.52. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B3…………………………………………………………………..……………………………195 Figura A5.53. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B3………….……………….196 xvi
Figura A5.54. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Sureste B3….…………………………………………………………………..………………………...197 Figura A5.55. Coordinación de protecciones de fase - Urbina B3…………..……………….…198 Figura A5.56. Coordinación de protecciones de neutro - Urbina B3….………..………………199
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1. INTRODUCCIÓN El trabajo que se describe en este informe consistió en el estudio de reubicación óptima de reconectadores y en el estudio de coordinación de protecciones en los circuitos de distribución de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas que tienen reconectadores instalados. Para realizar ambos estudios se aplicaron los métodos y herramientas que comúnmente emplea la empresa mencionada.
Debido a la gran cantidad de circuitos a estudiar, se desarrolló un método para asignarle una prioridad a todos los circuitos y estudiarlos según el orden resultante. El método usado para la ubicación óptima de reconectadores consiste en minimizar la función objetivo MVAmin, la cual representa energía dejada de servir por las posibles fallas que se pueden presentar en un período de tiempo determinado; el software ASP [1], herramienta usada por la empresa, aplica dicho método. Este método se complementó con el cálculo del indicador de calidad FMIK para determinar si los posibles cambios propuestos por el software ASP mejoraban la calidad del servicio eléctrico. Con respecto a la coordinación de protecciones, se usan los criterios de coordinación convencionales entre relés de sobrecorriente, reconectadores y fusibles con la ayuda del software CYMTCC [2].
Cuando se adquirieron los reconectadores, en 1997, se hizo un estudio para ubicarlos en el lugar óptimo; sin embargo, no se encontró documentación escrita sobre dicho estudio. Una de las características de las redes aéreas de distribución es que cambian su configuración y características a lo largo del tiempo; por lo tanto, considerando que han transcurrido aproximadamente 10 años desde que se realizó el estudio previo, se justifica replantearse la 1
ubicación de reconectadores, pues probablemente el lugar donde están ubicados ya no es el óptimo. La ubicación óptima de los reconectadores es importante ya que disminuye la cantidad de carga interrumpida ante posibles fallas en los circuitos.
Por otra parte, la posible reubicación de los reconectadores y los cambios que ha habido en las características de los circuitos justifican la necesidad de realizar un nuevo estudio de coordinación de las protecciones de dichos circuitos. La coordinación de las protecciones es importante para obtener la mejor combinación posible de las características deseables del sistema de protección (selectividad, sensibilidad, rapidez y confiabilidad). Debe destacarse que la selectividad del sistema de protección está vinculada con la cantidad de carga que deja de suministrarse durante una falla y, por ello, también está vinculada con la calidad del servicio eléctrico.
En la C.A. La Electricidad de Caracas hay experiencia previa en la búsqueda de soluciones al problema de ubicación óptima de reconectadores en circuitos de distribución [3], [4], [5] así como hay normas sobre los procedimientos a seguir para la coordinación de protecciones en circuitos de distribución [6], [7]. Por otra parte, la Universidad Simón Bolívar también ha desarrollado diversos trabajos mediante el programa de pasantías relacionados con el estudio de ubicación óptima de reconectadores [3], [4] y el estudio de coordinación de protecciones [3], [4], [8], [9].
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2. DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO 2.1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA [10] La C.A. La Electricidad de Caracas (EDC) es la empresa encargada de la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica en el área metropolitana de Caracas. La empresa fue fundada en el año 1895 por el ingeniero Ricardo Zuloaga y una serie de inversionistas. La empresa inició sus operaciones con la Planta El Encantado de 420 kW en el año 1897. Posteriormente, en 1902, se construyó la Planta Los Naranjos y en 1911 la Planta Lira. En 1925 entró en funcionamiento la Planta Ricardo Zuloaga. En 1931 se instaló la planta termoeléctrica La Guaira. Entre los años 1932 y 1933 entraron en servicio las plantas hidroeléctricas Curupao, Mamo, Caoma y Marapa. En 1934 la empresa adquirió la Planta de Naiguatá y entró en servicio la Planta Izcaragua. Entre 1947 y 1969 se construyeron las plantas El Convento, El Cortijo, Arrecifes, Tacoa y O.A.M. En 1968 se firmó un contrato de interconexión con las compañías EDELCA y CADAFE. En 1975 se inició la ampliación de la Planta Tacoa. En 1992 se concluyó la repotenciación de las unidades 5, 6, 7, 8 y 9 del Conjunto Generador Ricardo Zuloaga, conformado por las Plantas Arrecifes, Tacoa y Ampliación Tacoa. Entre 1994 y 2000 se realizó el reemplazo de las unidades a gas de la planta O.A.M. para obtener una capacidad de 450 MW. Los niveles de tensión usados por la C.A. La Electricidad de Caracas son: 11.5kV y 13.8kV en generación, 69kV y 230kV en transmisión, 30kV y 69kV en sub-transmisión y 4.8kV, 8.3kV y 12.47kV en distribución. En el año 2000, a través de una Oferta Pública de Adquisición (OPA), la empresa norteamericana The AES Corporation, adquirió el 87,1% de las acciones de La Electricidad de
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Caracas y la Corporación EDC. En junio del año 2007, La Electricidad de Caracas pasó a ser una empresa del Estado venezolano. La C.A. La Electricidad de Caracas define su misión y visión de la siguiente manera: Misión: “ proveer el mejor servicio eléctrico eléctrico y responder a las expectativas expectativas de sus clientes, trabajadores y accionistas, contribuyendo así a elevar la calidad de vida de la sociedad venezolana ” [10].
Visión: “ser una empresa reconocida a nivel nacional e internacional como líder innovador, proveedora de un servicio eléctrico de alta calidad, con personal y tecnologías excelentes, financieramente sólida y factor fundamental del sector eléctrico venezolano ” [10].
El organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas se puede observar en la figura 2.1, en el que se destaca el área de Operación y Mantenimiento de la Región Este, donde se realizó el presente trabajo.
Figura 2.1 Organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas.
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2.2 OBJETIVOS DEL TRABAJO El objetivo general del trabajo es realizar un estudio de ubicación óptima de los reconectadores de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas y realizar un estudio de coordinación de protecciones en los circuitos de distribución asociados a dichos reconectadores. Los objetivos específicos son los siguientes: a) Estudiar la metodología usada por la C.A. La Electricidad de Caracas para la ubicación óptima de reconectadores. b) Estudiar los circuitos de distribución de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas en los cuales están instalados los reconectadores. c) Estudiar el funcionamiento del programa usado en la empresa para la ubicación de reconectadores d) Aplicar la metodología de la empresa para la ubicación óptima de los reconectadores de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas. e) Visitar los circuitos en estudio para analizar la factibilidad de instalación de los reconectadores en los lugares deseados y evaluar otras opciones posibles en caso de ser necesario. f) Estudiar el funcionamiento de los equipos de protección (relés de sobrecorriente, reconectadores y fusibles) usados en los circuitos c ircuitos de distribución en estudio. g) Estudiar las normas existentes en la empresa para la selección de fusibles de línea y estudiar los criterios usados en la empresa para la coordinación de protecciones. h) Estudiar el funcionamiento del programa programa para la coordinación de protecciones. i) Realizar el estudio de coordinación de protecciones de los circuitos de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas. 5
3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN ESTUDIO La Región Este de la C.A. la Electricidad de Caracas consta de 28 subestaciones a través de las cuales se distribuye la energía eléctrica a la zona este de Caracas, principalmente los Municipios Baruta, Sucre y El Hatillo. De las 28 subestaciones, 18 se caracterizan por tener conectados circuitos mayormente subterráneos, mientras que las 10 restantes sirven circuitos mayormente aéreos. Actualmente, la Región Este de la C.A. la Electricidad de Caracas posee 60 reconectadores distribuidos en 2 circuitos mixtos y 26 circuitos aéreos correspondientes a 8 subestaciones. En la figura 3.1 está un mapa de la Región Este de la Electricidad de Caracas donde se muestra la ubicación física de las 8 subestaciones y los 28 circuitos que poseen reconectadores.
Figura 3.1. Ubicación de subestaciones y circuitos cir cuitos que poseen reconectadores
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La mayoría de las fallas que afectan a estos circuitos son de origen desconocido o se deben a árboles o ramas que caen sobre las líneas de distribución. Otras causas son los objetos extraños sobre las líneas, los animales, el viento, descargas atmosféricas y errores humanos. Estas fallas pueden traer como consecuencia daños en los elementos que conforman el sistema de distribución, riesgos al personal de operación y mantenimiento y al público en general. Por esto, el sistema de distribución debe diseñarse con esquemas de protección para evitar las consecuencias mencionadas y mantener un alto nivel de continuidad de servicio eléctrico, evitando las interrupciones o minimizando su efecto cuando ellas ocurran. Un alto porcentaje de las fallas en alimentadores aéreos son transitorias, por lo que los esquemas de protección deben realizar operaciones de apertura y cierre, dando el tiempo suficiente para que la falla se despeje por si sola. Si esto no ocurre, la falla pasa a ser permanente. El primer equipo de protección presente en un circuito de distribución es el interruptor de potencia. Para los circuitos aéreos es muy frecuente que el interruptor tenga relevadores de reconexión, de manera que opere como un reconectador. En muchos casos, el interruptor de la subestación no es capaz de proteger partes del alimentador debido a su longitud, por lo que es necesario instalar equipos de protección complementaria a lo largo del circuito. Los equipos de protección complementaria instalados en los circuitos de la Región Este de la Electricidad de Caracas son los reconectadores electrónicos y los fusibles de línea. Los equipos de protección complementaria disminuyen de manera significativa la cantidad de clientes afectados y el tiempo de localización de las fallas, mejorando la confiabilidad del alimentador. La C.A. La Electricidad de Caracas también usa los reconectadores como un mecanismo para recuperar carga en caso de presentarse una interrupción mediante un esquema de control de lazo. Un esquema de control de lazo esta integrado por reconectadores secuenciales y reconectadores lazos. Los reconectadores secuenciales se encuentran normalmente cerrados y se 7
encuentran conectados en serie (en caso de existir más de uno) a lo largo del circuito. Los reconectadores lazos se encuentran normalmente abiertos e interconectan dos circuitos. Para conocer el funcionamiento de un esquema de control de lazo se tomará como ejemplo el esquema de la figura 3.2.
Figura 3.2 Esquema de control de lazo
Para el esquema de la figura 3.2, se pueden presentar 5 casos:
Caso 1: falla en el tramo A
Para este caso, el interruptor del circuito A1 realiza sus operaciones de recierre quedando abierto. El operador de mesa del centro de control de operaciones verifica que no operó el reconectador RS1 para garantizar que la falla efectivamente ocurrió en el tramo A. Seguidamente abre el reconectador RS1 vía remota y, finalmente, cierra el reconectador lazo RL1 para recuperar la carga del tramo B a través del circuito A2.
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Caso 2: falla en el tramo C
El interruptor del circuito A2 queda abierto. Se verifica que los reconectadores RS2 y RS3 no operaron. Vía remota se abren los reconectadores RS2 y RS3 y se cierran los reconectadores RL1 y RL2 para recuperar la carga de los tramos D y E a través de los dos circuitos vecinos.
Caso 3: falla en el tramo D
En este caso, actúa el reconectador RS2, quedando los tramos D y E sin servicio eléctrico. Se verifica que no operó el reconectador RS3. Luego se procede a abrir el reconectador RS3 y a cerrar el reconectador RL1 para recuperar la carga del tramo E mediante el circuito A1.
Caso 4: falla en el tramo F
Si se presenta una falla en este tramo, las acciones a tomar son similares a cuando ocurre una falla en el tramo A. Luego de verificar que no operó el reconectador RS4, se procede a abrirlo y a cerrar el reconectador RL2 para recuperar la carga del tramo G mediante el circuito A2.
Caso 5: falla en tramos B, E ó G
En caso de ocurrir una falla en los tramos B, E ó G, la falla queda aislada por operación de los reconectadores RS1, RS3 ó RS4 respectivamente, sin posibilidad de recuperar carga mediante los reconectadores lazos hasta que se localice la falla. En la tabla I se muestra como están conformados los esquemas de reconectadores instalados en la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas, indicando los circuitos y cantidad de reconectadores secuenciales y reconectadores lazos. Para efectos de orientación de este trabajo se identifican los esquemas numéricamente. 9
Tabla I. Esquema de reconectadores en la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas Esquema Esquema 1 Esquema 2 Esquema 3 Esquema 4 Esquema 5
Esquema 6
Esquema 7 Esquema 8 Esquema 9 Esquema 10 Esquema 11 Esquema 12 Esquema 13 Esquema 14 Esquema 15
Reconectadores Reconectadores secuenciales lazos Cortada del Guayabo A2 3 Cortada del Guayabo A6 2 3 Cortada del Guayabo B2 3 Placer A5 1 Cortada del Guayabo A7 2 1 Cortada del Guayabo B4 2 0 Hoyo de las Tapias C5 2 3 Hoyo de las Tapias C8 2 Hoyo de las Tapias C9 1 Miranda B1 1 0 Hoyo de las Tapias C3 1 Palo Verde A1 1 Palo Verde A3 1 5 Palo Verde A4 2 Palo Verde A7 2 Palo Verde B3 2 Palo Verde A8 1 2 Palo Verde A9 2 Palo Verde B4 1 0 Placer B1 1 1 Sureste B2 2 Placer B2 1 1 Sureste A3 0 Sureste A1 1 1 Sureste B1 1 Sureste A4 1 0 Sureste B3 2 0 Tamanaco A5 1 0 Urbina B3 1 0 Circuito
Todos los circuitos operan a 12.47kV a excepción del circuito Miranda B1, que opera a 8.32kV. En este trabajo no se estudiaron los siguientes esquemas: •
Esquema 4, por falta de tiempo.
10
•
Esquema 7, debido a que habrá cambios considerables en la configuración de los circuitos que lo conforman.
•
Esquema 14, porque se hicieron los estudios correspondientes para la ubicación óptima de reconectadores y coordinación de protecciones antes del inicio de la pasantía. En la figura 3.3 se puede observar como esta conformado el esquema 1. Este esquema
consta de cuatro circuitos, uno correspondiente a la S/E Placer y los tres restantes a la S/E Cortada del Guayabo. En total posee 12 reconectadores, distribuidos entre 3 reconectadores lazos y 9 reconectadores secuenciales.
Figura 3.3. Esquema 1
El esquema 2 esta en la figura 3.4, el cual está compuesto por 2 reconectadores secuenciales instalados en serie.
Figura 3.4. Esquema 2.
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Los circuitos de los esquemas 3 y 13 presentan la misma configuración pues cada uno presenta dos reconectadores no conectados en serie. Cada reconectador se encarga de proteger una derivación del circuito. En la figura 3.5 se presenta la configuración de estos esquemas.
Figura 3.5. Esquemas 3, 13.
Los esquemas 5, 8 ,12 y 15 presentan la configuración mas sencilla, ya que se caracterizan por estar conformado por un solo circuito con un reconectador instalado a lo largo del troncal., como se observa en la figura 3.6.
Figura 3.6. Esquemas 5, 8, 12, 15
El esquema 6 es el esquema con más reconectadores instalados de todos los esquemas en estudio. Esta conformado por un circuito de la S/E Hoyo las Tapias y cinco circuitos de la S/E Palo Verde. Todos los circuitos mencionados se interconectan mediante 5 reconectadores lazos. Tres circuitos constan de un reconectador secuencial, mientras que los otros tres constan de dos reconectadores instalados en serie, como se puede observar en la figura 3.7.
12
Figura 3.7. Esquema 6
El esquema 9 esta conformado por dos circuitos, uno de la S/E Sureste y otro de la S/E Placer interconectados mediante un reconectador reconectador lazo. El circuito de la S/E Sureste consta de dos reconectadores secuenciales instalados en serie, mientras que el circuito de la S/E Placer solo posee un reconectador secuencial.
Figura 3.8. Esquema 9
13
En la figura 3.9 esta el esquema 10. Al igual que el esquema 9 este esquema esta conformado por un circuito de la S/E Placer y un circuito de la S/E Sureste. Estos circuitos se interconectan mediante un reconectador lazo. El circuito de la S/E Placer posee un reconectador lazo, mientras que el circuito de la S/E Sureste no posee ningún reconectador.
Figura 3.9. Esquema 10
El esquema 10 esta conformado por dos circuitos de la S/E Sureste. Cada circuito posee un reconectador secuencial y se interconectan mediante un reconectador lazo, como se puede observar en la figura 3.10.
Figura 3.10. Esquema 11
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4. UBICACIÓN ÓPTIMA DE RECONECTADORES
4.1 FUNDAMENTOS SOBRE INDICADORES DE CONFIABILIDAD DE SERVICIO EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN
Las interrupciones de servicio eléctrico que puede presentar el sistema de distribución se agrupan de la siguiente manera: •
Interrupciones que provienen del sistema de transmisión y generación, debido a fallas, racionamiento, entre otras.
•
Interrupciones programadas originadas por el personal de operación y mantenimiento, en ejercicio de sus funciones, tales como reparaciones, transferencias de carga, extensiones de líneas, realización de pica y poda en zonas donde las ramas se encuentran cercanas a las líneas. Muchas de estas interrupciones pueden ser notificadas al cliente con la anticipación debida.
•
Interrupciones imprevistas que ocurren en el sistema de distribución, causadas por: ramas sobre las líneas, árboles caídos, defecto en los elementos instalados en el sistema, interferencia de animales, descargas atmosféricas, operaciones erróneas en los equipos de protección, entre otras. Las interrupciones traen como consecuencia un costo a la empresa eléctrica por las
siguientes razones: •
El costo de reparación de las fallas (uso de cuadrillas especializadas, reposición de equipos y materiales dañados, entre otros).
•
El costo debido a la energía dejada de vender durante la interrupción. 15
•
El costo debido a las posibles sanciones que puede incurrir la empresa gracias a los reglamentos existentes los cuales garantizan una mejor calidad del servicio eléctrico. La energía dejada de vender durante la interrupción suele expresarse en MVAmin
Donde MVAmin: energía dejada de vender durante la interrupción kVAinterrumpidos: son los kVA de capacidad conectada en transformadores de distribución que fueron a la interrupción. Tiempointerrupción: es el tiempo en min que dura la interrupción. Se determina con el tiempo de localización y reparación de la falla.
Los costos de las interrupciones se usan para evaluar y configurar el sistema de distribución. Para esto se usan indicadores de comportamiento del circuito, al tener un mejor comportamiento, los costos de las interrupciones serán menores. Los indicadores comúnmente usados son los de frecuencia y duración. En Venezuela, el cálculo de estos indicadores se realiza de acuerdo con las siguientes expresiones:
n
FMIKj =
kVAfs (i) j ∑ i 1 =
kVAinstj
n
TTIKj
=
n
kVAfs (i) j × Tfs (i) j ∑ MVA min(i ) j × 1000 ∑ i 1 i 1 =
=
kVAinstj
16
=
kVAinstj
Donde: FMIK: Frecuencia media de interrupción por kVA instalado del alimentador j. TTIK: Tiempo total de interrupción por kVA instalado del alimentador j. n
∑ i 1
: Sumatoria de las interrupciones “i” del alimentador “j” debido a causas internas o
=
externas, durante el Período de Control. n: Número total de interrupciones. kVAfs(i)J: Cantidad de kVA nominales fuera de servicio en la interrupción “i” del alimentador “j”. kVAinstJ: Cantidad de kVA nominales instalados en el alimentador “j”. Tfs(i)j: Tiempo que permanecieron fuera de servicio los kVA nominales kVAfs, durante la interrupción "i" del alimentador "j" (se computa el tiempo desde el inicio de la interrupción hasta la reposición total de los kVA nominales inicialmente fuera de servicio).
Los índices anteriormente mencionados son usados por aquellas empresas cuyas bases de datos no asocian al consumidor con los nodos del sistema. La tendencia a nivel mundial es establecer indicadores basados en frecuencia y duración promedio de interrupciones por consumidor. Estos indicadores se denominan SAIFI y SAIDI. Actualmente, la C.A. La Electricidad de Caracas se encuentra realizando los trabajos necesarios para regirse por los indicadores SAIFI y SAIDI.
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4.2 MÉTODOLOGÍA PARA LA UBICACIÓN ÓPTIMA DE EQUIPOS DE PROTECCIÓN COMPLEMENTARIA
Los equipos de protección complementaria usados en la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas son los reconectadores electrónicos y los fusibles de línea. En este trabajo se verificará la ubicación actual de los reconectadores instalados, y en base a esto se analizará la posibilidad de reubicarlos. También se analizará la posible instalación de fusibles de línea en aquellos casos que se considere necesario. A continuación se muestran las fases a seguir para la ubicación óptima de equipos de protección complementaria: •
Fase 1: Asignación de prioridad a los esquemas de reconectadores. Debido a la cantidad de circuitos a estudiar en este trabajo, se desarrolló un método para asignarle una prioridad a cada circuito y así poder analizarlos en un orden y saber cuales requerían de mayor atención. Sin embargo, no se siguieron las prioridades resultantes del método desarrollado ya que fue necesario conocer la metodología para la ubicación de reconectadores mediante circuitos de menor complejidad. Es importante destacar que el método desarrollado para asignar prioridades a los circuitos es actualmente empleado por el personal de la C.A. La Electricidad de Caracas.
•
Fase 2: Ubicación de los equipos de protección complementaria. El método empleado para la ubicación de reconectadores consiste en minimizar una función objetivo (MVAmin). Éste método se complementó con el cálculo del
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indicador FMIK, el cual representa la frecuencia promedio con que se interrumpe cada kVA instalado de un alimentador.
4.2.1 FASE 1: ASIGNACIÓN DE PRIORIDAD A LOS ESQUEMAS DE RECONECTADORES
Los alimentadores a estudiar en este trabajo son aquellos que ya poseen reconectadores. Para estos alimentadores es necesario realizar un análisis de fallas permanentes y fallas transitorias. Los pasos a seguir son:
a. Obtener los planos de operación de los circuitos en estudio. Con los planos de operación, es posible conocer la topología del alimentador, calibre de los conductores, equipos instalados y su identificación correspondiente, capacidad de los transformadores, clientes críticos, entre otros.
b. Identificar los esquemas de reconectadores. Para esto es necesario usar los planos de operación. Mediante estos planos se puede conocer la ubicación física de los reconectadores secuenciales y reconectadores lazos. El Sistema Integrado de Mantenimiento de Información de los Planos de la C.A. La Electricidad de Caracas (SIMIP), es un sistema desarrollado por la C.A. La Electricidad de Caracas que permite tener acceso a la base de datos de los equipos de la red de distribución, por lo que este sistema es de gran ayuda para identificar los esquemas de reconectadores ya que permite conocer cuales equipos están instalados en los circuitos y las interconexiones existentes entre ellos.
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c. Obtener el reporte de fallas permanentes y fallas transitorias de los alimentadores que poseen reconectadores del último año. La norma recomienda un período de tres años, pero ante los posibles cambios de configuración que puede sufrir el alimentador en un período de tres años, se decidió obtener el reporte del último año (Junio 2006 – Junio 2007). El reporte de fallas permanentes y transitorias se obtiene mediante el Sistema de Operación de Distribución (SOD). En este reporte se registran todas las fallas que presentaron los circuitos seleccionados durante el período de estudio, mostrando la fecha, ubicación, duración, MVAmin. interrumpidos, causa de cada falla, entre otros.
d. Determinar la cantidad de fallas, MVAmin. interrumpidos, duración, cantidad de fallas permanentes y transitorias correspondientes al circuito de distribución (nivel 6). No se tomarán en cuenta las fallas programadas (por falla, por mantenimiento correctivo, por mantenimiento preventivo o por construcción eléctrica )
e. Priorizar los circuitos de manera descendiente de acuerdo a los parámetros y porcentajes mostrados en la tabla II Tabla II. Asignación de prioridad de circuitos Parámetro MVAmin Duración Cantidad de fallas permanentes Cantidad de fallas transitorias
Porcentaje (%) 45 25 20 10
Mediante la siguiente expresión se determina la prioridad del circuito
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Prioridad circuito = ∑
Parámetrocircuito × Porcentaje parámetro Parámetromayor
Donde Prioridad circuito : prioridad del circuito. Parámetrocircuito : valor del parámetro del circuito en cuestión. Parámetromayor : mayor valor del parámetro de todos los circuitos en estudio. Porcentaje parámetro: porcentaje correspondiente al parámetro.
f. Priorizar los esquemas de reconectadores mediante la siguiente expresión:
Donde Prioridad esquema: prioridad del esquema que se quiere determinar. Prioridad circuito : prioridad del circuito, que se determina como se explica en el punto e. n: cantidad de circuitos que posee el reconectador.
g. Identificar la ruta troncal y los ramales del circuito, interconexiones existentes con circuitos vecinos y clientes críticos.
h. Plasmar en los planos de operación la ubicación física de las fallas, MVA-min interrumpidos y causa de las fallas. De esta manera se puede identificar el tipo de fallas que afectan al circuito, y si éstas son reincidentes en alguna zona específica.
21
4.2.2 FASE 2: UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN COMPLEMENTARIA
RECONECTADORES El método usado por la C.A. La Electricidad de Caracas para ubicar equipos de protección complementaria en un alimentador se justifica económicamente. La inversión a realizar en la adquisición e instalación de los equipos de protección, se calcula como una anualidad para trabajar en una base común, utilizando la siguiente ecuación: (1 + i )n C e = C inv × i (1 + í )n − 1 Donde Ce: anualidad equivalente a la inversión en equipos Cinv: costo de inversión i: tasa de retorno, en por unidad n: vida útil del equipo en años
Es necesario evaluar los costos por la energía no suministrada, tanto en el estado original del alimentador (CENSo), como luego de agregar la protección complementaria (CENSf ). Para ambos casos, el costo de la energía no suministrada depende de dos componentes: •
Disminución de los ingresos por la energía dejada de vender.
•
Penalizaciones que pueden existir, de acuerdo a las regulaciones vigentes. Para obtener el máximo ahorro en costos, se debe maximizar la siguiente función: AHORRO = CENS o − CENS f + C e
22
Maximizar la función AHORRO es equivalente a minimizar los costos luego de instalar la protección complementaria (CENSf ), ya que CENSo no depende de la protección complementaria a ser instalada. Para ello es necesario obtener la cantidad y ubicación de los equipos de protección, tal que el costo de la energía no suministrada mas el costo equivalente a la anualidad de la inversión sea el mínimo. Sin embargo, el valor mínimo de CENSf + Ce no asegura que la inversión sea rentable, por lo tanto, es necesario verificar posteriormente la condición AHORRO > 0
Para determinar el costo total anual por la energía no suministrada luego de instalar la protección complementaria (CENSf ), se multiplica la energía anual no servida (ENS) por el costo de la energía, y a este valor se le suma el costo de las penalizaciones, como se muestra a continuación: CENS f
=
(ENS × Costoenergía ) + Sanciones
La energía no suministrada “ENS” se calcula de la siguiente forma:
Donde: ENS: Energía anual no suministrada por el alimentador, en kWh. MVAmin: MVA minutos anuales interrumpidos en el alimentador. FU: Factor de utilización (Demanda máxima / Carga conectada). FD: Factor de dispersión horaria de la ocurrencia de fallas (Se usa 0.85 en caso de no disponer del cálculo). FP: Factor de potencia del alimentador. 23
En la condición original del alimentador se utilizarán los MVAmin interrumpidos obtenidos del registro de fallas, mientras que en la condición final es necesario calcularlos tomando en cuenta los equipos de protección a instalar. En el caso de instalar un equipo de protección complementaria en un alimentador, se debe calcular los MVAmin interrumpidos instalando el reconectador en todos los nodos del alimentador menos el último. El nodo que represente la menor cantidad de MVAmin interrumpidos es el lugar óptimo de la protección complementaria Al instalar el reconectador en el nodo k (ver figura 4.1), los MVAmin interrumpidos se calculan de la siguiente manera:
K n n T R n T L MVAmin K = (λ i L . i .KVAi ) kVAT ∑ (λ i . Li ) + ∑ λ i . Li ∑ KVAj + ∑ 1000 1000 i =1 i = K +1 j K i 1 1 = + =
∀
K , K = 1,..., n − 1
Donde: MVAmink: Energía dejada de vender cuando la protección esta ubicada en el nodo k. n: número de nodos del alimentador. kVAt: Carga total instalada en el alimentador, en kVA. TL: Tiempo promedio desde el inicio de una interrupción hasta que culmina la localización, en minutos. TR Tiempo promedio desde el inicio de la reparación hasta el restablecimiento del servicio, en minutos. λi:
Tasa de fallas para el segmento i, en fallas / (km * año). 24
Li: Longitud del segmento i, en km. kVAi: Carga instalada en el segmento i, en kVA.
Figura 4.1. Ubicación en el nodo k del equipo de protección complementaria
Para los tiempos de localización y restablecimiento de servicio se debe calcular un valor promedio para cada uno usando los tiempos obtenidos en el registro de fallas por circuito Luego es necesario calcular las penalizaciones para poder determinar el valor de CENS f . Los pasos a seguir para calcular dichas penalizaciones están en el anexo 1. De esta manera, se obtiene el valor CENSf para cada nodo desde 1 hasta n-1 y se selecciona el menor, donde el costo mínimo de esta opción será CENSf + Ce. De no analizar opciones con más de un equipo de protección, se procederá a verificar la condición de rentabilidad mediante la ecuación AHORRO > 0. Si se analiza ahora la instalación de dos equipos de protección complementaria, uno en el nodo K y otro en el nodo L, los MVAmin pueden ser calculados con la ecuación siguiente:
K MVAmin K , L = T L kVAT ∑ λ i . Li 1000 i 1 =
l
+
∑ i = K +1
∀
λ i . Li
n
∑ kVAj +
j = K +1
n
i =l +1
K , K = 1,..., n − 1 , k ≠ l
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∑ λ i . Li
n
T R n (λ i . Li .kVAi ) ∑ 1000 i =1
∑ kVAj + +
j =l +1
En este caso, se fija el primer equipo en el nodo 1 y se mueve el segundo equipo desde el nodo 2 hasta el nodo n-1. Luego se fija el primer equipo en el nodo 2 y se mueve el segundo equipo desde el nodo 3 hasta el n-1 y así sucesivamente, hasta que el primer equipo esté en el nodo n-2. De esa manera, se obtiene el valor CENSf para cada caso y se selecciona el menor. Se calcula ahora el costo mínimo de esta opción, como CENSf + Ce 1 +Ce 2. Si este costo es superior al obtenido con un solo equipo de protección complementaria, se descarta esta opción. De ser menor, podrá analizarse el caso con tres equipos de protección complementaria, o simplemente verificar la condición de rentabilidad y no continuar con el procedimiento. La herramienta computacional utilizada por la C.A. La Electricidad de Caracas (ASP) no realiza los procedimientos explicados anteriormente para la ubicación óptima de reconectadores por dos motivos: •
El programa asume una tasa de fallas (λ) igual para todos los segmentos del circuito.
•
No calcula energía dejada de vender luego de localizar la falla.
Con estos cambios, el problema de ubicación óptima de reconectadores consiste en minimizar la función objetivo MVAmin, la cual representa la energía dejada de servir ante las posibles fallas que se pueden presentar en un período de tiempo determinado, considerando que la probabilidad de fallas es uniforme a lo largo de todo el circuito. Es importante destacar que la energía dejada de servir es proporcional a los kVA instalados en el circuito y se toma un factor de potencia igual para todos los kVA instalados. Para todas las posibles fallas, se usa un tiempo de restablecimiento de servicio promedio.
26
Los MVAmin interrumpidos, al instalar un equipo de protección complementaria en el nodo K ahora se calculan de la siguiente manera:
MVAminK =
K n n T L ( ) kVA L L kVAj + λ λ ∑ i i ∑ 1000 T ∑ i =1 i = K +1 j = K +1
K n n T L ⇒ MVAminK = λ kVAT ∑ ( Li ) + ∑ Li ∑ kVAj 1000 i =1 i = K +1 j = K +1
La expresión anterior es la función objetivo a minimizar. Al evaluar dicha expresión para todos los nodos del circuito, y encontrar la ubicación óptima del reconectador, es decir, obtener el mínimo valor de MVAmin interrumpidos, se tiene la situación presentada en la figura 4.2.
Figura 4.2. Ubicación óptima del equipo de protección complementaria
Es decir, MVAminK = λ ×
T L × [((kVA1 + kVA2 ) × L1 ) + (kVA2 × L2 )] 1000
En esta expresión se suman dos términos. El primer término corresponde a la probabilidad de fallas aguas arriba del reconectador multiplicada por toda la carga instalada en el circuito. El segundo término corresponde a la probabilidad de fallas aguas abajo del reconectador multiplicada por carga instalada aguas abajo del reconectador. La suma de ambos términos es la 27
probabilidad de falla en cada punto del circuito por los kVA interrumpidos según donde ocurra la falla. Al multiplicar esta suma por el tiempo de localización de la falla se obtiene los MVAmin interrumpidos. El costo anual por la energía no suministrada al instalar la protección complementaria se calcula de la siguiente manera:
CENS f
=
1000 T L ( ) λ kVA kVA L kVA L FU FD FP × × [ [ + × ] + [ × ] ] × × × × × Costoenergía 1 2 1 2 2 1000 60
Los MVAmin interrumpidos de un alimentador sin protección complementaria se determina como se muestra a continuación:
MVAmin K = λ ×
T L × ((kVA1 + kVA2 ) × ( L1 + L2 )) 1000
El costo anual por la energía no suministrada sin protección complementaria se determina con la siguiente expresión:
CENS o
=
T L 1000 ( ) ( ) kVA kVA L L FU FD FP × × + × + × × × × × Costoenergía λ 1 2 1 2 1000 60
Asumiendo un tiempo de localización igual para el cálculo de CENSo y CENSf , se puede calcular el ahorro al instalar la protección complementaria como se muestra a continuación:
AHORRO = CENS o − CENS f + C e
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⇒ Ahorro pc
=
λ ×
T L 1000 × L2 × kVA1 × FU × FD × FP × × Costoenergía − C e 1000 60
Se puede observar que las variables que determinan un mayor ahorro son la longitud aguas abajo del equipo de protección complementaria y la cantidad de kVA instalados aguas arriba de éste. Se debe multiplicar nodo por nodo la cantidad de kVA instalados aguas arriba del nodo por la longitud aguas abajo del nodo. El nodo que obtenga un mayor valor de la multiplicación representa la ubicación óptima del reconectador En el caso de instalarse dos equipos de protección complementaria en el alimentador, se puede demostrar que el ahorro luego de instalar las protecciones complementarias se calcula como muestra la siguiente ecuación:
⇒ Ahorro pc
=
λ ×
T L 1000 × [( L2 × kVA)1 + ( L3 × (kVA1 + kVA2 ))] × FU × FD × FP × × Costoenergía 1000 60
Se puede observar que la expresión a maximizar para obtener un mayor ahorro al instalar dos equipos de protección complementarias es ( L2 × kVA)1 + ( L3 × (kVA1 + kVA2 )) . De todo lo explicado anteriormente se deriva lo que en la Norma de Diseño (II2) 3 - 2006 “Protección Complementaria de Alimentadores Primarios de Distribución” se denomina Bloque de Carga Expuesta (BCE) y una serie de reglas relacionadas con el BCE. El Bloque de carga expuesta se define como el producto de la longitud del tramo de alimentador que está expuesto a fallas por los kVA instalados al tramo mencionado. El BCE se relaciona directamente con los indicadores de confiabilidad del alimentador; mientras mayor sea el BCE mayores serán la frecuencia y la duración de las interrupciones. Al instalar dispositivos de protección 29
complementaria en el alimentador, se reducirá el BCE, por consiguiente se reducirán la frecuencia y la duración de las interrupciones y los gastos y penalizaciones por la energía no suministrada. BCE = (kVA1 + kVA2 )( L1 + L2 )
Debido a que el método empleado considera una probabilidad de fallas uniforme a lo largo de todo el circuito, es posible que el lugar dado por el programa ASP para la ubicación del reconectador no sea el óptimo, por lo que se decidió usar el indicador FMIK para tomar una decisión final con respecto a la ubicación final del reconectador.
El indicador FMIK se calcula tomando en cuenta: •
Sólo fallas con ubicación precisa conocida del período junio 2006 - mayo 2007.
•
Reconectadores y fusibles instalados en el alimentador.
•
Recuperación inmediata de carga mediante reconectadores tipo lazo.
Para la decisión final, se determina el indicador FMIK con la ubicación actual y la ubicación dada por ASP: •
Si el indicador FMIK aumenta o permanece igual, no se propone reubicación.
•
Si el indicador FMIK disminuye, se propone reubicación. En los siguientes casos no se determina el indicador FMIK ni se propone reubicación:
•
Cambios mínimos
•
Se sabe que el indicador FMIK aumenta sin calcularlo
30
En caso de proponer una ubicación distinta a la dada por el programa ASP, se debe realizar los pasos explicados anteriormente para determinar si con el cambio propuesto mejoraría la calidad del servicio eléctrico
FUSIBLES DE LÍNEA Para la ubicación de fusibles de línea en los ramales del alimentador es posible guiarse por la Norma de Diseño (IID) 4-2006: Normas de Protección de Alimentadores Primarios de Distribución y la Norma de Diseño (IID) 9-2006: Criterios Para la Selección de Fusibles de Línea en Alimentadores Primarios Aéreos de Distribución. Debido a ciertas inconsistencias encontradas entre estas normas, se decidió tomar como referencia la segunda norma mencionada
“Criterios para la instalación de fusibles en ramales:
a. Cargas trifásicas en el tramo a proteger: Se permite que el planificador aplique fusibles de línea en tramos donde existan cargas trifásicas. b. Corriente máxima de carga permitida: No se limita al planificador en cuanto a la máxima corriente de carga permitida en el tramo a proteger. La limitación es inherente a los fusibles normalizados en C.A La Electricidad de Caracas (Máximo 100T) y a la posibilidad de lograr la coordinación con los dispositivos de protección ubicados aguas arriba (otros fusibles, reconectadores y relés de sobrecorriente del circuito). c. Cantidad de fusibles de línea instalados en secuencia: La cantidad de fusibles de línea a
instalar en secuencia, estará limitada por la posibilidad de coordinarlos entre sí y con otros tipos de dispositivos instalados aguas arriba.
31
d. Interconexiones: No se recomienda la instalación de fusibles de línea en tramos que posean interconexión con otros circuitos o con él mismo. Se exceptúan aquellas interconexiones que sólo permitan recuperar una o varias cargas puntualmente. Si por razones de operación, fuese imprescindible instalar fusibles de línea en tramos con interconexión, se permitirá la colocación de seccionadores de bypass normalmente abiertos, en paralelo con los mismos. En esos casos, antes de cerrar la interconexión para la recuperación de cargas, se procederá al cierre de los seccionadores de bypass y a la posterior apertura de los seccionadores con fusibles de línea. Al momento de reestablecer el circuito a su condición original, las maniobras se ejecutarán en la secuencia inversa”.[11]
Teniendo en cuenta los criterios anteriores, se muestra a continuación los pasos a seguir para la selección de ramales que requieren la instalación de fusibles: a. Seleccionar los ramales que presenten dos o más fallas correspondientes a causas propias de la topología de la red, tales como ramas o árboles caídos sobre las líneas, papagayos en contacto con las líneas, interferencia de animales entre otros. b. Seleccionar los ramales en los que se identificó vegetación cercana a la red aún cuando no se tenga registro de fallas c. Observar si estos ramales poseen clientes críticos e interconexiones existentes. d. Calcular el nivel de cortocircuito en el punto de ubicación tentativa del fusible. Si éste es mayor a 8000 Amperios, no se instalará dicho fusible. e. Calcular la corriente máxima en el punto de ubicación tentativa del fusible. Si ésta es mayor a 100 Amperios, no se instalará dicho fusible. 32
f. Visitar el lugar deseado para la instalación del fusible para determinar la factibilidad de instalación del mismo. Los puntos d y e se verificarán al realizar el estudio de coordinación de protecciones.
En los casos que se considere necesario, se verificará que la ubicación de los fusibles ya instalados en la red es la más adecuada, tomando en cuenta clientes críticos, ramales con mucha carga instalada e interconexiones. Aquellos fusibles ya instalados que dificulten la coordinación de protecciones, se verificará la capacidad de corriente del fusible.
4.3 REUBICACIÓN DE LOS RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
4.3.1 FASE 1: ASIGNACIÓN DE PRIORIDAD DE LOS ESQUEMAS DE RECONECTADORES DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
Luego de obtener los planos de operación de los circuitos a estudiar, se identificaron los esquemas de reconectadores instalados en el sistema de distribución. Se obtuvo el reporte de fallas permanentes y transitorias del período Julio 2006 – Julio 2007 y con esto se procedió a priorizar los circuitos (ver tabla III).
33
Tabla III. Asignación de prioridad de los circuitos de la Región Este de la C.A La Electricidad de Caracas
Circuito Sureste B3 Hoyo las Tapias C5 Cortada del Guayabo A7 Cortada del Guayabo A6 Cortada del Guayabo A2 Sureste A4 Palo Verde A4 Cortada del Guayabo B2 Hoyo las Tapias C9 Placer B2 Hoyo las Tapias C8 Palo Verde A3 Sureste B2 Placer A5 Cortada del Guayabo B4 Palo Verde A7 Palo Verde A1 Palo Verde B4 Tamanaco A5 Urbina B3 Sureste A1 Placer B1 Hoyo las Tapias C3 Miranda B1 Palo Verde B3 Sureste B1
Duración Cantidad de Cantidad de MVAmin total de fallas Prioridad fallas fallas permanentes int. (%) permanentes transitorias (min) 64 31 14712,2 11864 91,64 33 66 15782,7 8469 83,16 35 22 10057,4 8531 60,92 29 3 14823,7 2451 56,95 32 17 12075 3263 53,88 21 35 9526,1 3425 46,24 30 21 7503,7 5411 45,35 29 22 5848.2 3363 38,22 29 17 6096,8 2088 33,42 23 28 4568,9 2948 30,67 29 12 3928,6 4064 30,65 14 15 2259,2 7195 28,25 21 16 3583,8 2704 24,90 14 46 3163,2 861 22,18 25 10 2167,6 1597 18,87 23 17 2044,8 1508 18,77 9 13 3356,8 1403 17,31 7 10 4459,3 390 17,24 19 0 3128,8 282 15,45 18 3 1605,6 1205 13,20 15 7 1156,3 1204 11,58 12 9 700,1 1616 10,52 6 13 938,8 1507 9,70 4 3 1463,2 274 6,45 7 16 477 176 6,34 3 2 943,7 521 5,03
Luego de priorizar los circuitos, se procedió a priorizar los esquemas de reconectadores como se muestra en la tabla IV.
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Tabla IV. Asignación de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Región Este de la C.A La Electricidad de Caracas
Esquema
Circuito
Esquema 13 Sureste B3 Esquema 2 Cortada del Guayabo A7 Hoyo de las Tapias C5 Esquema 4 Hoyo de las Tapias C8 Hoyo de las Tapias C9 Esquema 12 Sureste A4 Placer A5 Cortada del Guayabo A6 Esquema 1 Cortada del Guayabo A2 Cortada del Guayabo B2 Placer B2 Esquema 10 Sureste A3 Hoyo de las Tapias C3 Palo Verde A1 Palo Verde A7 Esquema 6 Palo Verde B3 Palo Verde A4 Palo Verde A3 Esquema 3 Cortada del Guayabo B4 Placer B1 Esquema 9 Sureste B2 Esquema 8 Palo Verde B4 Esquema 14 Tamanaco A5 Esquema 15 Urbina B3 Sureste B1 Esquema 11 Sureste A1 Esquema 5 Miranda B1
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Prioridad Prioridad del del circuito esquema (%) (%) 91,64 91,64 60,92 60,92 83,16 30,65 49,08 33,42 46,24 46,24 22,18 56,95 42,81 53,88 38,22 30,67 27,79 24,9 9,7 17,31 18,77 20,95 6,34 45,35 28,25 18,87 18,87 10,52 17,71 24,9 17,24 17,24 15,45 15,45 13,2 13,2 11,58 8,31 5,03 6,45 6,45
4.3.2 FASE 2: UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN COMPLEMENTARIA EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS
El estudio de ubicación óptima de reconectadores del esquema 1 se muestra a continuación. La mayoría de los circuitos que lo conforman son de la S/E Cortada del Guayabo por lo que este esquema se denominó como Esquema Cortada del Guayabo. En el anexo 2 esta es estudio de los restantes esquemas instalados en la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas
ESQUEMA CORTADA DEL GUAYABO
Como se puede observar en la figura 4.4, éste esquema está conformado por cuatro circuitos, tres de la S/E Cortada del Guayabo y uno de la S/E Placer. Posee 9 reconectadores secuenciales y un reconectador lazo.
Figura 4.4. Esquema actual de Cortada del Guayabo
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A continuación se procede a explicar de manera detallada la situación de cada circuito que conforma este esquema
Placer A5
Este circuito consta de un reconectador secuencial y un reconectador lazo que interconecta con el circuito Cortada del Guayabo A6. Ante una falla aguas abajo del reconectador RS1, éste despeja la falla quedando toda la carga instalada aguas abajo del reconectador sin servicio eléctrico. Si ocurre una falla aguas arriba del reconectador RS1, todo el circuito queda sin servicio eléctrico pero es posible recuperar de manera automática la carga instalada aguas abajo del reconectador RS1 mediante el reconectador lazo RL1. En la tabla V se muestra el registro de fallas del circuito durante el período en estudio Tabla V. Registro de fallas - Placer A5 RS1 – Final del S/E – RS1 Total por circuito Causa causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 6 1 7 Desconocida MVAmin 720,6 2,9 723,5 Fallas 3 1 4 Vegetación MVAmin 1709,3 19,5 1728,8 Fallas 1 1 2 Defecto de instalación MVAmin 116,7 591,6 708,3 1 1 Interferencia Fallas de animal MVAmin 2,6 2,6 Total por tramo 10 2546,6 4 616,6
Se puede observar que la mayor cantidad de fallas fueron por causa desconocida, pero las que representaron mayor cantidad de energía dejada de vender fueron producto de la vegetación aguas arriba del reconectador. 37
Al realizar el estudio de ubicación óptima del reconectador RS1 mediante el método explicado, se determinó que éste no se encuentra ubicado en el lugar óptimo. Como se puede observar en la figura 4.5, actualmente el reconectador protege una derivación del troncal, mientras que en la ubicación óptima, el reconectador RS1 estaría protegiendo otra derivación de mayor longitud. Observando la ubicación de las fallas en los planos de operación, se pudo comprobar que aguas debajo de la ubicación óptima no ha ocurrido ninguna falla. Todas las fallas registradas ocurren en el trayecto que va desde la subestación hasta el reconectador lazo RL1 (ver figura 4.5). Debido a esto, se decide mantener el reconectador en su ubicación actual. No es necesario la instalación de otro equipo de protección complementaria en este circuito.
Figura 4.5. Ubicación de equipos de protección complementaria – Placer A5
38
En la tabla VI se muestra la cantidad de kVA instalados y cantidad de fallas con ubicación conocida, así como la frecuencia media de interrupción por kVA instalado Tabla VI. Escenario actual – Placer A5 Tramo
kVA instalados
Cantidad de fallas
S/E - RS1
6650
4
RS1 - Final del circuito
FMIK 3.68
3090
3
Cortada de Guayabo A6
Este circuito consta de dos reconectadores secuenciales que dividen al circuito en tres tramos y dos reconectadores lazos. Estos reconectadores lazos se encuentran ubicados en los dos tramos más lejanos a la subestación, uno para cada tramo, por lo que al ocurrir una falla en cualquier tramo del circuito, éste quedará sin servicio eléctrico, mientras que los otros dos tramos siempre quedarán con servicio eléctrico. Al igual que en el circuito Placer A5, la mayor ocurrencia de fallas tienen origen desconocido, pero las fallas correspondientes a árboles caídos sobre las líneas o ramas que caen sobre las líneas de distribución son las que representan mayor MVAmin interrumpidos (ver tabla VII). Este circuito es el segundo con mayor longitud de los circuitos en estudio (57km), y uno de los que presenta mayor cantidad de fallas, por lo que una opción posible es la instalación de un nuevo equipo reconectador para mejorar la calidad del servicio eléctrico en el circuito.
39
Tabla VII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A6 RS3 - Final del Causa de la falla circuito Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 13 1 Desconocidas MVAmin 1440,3 5,9 Fallas 2 1 4 Vegetación MVAmin 2042,1 18,8 3868,3 Defecto de Fallas 2 1 1 instalación MVAmin 1893,8 115,1 330 Fallas 1 Rayo MVAmin 141,9 Derrumbe de Fallas 1 poste MVAmin 1926,9 Interferencia Fallas 1 de animal MVAmin 74,7 Hurto de Fallas 1 material MVAmin 2965,9 Total por tramo 18 5518,1 4 2135,5 7 7170.1 S/E - RS2
RS2 - RS3
Total por causa 14 1446,2 7 5929,2 4 2338,9 1 141,9 1 1926,9 1 74.7 1 2965,9
Como se puede observar en la figura 4.6, aguas abajo de la ubicación actual del reconectador RS3, el circuito tiene dos derivaciones de longitud considerable. Al hacer el estudio de la reubicación de ambos reconectadores, RS3 se ubica al inicio de una de estas dos derivaciones, pero en esta derivación no ha ocurrido ninguna falla en el período en estudio. Todas las fallas que ocurren aguas abajo del reconectador RS3 ocurrieron en la otra derivación, por lo que se propone reubicar al reconectador al inicio de esta derivación. En esta derivación hay un ramal que ha presentado dos fallas debido a árboles que caen sobre las líneas. Se propone colocar un fusible en este ramal. Para el caso de RS2, la ubicación óptima de este reconectador se encuentra más aguas abajo de la situación actual (ver figura 4.6), pero debido a que en su ubicación actual protege un cliente importante antes fallas que pueden ocurrir aguas abajo del reconectador y a que es poca la carga existente entre la ubicación actual y la óptima, se decide mantener el reconectador RS2 en su ubicación actual 40
Con la reubicación del reconectador RS3 y la instalación del fusible, no es necesario instalar otro reconectador en este circuito. En la tabla VIII se puede observar como mejora el FMIK luego de reubicar el reconectador RS3 e instalar el fusible de línea.
Tabla VIII. Escenario actual y futuro - Cortada del Guayabo A6 Tramo
kVA instalados Cantidad de fallas FMIK Situación Situación Situación Situación Situación Situación actual futura actual futura actual futura
S/E - RS2
3320
3320
5
5
RS2 - RS3
1435
3465
4
4
RS3 - Final del circuito
3810
1780
7
7
5,13
4,25
Figura 4.6. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A6
41
Cortada del Guayabo A2
Este circuito es el mas largo de todos los circuitos en estudio (62km). Posee tres reconectadores secuenciales y dos lazos, al igual que en el circuito anterior, ante cualquier falla solo queda un tramo sin falla gracias a los reconectadores lazos. Se puede observar en la tabla IX que este circuito presenta una gran cantidad de fallas por causa desconocida y las fallas mas reincidentes se deben a la vegetación y a defectos en los elementos que componen el circuito.
Tabla IX. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A2 RS6 - Final Total del circuito Causa por MVA MVA MVA MVA causa Fallas Fallas Fallas Fallas min min min min Fallas 15 4 2 21 Desconocidas MVAmin 2183 2617 34 4833,6 Fallas 2 4 2 8 Vegetación MVAmin 2352 1643 212 4206,5 Defecto de Fallas 3 2 1 6 instalación MVAmin 1505 117 662 2284,7 Interferencia Fallas 1 1 de animal MVAmin 997 997 Total por tramo 20 6040 11 5373 4 246 1 662 S/E - RS4
RS4 - RS5
RS5 - RS6
La zona protegida por el reconectador RS6 no se caracteriza por presentar fallas, por lo que eliminar este reconectador del circuito es una posibilidad, pero tomando en cuenta la longitud del circuito, y que éste reconectador ha operado 19 veces, se decide mantenerlo en el circuito. El reconectador RS4 ha operado 37 veces, mientras que el reconectador RS5 ha operado 4 veces, pero esta última información no es confiable ya que el reconectador RS5 ha presentado muchos problemas de comunicación. En el estudio realizado se obtuvo que los 3 reconectadores se encuentran óptimamente ubicados. Solo un ramal presentó fallas reincidentes (una por vegetación, otra por interferencia de animal y otra por defecto de instalación), por lo que se 42
decide instalar un fusible en dicho ramal. En la figura 4.7 se puede observar la ubicación de los reconectadores instalados en el circuito y la ubicación del fusible a instalar.
Figura. 4.7. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A2
En la tabla X se muestra la distribución de los kVA instalados por tramo, cantidad de fallas por tramo presentadas durante el año en estudio y la mejora del FMIK al instalar el fusible de línea. Tabla X. Escenario actual - Cortada del Guayabo A2 kVA instalados S/E - RS4 2717 RS4 - RS5 1750 RS5 - RS6 2405 RS6 - Final 400 del circuito Tramo
Cantidad de fallas 5 7 2 1
43
FMIK actual
FMIK futuro
4,27
3,63
Cortada del Guayabo B2
En la tabla XI se puede observar, al igual que los otros circuitos que conforman este esquema, que las fallas más comunes de este circuito son producto de la vegetación. La gran cantidad de fallas desconocidas probablemente se debe a la vegetación. Tabla XI. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B2 RS9 – Final del circuito Causa MVA MVA MVA MVA Fallas Fallas Fallas Fallas min min min min Fallas 5 2 7 4 Desconocida MVAmin 626,9 158,3 465.2 1205 Fallas 2 2 3 Vegetación MVAmin 469,2 1902 449,7 Fallas 1 Defecto de instalación MVAmin 1,3 Fallas 1 Línea rota MVAmin 464,3 Fallas 1 Choque de vehículo MVAmin 4,6 Fallas 1 Papagayos MVAmin 102,8 Total por tramo 8 1097 6 2529 7 465.2 8 1757 S/E – RS7
RS7 – RS8
RS8 – RS9
Total por causa 18 2455.4 7 2820,7 1 1,3 1 464,3 1 4,6 1 102,8
En el tramo RS8 – RS9 solo han ocurrido fallas de origen desconocido y aguas abajo del reconectador RS9 se han presentado 4 fallas con causa conocida. Estas 4 fallas fueron despejadas por 2 fusibles de línea. Tomando en cuenta esto, la cercanía entre los reconectadores RS8 y RS9 y que el circuito presenta una longitud intermedia (39km) es posible la eliminación de uno de estos 2 reconectadores. Todas las fallas que se presentaron en el tramo RS7 – RS8 ocurrieron en un ramal, por lo que se propone la instalación de un fusible en dicho ramal 44
Para este circuito existen dos alternativas que mejoran la calidad del servicio eléctrico: •
Reubicar los tres reconectadores en caso de ser necesario e instalar el fusible de línea.
•
Eliminar un reconectador, reubicar los dos reconectadores en los lugares óptimos e instalar el fusible de línea. Al estudiar ambas alternativas se obtiene un mismo resultado. Esto se debe a que todas las
fallas con ubicación conocida que se han presentado aguas abajo del reconectador RS7 fueron despejadas por fusibles de línea y para el cálculo de FMIK no se toma en cuenta las fallas desconocidas. Debido a esto se decide eliminar el reconectador RS8 e instalar un fusible de línea. En las tablas XII y XIII se muestra la distribución de los kVA instalados por tramo, cantidad de fallas por tramo presentadas durante el año en estudio y FMIK en la situación actual y futuro del alimentador. Se puede observar que el FMIK baja de 1.88 a 1.17 con los cambios propuestos. Tabla XII. Escenario actual - Cortada del Guayabo B2 Tramo S/E - RS7 RS7 - RS8 RS8 - RS9 RS9 - Final del circuito
kVA instalados 1232,5 1820 1060
Cantidad de fallas 3 4 0
3805
6
FMIK
1,88
Tabla XIII. Escenario futuro - Cortada del Guayabo B2 Tramo S/E - RS7 RS7 - RS9 RS9 - Final del circuito
kVA instalados 1232,5 2880
Cantidad de fallas 3 4
3805
6
45
FMIK
1,17
En la figura 4.8 se puede observar la ubicación óptima de los dos reconectadores y el lugar donde se debe instalar un fusible de línea. Al realizar el estudio de ubicación de los dos reconectadores, se determinó que el reconectador RS8 está ubicado en el lugar óptimo, mientras que el reconectador RS7 no esta ubicado en el lugar óptimo, pero sólo existen 50 kVA instalados entre la ubicación actual y la óptima, por lo que se decide dejarlo en su ubicación actual.
Figura 4.8. Ubicación de equipos de protección complementaria – Cortada del Guayabo A2
46
Con la eliminación de un reconectador (RS8) correspondiente al circuito Cortada del Guayabo B2 y la reubicación del reconectador RS6 perteneciente al circuito Cortada del Guayabo A6, el esquema de reconectadores de Cortada del Guayabo se modifica como se muestra en la figura 4.9.
Figura 4.9 Esquema futuro de Cortada del Guayabo
47
5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 5.1 EQUIPOS DE PROTECCIÓN EN ESTUDIO 5.1.1 RECONECTADOR ABB
El reconectador ABB usado en la C.A. la Electricidad de Caracas está conformado por tres elementos principales: 1. El interruptor VR3S que realiza las operaciones de apertura y cierre. Consta de tres polos montados en una misma carcasa. Cada polo consiste en un módulo que contiene un interruptor en vacío y sensor de corriente encapsulado en poliuretano, unido a un actuador magnético. El tiempo de interrupción del reconectador es de 0.04 segundos (ver figura 5.1). 2. El dispositivo electrónico de control y protección PCD2000, formado por un microprocesador digital, los controles electrónicos y las baterías de respaldo (ver figura 5.1). 3. El cable de control, el cual conecta al interruptor con el PCD2000.
El aparato de control PCD-2000 proporciona elementos de monitoreo, control, protección, elementos de recierre y comunicaciones. El PCD2000 puede ser operado remotamente para permitir la reconfiguración del sistema, análisis de fallas y transferencia de ajustes de protección para hacer más eficientes los sistemas de distribución. Adicionalmente, el PCD2000 permite recolectar datos para permitir el análisis de carga del sistema, planificación y futura modernización.
48
Figura 5.1 Interruptor VR3S y dispositivo electrónico PCD2000.
El PCD2000 está contenido en una caja metálica adecuada para montaje en poste. Consta de una serie de módulos: •
Módulo de Fuente de Poder
•
Módulo Actuador de Reconectador VR-3S
•
Módulo de I/O (e/s) Digitales
•
Módulo CPU En este módulo se encuentra el microprocesador de la caja de control. Este módulo se encarga de almacenar todos los ajustes de protección, registros de fallas, etc. Existen dos tipos de módulo CPU (tipo 1 y tipo 2). Entre estos dos tipos de módulos hay diferencias en los ajustes de los elementos de protección como se explicará mas adelante.
49
•
Módulo de Comunicaciones
•
Módulo de Entradas de TV/TC Este módulo tiene 4 entradas de voltaje y 4 entradas de corriente. En su interior hay 4 transformadores con relación de 1000:1 si el módulo es tipo 1 ó 600:1 si el módulo es tipo 2. Éste módulo se puede configurar para dos ajustes de toma, que permite variar el rango de la corriente umbral como se puede observar en la tabla XIV.
Tabla XIV. Ajuste de pickup del módulo TC para corrientes de fase y neutro Ajuste de toma Low (bajo) High (alto)
Corriente Incremento umbral 50 a 800 10 100 a 1600 10
Corriente umbral 25 a 400 50 a 800
Incremento 5 5
El panel frontal del dispositivo de control PCD-2000 es una interfaz hombre máquina que permite interactuar con el equipo reconectador VR-3S y ajustar todos los elementos de protección. El PCD-2000 permite ajustar elementos de protección básicos y avanzados. En este trabajo solo se estudian los elementos de protección básicos. Los elementos de protección básicos disponibles con la designación ANSI están en la figura 5.2.
50
Figura 5.2. Elementos de protección básicos del PCD2000
Los elementos de protección avanzada son los siguientes: •
Opción de Falla a Tierra Sensitiva
•
Disparo de Dos Fases
•
Elemento Sobrecorriente Temporizada de Secuencia Negativa
•
Elemento Sobrecorriente Temporizada Direccional de Fase
•
Elemento Sobrecorriente Temporizada Direccional de Tierra
•
Elemento de Potencia Direccional Positiva
•
Elemento de Potencia Direccional Negativa
•
Elementos de Deslastre y Restauración de Carga por Frecuencia
•
Elemento de Bloqueo de Tensión
•
Elemento de Baja Tensión
•
Elemento de Sobre Tensión
•
Elemento de Tiempo de Corte 51
Los elementos 51P y 51N representan las curvas temporizadas de fase y neutro. Se ajustan con base de la corriente umbral deseado para sobrecorriente de fase y neutro. Este elemento de protección es el más comúnmente usado por los sistemas de distribución y se usa en protección primaria y de respaldo. El elemento de sobrecorriente temporizada proporciona una característica de retardo de tiempo versus corriente para disparar usando una característica de curva de tiempo inverso, y se basa en cuatro factores: corriente umbral (pickup), tipo de curva, ajuste de dial de tiempo y modo de reposición. Los elementos de sobrecorriente instantánea 50P-1 y 50N-1 representan las curvas rápidas de fase y neutro, los cuales se ajustan como múltiplos de la corriente umbral ajustados para los elementos 51P y 51N respectivamente. Debe estar activado cuando se desea disparo instantáneo de fase. El tiempo de operación del elemento de sobrecorriente instantánea debe ajustarse para operar igual o más rápido que el elemento de sobrecorriente temporizada. Tanto para los elementos de sobrecorriente temporizada y sobrecorriente instantánea están disponibles múltiples curvas de tiempo. El usuario tiene la opción de elegir entre las curvas de sobrecorriente ANSI, IEC y Reconectador. También existe la opción de usar curvas programadas por el usuario, que permite al mismo crear curvas de corriente temporizadas particularizadas para una coordinación mejor que con los tipos de curva estándar suministradas. Existe otro ajuste global que se requiere seleccionar también, el modo Reset (reposición). Este modo puede ser instantáneo o retardado. El modo retardado simula el disco de reposición de un relé electromecánico. Esto ayuda a coordinar con aparatos aguas arriba controlados electromecánicamente. Esta característica aplica únicamente a curvas ANSI. El modo instantáneo (por defecto), se usa para coordinar con otros aparatos de reposición instantánea, tales como un reconectador u otro equipo de protección controlado electrónicamente en el sistema de
52
distribución. En el modo instantáneo, el elemento 51P repondrá instantáneamente cuando el nivel de corriente medido por el PCD cae por debajo del ajuste de pickup durante medio ciclo.
A fin de conseguir que el reconectador coordine con otros equipos de protección existentes en el sistema de distribución, las curvas temporizadas e instantáneas poseen tres modificadores de curvas: •
Diales de tiempo (multiplicadores de curva)
•
Incrementadores de curva de tiempo
•
Tiempo mínimo de respuesta
Los diales de tiempo se encargan de desplazar la curva de operación en el plano vertical de la curva tiempo corriente, como se muestra en la figura 5.3. El modificador de dial de tiempo multiplica cada punto de tiempo de operación por un valor; esto se observará con mayor detalle cuando se especifiquen las curvas que definen las curvas.
Figura 5.3. Efecto de los diales de tiempo
53
El efecto de un incrementador de curva de tiempo es elevar los tiempos más rápidos de respuesta que están asociados con corrientes altas, como se muestra en la figura 5.4. El modificador de incrementador de curva de tiempo agrega una constante de tiempo desplazada a la curva tiempo corriente.
Figura 5.4. Efecto de los incrementadores de curva de tiempo
El tiempo mínimo de respuesta permite ajustar un valor de tiempo, que hace que el PCD-2000 no pueda responder más rápidamente. La señal de disparo únicamente será emitida a este tiempo o mayor, como se muestra en la figura 5.5.
Figura 5.5. Efecto del tiempo mínimo de respuesta
54
Es común usar estos modificadores juntos en una sola curva a fin de conseguir la característica de respuesta deseada. Para una curva tiempo corriente, el efecto del dial de tiempo es aplicada primero y luego el incrementador. Estos dos modificadores no afectan el tiempo mínimo de respuesta. Los elementos de sobrecorriente instantáneo 50P-2, 50P-3, 50N-2 y 50N-3 se ajustan como múltiplo de la corriente umbral de los elementos 51P o 51N, respectivamente. Se deben activar cuando se desea un segundo o tercer nivel de disparo instantáneo de fase o neutro de alta velocidad. Estos elementos tienen una característica de tiempo definido, establecida por el usuario. Los elementos 50P-2 y 50N-2 se desactiva para disparo durante un periodo especificado por el ajuste Cold Load Time (tiempo carga en frío). El ajuste Cold Load Time (tiempo de carga en frío) no tiene efecto sobre los elementos 50P-3 y 50N-3. El modo instantáneo se usa para coordinar con otros aparatos de reposición instantánea, tales como un reconectador u otro equipo de protección en el sistema de distribución. En el modo instantáneo, los elementos de sobrecorriente 50P-2, 50P-3, 50N-2 y 50N-3 y todos los demás elementos de sobrecorriente instantánea repondrán instantáneamente cuando el nivel de corriente medido por el PCD cae por debajo del ajuste de enganche durante medio ciclo. El tiempo de carga en frío (Cold Load Time) se usa para bloquear el disparo no intencional de elementos de protección debido a corrientes pico detectadas por el PCD2000 después de que el reconectador ha estado abierto durante un período especificado. El tiempo se ajusta de 0 a 254 con una resolución de 1.0 ya sea en segundos o en minutos. El tiempo de carga en frío es operacional únicamente después de que el reconectador ha sido cerrado manualmente después de bloqueo. No opera durante una secuencia normal de recierre del PCD. El tiempo de carga en frío está desactivado en los ajustes de fábrica por defecto. El tiempo de carga en frío en 55
el PCD permite la restauración de corriente detectada como corriente de carga en frío, la cual puede exceder el nivel de corriente normal del circuito de distribución. Esto se debe al tiempo durante el cual el circuito estuvo desenergizado, junto con la cantidad, tamaño y tipo de motores en el sistema. El tiempo de carga en frío se debe ajustar según el tiempo requerido para que se normalice la corriente de carga. Durante este tiempo la corriente de carga en frío puede exceder los ajustes normales del relé de sobrecorriente temporizada. El tiempo de carga en frío crea un tiempo de respuesta mínimo para los elementos de sobrecorriente instantáneos de fase y neutro. Cuando expira el temporizador de carga en frío, la curva instantánea entra en efecto inmediatamente usando su ajuste de pickup y características de tiempo normales. Durante el tiempo de carga en frío, los elementos 51P y 51N (tiempo con retraso) permanecen activos y sin alteraciones. Esto proporciona protección de respaldo para cierre en falla. Siempre que el pickup de carga en frío está inactivo, los elementos de sobrecorriente instantánea de fase y neutro operan normalmente. Cuando el tiempo de carga en frío se vuelve activo los elementos de protección asociados con el mismo son extendidos mientras mantienen el mismo dial de tiempo y curvas de sobrecorriente temporizada para mantener la coordinación con otros aparatos de protección tanto aguas arriba como aguas abajo después de que expira el tiempo de carga en frío. El ajuste de valor del elemento de protección Cold Load Time no está dentro del alcance de este trabajo Con respecto a la secuencia de recierre, se puede seleccionar para que opere hasta un máximo de cuatro veces y a cada operación se le ajusta un tiempo muerto. Después de que un disparo por falla abre el reconectador, el elemento de recierre cierra la unidad cuando expira el intervalo de tiempo muerto programado. El temporizador de reposición inicia la cuenta descendente desde el ajuste tiempo de reposición (reset time) a cero después de cada recierre, siempre que las corrientes de fase y tierra estén por debajo del ajuste de enganche más bajo de todos los elementos. A cada paso en la secuencia de recierre, se pueden activar o desactivar los 56
elementos 50P-1, 50P-2, 50P-3, 51N, 50N-1, 50N-2 o 50N-3 o ajustar los elementos para bloquear el recierre como resultado de disparar en cualquiera de estos elementos. El PCD2000 permite ajustar tres grupos de curvas: Primary (primario), Alternate 1 (alterno 1) y Alternate 2 (alterno 2). Para el ajuste de cualquiera de estos tres grupos se puede seleccionar entre las curvas de sobrecorriente ANSI, IEC y Reconectador. Las curvas de sobrecorriente ANSI se basan en la siguiente ecuación
A (14 × n ) − 5 tiempo = P + B × 9 M − C
Donde M: Múltiplo de la corriente umbral n: dial En la tabla XV están las curvas ANSI disponibles y las constantes que definen dichas curvas
Tabla XV. Curvas ANSI disponibles y valor de constantes
57
Las curvas de sobrecorriente IEC se rigen en la siguiente ecuación K tiempo = ∂ × n G Gb − 1
Donde G : Múltiplo de la corriente umbral. Gb
En la tabla XVI se muestra las curvas IEC disponibles y las constantes que definen dichas curvas
Tabla XVI. Curvas IEC disponibles y valor de constantes
Para las curvas Reconectador, las ecuaciones que definen las curvas difieren dependiendo del tipo de CPU que tenga la caja de control PCD2000. Para el CPU tipo 1, la curva se define con la siguiente expresión: A (14 × n ) − 5 + B × tiempo = P 9 M − C
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Para el CPU tipo 2, la curva se define con la siguiente expresión: A + B × n tiempo = P M − C
Donde M: Múltiplo de la corriente umbral n: dial En la tabla XVII están las curvas Reconectador disponibles y las constantes que las definen Tabla XVII. Curvas Reconectador disponibles y valor de constantes
En este trabajo se usaron las curvas Reconectador, ya que tienen mayor variedad y están disponibles en el programa para la coordinación de protecciones usado por la C.A. La Electricidad de Caracas. Las curvas disponibles para fase son: A, B, C, D, E, K, N, R y W, como se puede observar en la figura 5.6, mientras que para el neutro están disponibles las curvas 2, 3, 8, 8*, 8+ ,9 y 11 como se puede observar en la figura 5.7. 59
Figura 5.6. Curvas de fase disponibles para el grupo de curvas Reconectador
60
Figura 5.7. Curvas de neutro disponibles para el grupo de curvas Reconectador
61
Los diales y sus incrementos varían dependiendo del grupo de curva y tipo de CPU que se use, como se puede observar en la tabla XVIII.
Tabla XVIII. Diales e incrementos en los distintos grupos de curvas Grupo de CPU tipo 1 CPU tipo 2 Curvas Dial Incremento Dial Incremento ANSI 1,0 a 10 0,1 0,5 a 10 0,05 IEC 0,05 a 1,0 0,05 0,05 a 1,0 0,05 Reconectador 1,0 a 10 0,1 0,1 a 2 0,01
5.1.2 RELÉS DE SOBRECORRIENTE
En la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas se usa relés de sobrecorriente electromecánicos (tipo IFC, IAC y CO) y numéricos (DFP200). Los relés de sobrecorriente electromecánicos tipo IFC e IAC son fabricados por la compañía General Electric. Para ambos hay disponible seis curvas tiempo corriente que se identifican con un número al final del tipo de relé, como se muestra en la tabla XIX.
Tabla XIX. Curvas tiempo-corriente para relés tipo IAC e IFC Curva tiempo corriente Inverse time Very inverse time Extremely inverse time Inverse short time Inverse medium time Inverse long time
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Tipo IAC IAC51 IAC53 IAC77 IAC55 IAC57 IAC66
Tipo IFC IFC51 IFC53 IFC77 IFC95 IFC57 IFC66
El relé de sobrecorriente electromecánico tipo CO es fabricado por la compañía Westinghouse. En la tabla XX están las siete curvas tiempo-corriente disponibles para este tipo de relé Tabla XX. Curvas tiempo-corriente para relés tipo CO Curva tiempo corriente Short time Long time Definite minimum time Moderately inverse time Inverse time Very inverse time Extremely inverse time
Tipo CO CO-2 CO-5 CO-6 CO-7 CO-8 CO-9 CO-11
Una de las características más importantes del relé de sobrecorriente numérico DFP200, fabricado por General Eléctric, es que permite detectar fallas de alta impedancia usando una variedad de algoritmos. Una falla de alta impedancia se caracteriza por tener una impedancia suficiente alta que no es detectada por relés de sobrecorriente convencionales. Las curvas tiempocorriente disponibles para el relé de sobrecorriente DFP200 están en la tabla XXI. En dicha tabla también se muestra la ecuación que define la curva (t(pu)) y su tiempo de reposición (t(reset) ) Tabla XXI. Curvas tiempo-corriente para relés DFP200
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Donde t: tiempo DIAL: dial de tiempo variable desde 0.5 hasta 10 con incremento de 0.5 M: Múltiplos de pickup Las ecuaciones de reset son válidas para 01. En la mayoría de los casos la C.A. La Electricidad de Caracas usa las curvas tiempocorriente very inverse y en muy pocos casos usa las curvas tiempo-corriente inverse. Debido a esto, la gran mayoría de relés de sobrecorriente electromecánicos son los relés IFC53, IAC53 y CO-9 y en poco casos se encuentra los relés IAC51 y CO-8 (no se usan los relés IFC51). En el caso del relé numérico DFP200, la gran mayoría están programados para operar con curvas tiempo-corriente very inverse y en muy pocos casos están programados para operar con curvas tiempo-corriente inverse. En el anexo 4 están las curvas tiempo corriente de los relés IFC53, IAC53, IAC51, CO-9, CO-8 y las curvas very inverse e inverse del relé numérico DFP200
5.1.3 FUSIBLE
Los fusibles de línea usados por la C.A. La Electricidad de Caracas para la protección de ramales son los fusibles tipo T. Por tener una curva tiempo-corriente lenta permiten mayores sobrecargas, son menos sensibles a las descargas atmosféricas y coordinan mejor con los fusibles del lado primario de los transformadores, relés de sobrecorriente y reconectadores. La C.A. La Electricidad de Caracas usa fusibles fabricados por las compañías Kearney, Bussman, A. B. Chance y Mc Graw Edison. Es posible elegir entre los fusibles 10T, 15T, 20T, 25T, 30T, 40T, 50T, 65T, 80T y 100T (el número indica la capacidad de corriente del fusible). 64
Las curvas tiempo-corriente de tiempo mínimo de fusión y tiempo total de despeje de los fusibles están en el anexo 4.
5.2 CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
A continuación se explican los criterios que se usaron en este trabajo. 5.2.1. VERIFICACIÓN DE LA CURVA DE DAÑO DE CONDUCTOR .
En el caso de ser necesario reajustar la curva tiempo-corriente del relé de sobrecorriente, se debe verificar que el conductor de menor capacidad existente a lo largo del alimentador no sufre daños en caso de presentarse una falla. Para esto se asume el peor caso, es decir, el conductor no baja de temperatura durante los tiempos muertos que tienen ajustados los relé de sobrecorriente. Para esto se debe cumplir la siguiente condición: ( Norecierres + 1) × (t r + t i ) ≤ t d Donde Norecierres: cantidad de recierres que tiene ajustado el relé de sobrecorriente. tr: tiempo en que el relé de sobrecorriente da la orden de apertura al interruptor para el valor de corriente deseado para el ajuste del instantáneo del relé de sobrecorriente ti: tiempo de interrupción del relé de sobrecorriente (5 ciclos) td: tiempo de daño del conductor para el valor de corriente deseado para el ajuste del instantáneo del relé de sobrecorriente
65
5.2.2. AJUSTES EN EL RELÉ DE SOBRECORRIENTE3
En este trabajo se permite modificar los ajustes del relé de sobrecorriente para los siguientes casos: •
En caso que la corriente de cortocircuito máxima en el punto donde está ubicado el primer reconectador es mayor que el ajuste actual del instantáneo, se permite aumentar el valor del instantáneo siempre y cuando se verifique la curva de daño del conductor.
•
En caso que no se pueda aumentar el instantáneo con el ajuste actual del dial, se permite bajar el valor del dial para así aumentar el instantáneo del relé de sobrecorriente. Protección de fase:
•
El valor de corriente umbral de la curva de tiempo inverso del relé de sobrecorriente debe ser igual a 1.5 veces la corriente nominal del conductor.
•
Para aquellos alimentadores con reconectadores instalados se debe ajustar el instantáneo del relé de sobrecorriente en un valor comprendido entre 1,25 y 1,5 veces la corriente de cortocircuito máxima en el punto donde está ubicado el dispositivo de protección complementaria.
•
En los alimentadores sin protección complementaria se ajusta el instantáneo para un valor igual a 2,5 veces la corriente nominal del conductor. Protección de neutro:
•
El relé de sobrecorriente de tiempo inverso del neutro no debe operar ante la corriente residual producida por el máximo desbalance del sistema; para esto se debe considerar un desbalance entre las fases del 30% de la corriente nominal del circuito, por lo que el valor de corriente umbral debe ser igual a 0.3 veces la corriente nominal del conductor. 66
5.2.3. AJUSTES EN EL RECONECTADOR
Curvas a usar, cantidad de operaciones y tiempos muertos
•
Para cualquier caso de coordinación, los reconectadores electrónicos se deben ajustar para que operen con cuatro operaciones, cada una con un tiempo muerto igual a 10 segundos.
•
En el caso de que no sea necesario coordinar reconectador con fusibles de línea, se ajusta el reconectador para que opere con cuatro curvas lentas.
•
En el caso de coordinar reconectador con fusibles, se ajusta el reconectador para que opere con dos curvas rápidas y dos curvas lentas.
•
Los reconectadores lazos no deben despejar ninguna falla, su única función es transferir carga, por lo que se le debe ajustar una curva incapaz de detectar cualquier corriente de falla.
•
No se busca selectividad entre reconectadores secuenciales de circuitos distintos interconectados mediante un reconectador lazo cuando hay transferencia de carga
Protección de fase: La corriente umbral (pickup) de fase debe ser mayor a la sumatoria de la corriente máxima de carga alimentada por el reconectador y de la corriente máxima a recuperar en caso de emergencia multiplicada por un factor de crecimiento de carga igual a 1.3 y menor a la corriente de cortocircuito trifásica mínima al final del circuito, sin tomar en cuenta los tramos que se añaden en caso de recuperar carga.
67
Icc3ϕ min ≥ I o ≥ 1 .3 × ( I C + I R )
Donde I1φmin: corriente de cortocircuito trifásica mínima al final del circuito. Io: corriente umbral de fase. IC: corriente máxima de carga alimentada por el reconectador. IR: corriente máxima a recuperar en caso de emergencia.
Para el cálculo de la corriente máxima de carga alimentada por el reconectador es necesario estimar la demanda promedio máxima del circuito. Para ello se debe obtener el registro de las mediciones de potencia aparente máxima diaria de cada circuito del período Julio 2006 – Julio 2007. De este registro no se debe tomar en cuenta aquellos valores que corresponden a traspasos de temporales carga. Con la demanda estimada y con el programa ASP es posible obtener la demanda promedio máxima en el punto de ubicación del reconectador
I C =
kVAdem 3 × V
Donde; IC: corriente máxima promedio en el punto de ubicación del reconectador. kVAdem: Potencia aparente en el punto de ubicación del reconectador. V: nivel de tensión de la subestación.
68
Para el cálculo de la corriente máxima a recuperar en caso de emergencia se debe determinar la corriente del peor caso de todas las interconexiones existentes aguas abajo del reconectador.
Protección de neutro Para determinar la corriente umbral (pickup) de neutro se debe considerar un desbalance entre las fases del 30%. Por esto, la corriente umbral debe ser mayor al 30% de la sumatoria de la corriente máxima de carga alimentada por el reconectador y de la corriente máxima a recuperar en caso de emergencia multiplicada por un factor de crecimiento de carga igual a 1.3. También debe ser menor a la corriente de cortocircuito monofásica mínima al final del circuito, sin tomar en cuenta los tramos que se añaden en caso de recuperar carga.
Icc1ϕ min ≥ I o ≥ 0.3 × (1 .3 × ( I C + I R ))
Donde Icc1φmin: corriente de cortocircuito monofásica mínima al final del circuito. Io: corriente umbral de neutro. IC: corriente máxima de carga alimentada por el reconectador. IR: corriente máxima a recuperar en caso de emergencia.
Para la protección de fase y neutro, se debe verificar que la corriente de falla trifásica o monofásica máxima en el punto de instalación del reconectador es menor que la capacidad de interrupción del equipo. 69
5.2.4 COORDINACIÓN ENTRE RELÉ DE SOBRECORRIENTE Y FUSIBLES
Este caso se puede observar en la figura 5.8, donde el relé de sobrecorriente se encuentra aguas arriba del fusible.
Figura 5.8. Coordinación entre relé de sobrecorriente y fusibles
Ante una falla aguas abajo del fusible, éste se debe fundir antes que el relé de sobrecorriente accione su interruptor para lograr la selectividad del sistema. Para ello se toma el siguiente criterio:
tr = t tf + IC
Donde: t r: tiempo de operación del relé de sobrecorriente t tf : tiempo total de despeje del fusible para la falla IC: intervalo de coordinación (0.2 – 0.4 seg)
70
5.2.5. COORDINACIÓN ENTRE RELÉ DE SOBRECORRIENTE Y RECONECTADOR
Este caso se presenta en la figura 5.9. En el caso de que el relé de sobrecorriente sea numérico, éstos están programados para que la reposición sea instantánea, por lo que solo es necesario garantizar la coordinación estática. En el caso de que el relé de sobrecorriente sea electromecánico, se debe tomar en cuenta el comportamiento dinámico del disco de inducción del relé de sobrecorriente, puesto que para lograr selectividad, se debe asegurar que ante fallas aguas abajo del reconectador, el contacto móvil del relé no alcance su nivel de operación aún cuando se lleven a cabo todas las operaciones del reconectador.
Figura 5.9. Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador
Coordinación estática
Para garantizar selectividad entre el relé de sobrecorriente y el reconectador se debe garantizar un intervalo de 0.44 segundos entre la curva más lenta del reconectador y la del relé de sobrecorriente en el nivel de cortocircuito máximo donde se instale el reconectador. Los 0.44 segundos corresponde a la suma del posible error en el relé de sobrecorriente, error en el reconectador, intervalo de seguridad y tiempo de interrupción del reconectador. Según la guía “Estudio de Sistemas de Protecciones en Sistemas de Distribución” realizado por la C.A. La Electricidad de Caracas en el año 1995, para garantizar selectividad debe existir un intervalo mayor a 0.3 segundos entre la curva más lenta del reconectador y la del relé de sobrecorriente en el nivel de cortocircuito donde se instale el reconectador (no se toma en cuenta el intervalo de 71
seguridad ni el tiempo de interrupción del reconectador). Esto es válido debido a lo difícil de lograr los 0.44 segundos.
Coordinación dinámica
Para conseguir la selectividad deseada, se debe garantizar que el porcentaje de avance neto del relé de sobrecorriente durante las operaciones del reconectador sea menor al 80%.
% Avanceneto ≤ 80% Para esto, se debe calcular el porcentaje de avance del disco de inducción durante las operaciones del reconectador y el porcentaje de retroceso del mismo durante los tiempos muertos. Finalmente, se resta el porcentaje de avance menos el porcentaje de retroceso como se muestra a continuación
% Avance =
T operación Re conectador ⋅ 100 T operación Re lé
% Re troceso =
% Avanceneto
=
T muerto Re conectador ⋅ 100 T reposición Re lé
∑ (% Avance − % Re troceso)
En este trabajo no se realiza la coordinación dinámica en caso de que el relé sea electromecánico. Todos los tiempos muertos del reconectador serán de 10 segundos, tiempo suficiente para que el disco no dé la orden de apertura durante las operaciones del reconectador. Debido a esto, la coordinación entre relé de sobrecorriente electromecánico y reconectador se realizara únicamente con la coordinación estática. 72
5.2.6. COORDINACIÓN ENTRE RECONECTADORES
Ante una falla aguas abajo del reconectador R2, es deseable que éste maneje el despeje de la falla sin que el reconectador R1 opere (ver figura 5.10).
Figura 5.10. Coordinación entre Reconectadores
Para lograr la coordinación de estos equipos se tiene que: •
El reconectador R2 debe actuar en su curva lenta antes que el reconectador R1 para cualquier valor de corriente de cortocircuito. La diferencia entre sus curvas lentas deberá ser mayor que 0.2 segundos.
•
Si la corriente de disparo es igual para ambos reconectadores, se utilizan curvas de operación lenta diferentes con secuencias de operación iguales
•
Si la corriente de disparo es diferente se puede utilizar las mismas curvas de operación lenta.
Si ocurre una falla permanente aguas abajo del reconectador R2, y los reconectadores se encuentran ajustados como se describió anteriormente, entonces la secuencia de operación sería como sigue: 1. Disparo de R2 con su curva rápida 2. Recierre de R2 3. Disparo de R2 con su curva rápida 4. Recierre de R2 73
5. Disparo de R1 con su curva rápida 6. Recierre de R1 7. Disparo de R1 con su curva rápida 8. Recierre de R1 9. Disparo de R2 con su curva temporizada 10. Recierre de R2 11. Bloqueo de R2 con su curva temporizada
Como se puede observar, esta secuencia de operación tiene el efecto indeseable de que el reconectador R1 opera, aumentando el número de clientes interrumpidos momentáneamente por la falla y generando un desgaste innecesario de los mecanismos y contactos del reconectador. Estas operaciones indeseadas del reconectador R1, pueden eliminarse con los reconectadores usados por la C.A. La Electricidad de Caracas, ya que poseen la característica de coordinación de secuencia de zona La coordinación de secuencia de zona es un método de coordinación que evita disparos indeseables de un reconectador de respaldo para una falla mas allá de un reconectador aguas abajo. Esta característica incrementa el contador de disparos de los reconectadores siempre que un enganche de elemento de falla es despejado, antes de que su esquema de protección genere un comando de disparo. Se debe notar que esto incrementará pero no generará el disparo de bloqueo. Si el reconectador R1 tiene activada la coordinación de secuencia de zona, entonces la secuencia de operación para una falla aguas abajo de R2 seria como se muestra a continuación:
1. Disparo de R2 con su curva rápida 2. Recierre de R2 74
3. Disparo de R2 con su curva rápida 4. Recierre de R2 5. Disparo de R2 con su curva temporizada 6. Recierre de R2 7. Bloqueo de R2 con su curva temporizada
5.2.7. COORDINACIÓN ENTRE RECONECTADOR Y FUSIBLES
En la figura 5.11 se presenta este caso, donde el fusible se encuentra aguas abajo del reconectador
Figura 5.11. Coordinación entre reconectador y fusibles
Es necesario elegir entre dos tipos de filosofías de protección expuestas a continuación: Ahorro de fusibles: esta filosofía se aplica cuando el ramal a proteger por fusibles alimenta una zona con alta frecuencia de fallas transitorias, producto de roce de conductores con ramas de árboles, animales sobre los conductores o descargas atmosféricas. El reconectador debe ajustarse para que realice un par de operaciones rápidas y un par de operaciones lentas. Las operaciones rápidas deben ser más rápidas que el fusible, para así despejar una falla transitoria. Si luego de las operaciones rápidas la falla persiste, el reconectador operará más lentamente que el fusible, permitiendo que la falla sea finalmente despejada por el fusible. De lograr el despeje exitoso de la
75
falla transitoria no sólo se estará evitando la salida del servicio de los clientes conectados al ramal, sino también los costos asociados al restablecimiento del servicio. Sacrificio de fusibles: si el troncal del alimentador presenta clientes con cargas sensibles a las fallas transitorias, los cuales producen perturbaciones bruscas de voltaje y corriente, entonces se prefiere dejar que actúe el fusible que protege al ramal bajo falla. Para ello se debe ajustar el reconectador de manera tal que ejecute una operación rápida y tres operaciones lentas. Para cualquiera de las filosofías expuestas anteriormente, se deben cumplir dos criterios:
•
El tiempo mínimo de fusión del fusible debe ser mayor que el tiempo de apertura del reconectador en su curva de operación rápida por un factor de 1.5
t mín
≥ 1.5
fusión
•
t aper
rápida
El tiempo máximo de fusión del fusible debe ser menor que el tiempo mínimo de apertura en la curva temporizada
t máx
≤
fusión
t aper
temporizad a
5.2.8. CRITERIOS USADOS POR LA EMPRESA PARA LA SELECCIÓN DE FUSIBLES DE LÍNEA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN. [11]
a. Corriente máxima de cortocircuito: La corriente máxima de cortocircuito en el punto donde se desee instalar los fusibles de línea, no debe exceder los 8.000 Amp rms simétricos.
76
b. Mínimo fusible a utilizar: No se debe utilizar fusibles de tamaño inferior al 10T. De esta manera se evita operaciones no deseadas ocasionadas por descargas atmosféricas. c. Corriente de carga en el tramo a proteger: Para obtener la corriente máxima de carga en el tramo a proteger, se puede utilizar dos métodos: •
Colocar registradores de carga en el ramal. Esto permitirá tener registro de todas las fases.
•
Mediante los planos de operación, determinar las capacidades de todos los transformadores existentes en el ramal y multiplicarlo por su porcentaje de carga, el cual se obtiene mediante el SIMIP
Independientemente del método que se use, se toma como corriente de carga, la mayor entre todas las fases. d. Corriente de carga para seleccionar la capacidad nominal del fusible: se recomienda que el fusible a instalar tenga una capacidad nominal mayor o igual a 1.3 veces la corriente de carga obtenida en el punto anterior. De esta forma se permite el crecimiento natural de la carga, se dispone de un factor de seguridad y se asegura que el fusible no sufrirá daños por la corriente de reenergización en frío. e. Corriente de conexión para el circuito ramal: Para evitar la fusión indeseada del fusible por efecto de la corriente de conexión de los transformadores de distribución instalados aguas abajo, se recomienda que el fusible a instalar tenga una corriente nominal mayor o igual al 40 % de la sumatoria de la corriente a plena carga (nominal o de placa) de los transformadores de distribución aguas abajo, considerando la fase con mayor carga instalada. f. Coordinación con el fusible del transformador de mayor potencia aguas abajo: El fusible de línea 1 debe coordinar con el fusible del transformador de distribución de 77
mayor potencia nominal instalado aguas abajo 2 (ver figura 5.12). La coordinación se requiere para fallas en el circuito secundario del transformador de distribución.
Figura 5.12. Coordinación con el fusible del transformador de mayor potencia aguas abajo
Con las impedancias especificadas para los transformadores de distribución tipo intemperie, normalizados por La Electricidad de Caracas, la coordinación entre el fusible del transformador mayor 2 y el fusible de línea 1, se asegura si se cumple la Tabla XXII.
Tabla XXII. Coordinación entre el fusible del transformador mayor 2 y el fusible de línea 1 FUSIBLE DEL TRANSFORMADOR MAYOR (2) 3H 6T 8T 10T 15T 20T 25T 30T 40T 50T 65T
MINIMO FUSIBLE DE LINEA (1) 10T 10T 15T 15T 25T 30T 40T 50T 65T 80T 100T
g. Sensibilidad: Los fusibles de línea a instalar deben ser sensibles a las corrientes de falla existentes en el punto más lejano del ramal del circuito protegido. 78
5.3
COORDINACIÒN
DE
PROTECCIONES
EN
LOS
CIRCUITOS
CON
RECONECTADORES DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS En el anexo 5 está todas las coordinaciones de protecciones de los circuitos de la Región Este de la C.A. La Electricidad de Caracas. A continuación se muestra la coordinación de protecciones del esquema 1, que se denominó Esquema Cortada del Guayabo ya que está compuesto principalmente por circuitos de la S/E Cortada del Guayabo. ESQUEMA CORTADA DEL GUAYABO
En la figura 5.13 se muestra el esquema de reconectadores de Cortada del Guayabo, indicándose la corriente de carga que circula por el reconectador y la corriente máxima a recuperar en caso de ocurrir una falla en un circuito vecino.
Figura 5.13. Corriente nominales y de recuperación en el esquema Cortada del Guayabo
79
Placer A5
Figura 5.14. Diagrama unifilar - Placer A5
Para la coordinación de fase, ante una falla aguas abajo del reconectador mayor a 1200A no se garantiza selectividad, ya que el instantáneo del relé de sobrecorriente de la subestación va a actuar antes que el reconectador (ver figura 5.15). Es necesario aumentar el instantáneo del relé a un valor equivalente entre 1.25 y 1.5 veces el nivel de cortocircuito máximo en el punto de instalación del reconectador. Al ajustar el instantáneo en 65 (ver figura 5.16), se garantiza selectividad entre el relé de sobrecorriente y el reconectador, ya que existe una diferencia un poco mayor a 0.3 segundos entre las curvas de ambos equipos de protección en el nivel de cortocircuito máximo donde está instalado el reconectador. Al ajustar el instantáneo en 65, el conductor no va a sufrir daños en caso de ocurrir una falla mayor o igual al ajuste del instantáneo del relé de sobrecorriente, ya que se cumple el criterio entre relé de sobrecorriente y el conductor para que éste no sufra daños, como se muestra a continuación: ( N o recierres + 1) × (t r + t i ) ≤ t d 3 × (0.34 + 0.083) ≤ 1.55 1.27 ≤ 1.55
Para la coordinación del neutro, al igual que en la coordinación de fase, es necesario aumentar el instantáneo del relé de sobrecorriente. Al ajustar el instantáneo en 35 se garantiza selectividad entre el relé de sobrecorriente y el reconectador sin correr peligro de que el conductor sufra daños por sobrecorriente (ver figuras 5.17 y 5.18). No es posible alcanzar los 0.3 80
segundos entre las curvas del relé de sobrecorriente y del reconectador en el nivel de cortocircuito máximo donde se encuentra el reconectador.
Coordinación de fase
Figura 5.15. Coordinación de protecciones de fase - Placer A5.
81
Figura 5.16. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Placer A5.
82
Coordinación de neutro
Figura 5.17. Coordinación de protecciones de neutro - Placer A5.
83
Figura 5.18. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Placer A5
84
Cortada del Guayabo A6
Figura 5.19. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A6 Para la coordinación de fase, existe una diferencia un poco mayor a 0.2 segundos entre la curva del reconectador RS2 y la curva del relé de sobrecorriente para el nivel de cortocircuito máximo en el punto de instalación de RS2, no fue posible alcanzar los 0.3 segundos que garantizan selectividad entre estos equipos de protección. Se logró selectividad entre los reconectadores RS2 y RS3. Con respecto a la coordinación entre el reconectador RS2 y los fusibles de línea instalados en la zona del reconectador RS2, el tiempo máximo de despeje de los fusibles siempre es menor que el tiempo mínimo de apertura en la curva temporizada del reconectador RS2 para los valores de cortocircuito que se pueden presentar en las zonas protegidas por los fusibles (el máximo valor de corriente ocurre en el ramal protegido por el fusible 30T con una corriente igual a 2208A). El tiempo mínimo de fusión del fusible 25T es mayor que el tiempo de apertura del reconectador RS2 en su curva de operación rápida multiplicada por un factor de 1.5. Entre el reconectador RS3 y los fusibles presentes en su zona, se garantizan los criterios explicados para el reconectador RS2 y los fusibles instalados en su zona. Con respecto a la coordinación del neutro, se logró una diferencia de 0.2 segundos entre la curva del relé de sobrecorriente y el reconectador RS2 para el nivel de cortocircuito máximo donde se encuentra este reconectador. Con respecto a la coordinación entre los reconectadores, no fue posible garantizar 0.2 segundos entre los dos reconectadores para corrientes mayores a 290A, 85
pero siempre hay una diferencia mayor a 0.04 segundos, que es tiempo de interrupción de los reconectadores (ver figura 5.21). Coordinación de fase
Figura 5.20. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A6
86
Coordinación de neutro
Figura 5.21. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A6
87
Cortada del Guayabo A2
Figura 5.22. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A2
En este caso, al realizar la coordinación de protecciones para fase (ver figura 5.23), se pudo cumplir con los criterios establecidos para coordinación entre relé de sobrecorriente y reconectador. Para las curvas lentas de los reconectadores, se pudo cumplir con una diferencia de 0.2 segundos entre los reconectadores RS4 y RS5, y los reconectadores RS5 y RS6. A pesar de que aguas abajo del reconectador RS6 no hay fusibles instalados, se le colocó una curva rápida, al igual que a los otros dos reconectadores, y aplicando la opción de coordinación de secuencia de zona a los reconectadores RS4 y RS5, se inhibe la operación de las curvas rápidas de los reconectadores RS4 y RS5 ante cualquier falla aguas abajo del reconectador RS6, garantizándose un mejor servicio eléctrico. En caso de ocurrir una falla aguas abajo del reconectador RS5, es probable que los reconectadores RS4 y RS5 operen en su curva rápida ya que sus curvas están muy cercanas (existe una diferencia menor a los 3 ciclos entre las curvas), pero el reconectador RS5 es el que queda definitivamente abierto al operar las curvas lentas. Fue necesario aumentar el ajuste del instantáneo del relé de la subestación en 65 (ver figura 5.24). A continuación se demuestra que el conductor no sufre daños debido al reajuste del instantáneo.
88
( N o recierres + 1) × (t r + t i ) ≤ t d 3 × (0.37 + 0.083) ≤ 1.57 1.36 ≤ 1.57
Con respecto a la coordinación del neutro (ver figura 5.25), hay 0.2 segundos de diferencia entre el relé de sobrecorriente y el reconectador RS4 para el nivel de cortocircuito máximo en el punto de instalación de RS4. Entre los reconectadores RS4 y RS5 se consiguió una diferencia de 0.15 segundos para el nivel de cortocircuito en la ubicación del reconectador RS5, mientras que entre los reconectadores RS5 y RS6 se consiguió una diferencia de 0.18 segundos para el nivel de cortocircuito en la ubicación del reconectador RS6 . Al igual que en el caso para coordinación de fase, en necesario reajustar el instantáneo a 45 (ver figura 5.26).
89
Coordinación de fase
Figura 5.23. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A2
90
Figura 5.24. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Cortada del Guayabo A2
91
Coordinación de neutro
Figura 5.25. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A2
92
Figura 5.26. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Cortada del Guayabo A2
93
Cortada del Guayabo B2
Figura 5.27. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo B2
Para este circuito no se encontraron problemas para realizar la coordinación de protecciones. Para la coordinación de protecciones de fase (ver figura 5.28) se pudo cumplir con el rango establecido para la coordinación entre el relé de sobrecorriente y el reconectador RS7 (hay una diferencia mayor de 0.44 segundos entre la curva del relé de sobrecorriente y el reconectador RS7 para el nivel de cortocircuito máximo en el punto de instalación de RS7). Para todo valor de corriente existe un una diferencia mayor a 0.2 segundos entre las curvas temporizadas de los reconectadores. Las curvas temporizadas de los reconectadores son más lentas que las curvas que representa el tiempo máximo de fusión de los fusibles. También se cumple el criterio que establece que el tiempo mínimo de fusión de los fusibles debe ser mayor que el tiempo de apertura del reconectador (el reconectador aguas arriba del fusible) en su curva de operación rápida multiplicada por un factor de 1.5. Es posible que el reconectador RS7 actúe por orden de la curva rápida ante fallas aguas abajo del reconectador RS9. Sin embargo, el reconectador que queda abierto siempre será el RS9 para esa situación. Al reconectador RS7 se le debe activar la opción de coordinación de secuencia de zona Con respecto a la coordinación del neutro, se cumplieron todos los criterios establecidos para la coordinación entre relé de sobrecorriente y reconectador y coordinación entre reconectadores (ver figura 5.29).
94
Coordinación de fase
Figura 5.28. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B2
95
Coordinación de neutro
Figura 5.29. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B2
96
6. CONCLUSIONES
a) Se realizó estudio de ubicación óptima de reconectadores y de coordinación de protecciones, usando las metodologías y herramientas disponibles en la C.A. La Electricidad de Caracas.
b) Para el estudio de ubicación óptima de reconectadotes:
Se realizó un análisis del reporte de fallas de cada circuito, para así estudiar diferentes estrategias de solución ante los problemas encontrados y tomar una decisión sobre la reubicación de reconectadores con la ayuda de la herramienta computacional ASP.
Se estudiaron 45 reconectadores, correspondientes a 22 circuitos
Se propuso desincorporar 2 reconectadores del tipo lazo y 3 reconectadores del tipo secuencial.. Esto se hizo debido a que dichos reconectadores han operado muy poco ya que protegen a circuitos que presentan muy baja ocurrencia de fallas. Los reconectadores desincorporados podrían ser reubicados en otros circuitos, no estudiados en este trabajo, que no poseen reconectadores.
Se recomendó reubicar 6 reconectadores, en 5 circuitos: 3 circuitos de la S/E Palo Verde, un circuito de la S/E Placer y un circuito de la S/E Cortada del Guayabo
No se consideró necesario recomendar la incorporación de más reconectadores en los circuitos estudiados
Como consecuencia de la existencia de ramales con fallas reincidentes producto de la vegetación y de ramales cuyos conductores se encuentran bastante cerca de vegetación, se recomendó la instalación de 13 fusibles de línea: 7 fusibles para 3 circuitos de la S/E 97
Sureste, 3 fusibles para un circuito de la S/E Placer y 3 fusibles para 3 circuitos de la S/E Cortada del Guayabo
Con la reubicación de los 6 reconectadores y la instalación de los 13 fusibles recomendados, la cantidad de carga interrumpida ante posibles fallas debiera disminuir de manera significativa.
c) Con respecto a la coordinación de protecciones:
Para las protecciones de fase, en la mayoría de los casos se pudo cumplir con la separación de 0.3 entre la curva del relé de sobrecorriente y la curva del reconectador instalado aguas abajo de la subestación. En los casos que esto no se pudo cumplir, la separación es mayor o igual a 0.2 segundos. Además, se pudo cumplir con la separación 0.2 segundos entre las curvas de los reconectadores y se cumplieron los criterios establecidos para la coordinación entre reconectadores y fusibles.
Para las protecciones de neutro no fue posible cumplir la separación establecida entre las curvas de relé de sobrecorriente y reconectador, ni las establecidas entre las curvas de dos reconectadores.
En muchos casos, para la coordinación de protecciones de fase y neutro fue necesario recomendar el reajuste del instantáneo del relé de sobrecorriente, ya que el nivel del cortocircuito máximo en el punto de instalación del reconectador era mayor que el valor del instantáneo del relé. En tales casos se verificó la correcta protección del conductor.
98
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Naranjo E. Alberto. “Guía de Ayuda del Programa ASP”. C.A La Electricidad de Caracas. [2] CYME Internacional Inc. “CYMTCC Bajo Entorno Windows: Guía del Usuario y Manual de Referencia”. Septiembre 1997 [3] Serrano Mundaraín, Ettore “Estudio de Protección Suplementaria y Automatización de la Red Aérea de Distribución Primaria de la S-E Carayaca” Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Febrero, 1996. [4] Yamoza, Jessica “Estudio de Protecciones en el Sistema de Distribución de la C.A. ELEGGUA Filial de la E.D.C.” Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Abril, 2007. [5] Padilla Rivero, Darwin José “Automatización de los Circuitos B1 y B4 de la Subestación Propatria y los Circuitos B6 y B7 de la Subestación Yaguara Mediante el Uso de Protecciones Suplementarias”. Informe de Pasantía. Instituto Universitario Politécnico de las Fuerzas Armadas Nacionales. 2007.
99
[6] C.A. La Electricidad de Caracas “Norma de Diseño (IID) 3 – 2006. Protección Complementaria de Alimentadores Primarios de Distribución” Septiembre 2006. [7] C.A. La Electricidad de Caracas “Norma de Diseño (IID) 4 – 2006. Protección Complementaria de Alimentadores Primarios de Distribución” Septiembre 2006.
[8] Rodríguez, Nancy “Estudio de Protección Suplementaria en Circuitos de Distribución. Diagrama de Flujo de Datos” Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. Septiembre ,1992. [9] Soto Torres, Carmen Elisa. “Estudio de Coordinación y ajuste de protecciones en tres circuitos de la S/E Turén en 13.8kV” Informe de Pasantía. Universidad Simón Bolívar. 2005. [10] www.laedc.com.ve [11] C.A. La Electricidad de Caracas “Norma de Diseño (IID) 9-2006: Criterios Para la Selección de Fusibles de Línea en Alimentadores Primarios Aéreos de Distribución” [12] Ministerio de Energía y Minas. República Bolivariana de Venezuela. “Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad” 100
ANEXO 1. CÁLCULO DE PENALIZACIONES [12].
Para el cálculo de las penalizaciones, será necesario obtener la frecuencia de interrupción y el tiempo total anual de interrupción. Para ello se utilizarán las ecuaciones que se mostraron en el capitulo 4.1 n
FMIKj
=
kVAfs (i) j ∑ i 1 =
kVAinstj
n
TTIKj
=
n
kVAfs (i) j × Tfs (i) j ∑ MVA min(i ) j × 1000 ∑ i 1 i 1 =
=
kVAinstj
=
kVAinstj
Los valores límites de FMIK y TTIK admitidos por alimentador se muestran en la Tabla XXIII: Tabla XXIII. Valores Límites de FMIK y TTIK. Tipo de Usuario Muy Alta Densidad Alta Densidad Mediana Densidad Baja Densidad Muy Baja Densidad
Donde
101
FMIK TTIK
2 2 3 3 4
2 3 3 4 4
Alimentador de Alta Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 550 kVA/km y menor o igual que 1000 kVA/km. Alimentador de Baja Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 75 kVA/km y menor o igual que 150 kVA/km. Alimentador de Mediana Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 150 kVA/km y menor o igual que 550 kVA/km. Alimentador de Muy Alta Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 1000 kVA/km. Alimentador de Muy Baja Densidad: Alimentador cuya densidad lineal de carga es menor o igual que 75 kVA/km.
En caso que alguno de los indicadores de Frecuencia de Interrupción y Tiempo Total de Interrupción, exceda los valores límites, se calculará la energía sujeta a sanción de la siguiente manera:
•
Incumplimiento únicamente de la frecuencia de interrupción: ENSF j = (FMIK j − LimFMIK j )× (
•
Incumplimiento únicamente del tiempo de interrupción: ENST j
•
TTIK j ETF )× FMIK j NHP
=
(TTIK j − LimTTIK j )× ETF NHP
Incumplimiento de ambos indicadores: 102
Se calculan los valores indicados en las ecuaciones anteriores y se utiliza el mayor de los dos. Donde: ENSF j: energía sujeta a sanción por Frecuencia de interrupciones ocurridas en el período. ENST j: energía sujeta a sanción por Duración de interrupciones ocurridas en el período. LimTTIK j: límite permisible de duración total de interrupciones en el período. LimFMIK j: límite permisible de Frecuencia total de interrupciones en el período. ETF: energía total facturada por el circuito o grupo de circuitos en el período NHP: número de horas del período de evaluación.
Las sanciones originadas por el incumplimiento de los valores admisibles de los indicadores de calidad, se aplicarán considerando el Factor de Penalización de acuerdo con el Carácter de la Sanción. Ver tabla XIV.
Tabla XXIV. Factor de Penalización Carácter Ocasional Carácter Reiterado 10 15
Donde: Carácter ocasional: cuando en hasta tres (3) períodos de control se incurran en infracciones de la misma naturaleza, en un año calendario. Carácter reiterado: cuando en cuatro (4) períodos de control se incurra en infracciones de la misma naturaleza, en un año calendario.
103
Luego, los montos de las sanciones por incumplimientos de los niveles de Calidad del Servicio Técnico se calcularán mediante la siguiente expresión: Sanción = ENS × FP × PPE
Donde: Sanción: Monto base de la multa a ser aplicada en Bs. ENS: Cantidad de energía no suministrada expresada en Kwh por concepto de la sanción. FP: Factor de penalización. PPE: Precio promedio de la energía, en Bs/kWh.
104
ANEXO 2. UBICACIÓN DE RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS.
ESQUEMA 2
Cortada de Guayabo A7
Tabla XXV. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A7 RS2 – Final del Total circuito Causa por Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin causa Fallas 6 22 1 29 Desconocidas MVAmin 1653,2 2481,2 101,7 4236,1 Fallas 2 2 1 5 Vegetación MVAmin 1273,3 207,7 11,1 1492,1 Interferencia Fallas 1 1 de animal MVAmin 37,9 37,9 Choque de Fallas 2 2 vehículo MVAmin 1641,1 1641,1 1 1 Roce de camión Fallas con línea MVAmin 347,2 347,2 Hurto de Fallas 1 1 material MVAmin 230,4 230,4 Fallas 1 1 Rayo MVAmin 237,5 237,5 Aislador Fallas 1 1 fallado MVAmin 44,9 44,9 Total por tramo 14 5420,6 24 2688,9 3 157,7 S/E - RS1
RS1 - RS2
Se puede observar en la tabla XXV que la las fallas que más perjudican este circuito se encuentran aguas arriba del reconectador RS1. Se puede notar la reincidencia de choques de vehículos con poste o líneas de distribución a la salida de la subestación, por lo que se recomienda un estudio para reubicar la línea o reforzar los postes. De las 22 fallas en el tramo 105
RS1 – RS2, 20 fueron despejadas por el reconectador RS1. Al realizar el estudio de ubicación óptima de ambos reconectadores se determinó que éstos están ubicados en los lugares óptimos (ver figura A2.1)
Figura A2.1. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo A7
Tabla XXVI. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo A7 Tramo S/E - RS1 RS1 - RS2 RS2 - Final del circuito
kVA instalados 1227,5 2575
Cantidad de fallas 9 4
790
2
106
FMIK 6,41
ESQUEMA 3 Cortada de Guayabo B4
Este circuito presenta dos reconectadores, cada uno se encarga de proteger un ramal. En la tabla XXVII se puede observar el comportamiento del circuito a lo largo del año en estudio
Tabla XXVII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B4 RS1 - Final del RS2 - Final del Total circuito circuito Causa por Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin causa Fallas 8 1 1 10 Desconocidas MVAmin 528,5 7,4 2,8 538,7 Fallas 1 11 12 Vegetación MVAmin 13,2 1514,6 1527,8 Defecto de Fallas 1 1 2 Instalación MVAmin 37,9 26,4 64,3 Falla en Fallas 1 1 reconectador MVAmin 36,8 36,8 Total por tramo 10 579,6 2 33,8 13 1554,2 S/E - RS1 y RS2
El reconectador RS1 operó 15 veces, mientras que el reconectador RS2 operó 27 veces. El reconectador RS2 ha sido de gran utilidad ya que ha despejado 11 fallas producto de la vegetación. En la figura A2.2 se puede observar la ubicación actual y óptima de los reconectadores. Entre la ubicación óptima y actual del reconectador 1 no han ocurrido fallas por lo que se decide dejar el reconectador en su ubicación actual. Con respecto al reconectador 2 se decide dejarlo en su lugar actual ya que aguas arriba de éste existe un cliente importante.
107
Figura A2.2. Ubicación de equipos de protección complementaria - Cortada del Guayabo B4
En la tabla se muestra el escenario actual del circuito Cortada de Guayabo B4
Tabla XXVIII. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo B4 kVA instalados S/E - RS1 y RS2 1072,5 RS1 - Final del 1822,5 circuito RS2 - Final del 1325 circuito Tramo
108
Cantidad de fallas 2 1 12
FMIK
4,71
ESQUEMA 5 Miranda B1
En la tabla XXIX se puede observar el comportamiento del circuito durante el año en estudio. Tabla XXIX. Registro de fallas - Miranda B1 Causa Fallas MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Falla en Fallas reconectador MVAmin Total por tramo
S/E - RS1 Fallas
MVAmin
0
0
Desconocidas
RS1 - Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin 2 2 389,5 389,5 1 1 625,6 625,6 1 1 448,1 448,1 4 1463,2
Todas las fallas ocurrieron aguas abajo del reconectador. Como se puede observar en la figura A2.3, El reconectador no se encuentra ubicado en el lugar óptimo, pero no es factible reubicarlo, ya que la función de este reconectador es proteger clientes importantes (Urbanización Miranda) antes las posibles fallas que pueden ocurrir fuera de la urbanización. El reconectador ha operado 14 veces.
Figura A2.3. Ubicación de equipos de protección complementaria – Miranda B1
109
Tabla XXX. Escenario actual y futuro – Miranda B1 Tramo S/E - RS1 RS1 - Final del circuito
kVA instalados 1565
Cantidad de fallas 0
5665
2
FMIK 1,59
ESQUEMA 6
Hoyo Las Tapias C3
En la tabla XXXI se puede observar que el reconectador no ha despejado ninguna falla. Además de esto no ha despejado ninguna falla transitoria. Cercano a la subestación hay 2 clientes críticos. Se propone eliminar el reconectador de este circuito ya que no ha operado en el período en estudio
Tabla XXXI. Registro de fallas - Hoyo Las Tapias C3 S/E - RS1
Causa Fallas MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Total por tramo
Vegetación
Fallas 3
MVAmin 827,2
3 6
111,6 938,8
110
RS1 - Final del circuito Total por causa Fallas MVAmin 3 827,2 3 111,6 0 0
Palo Verde A1
La mayor cantidad de fallas ocurren aguas abajo del reconectador (ver tabla XXXII). Cuatro de las cinco fallas desconocidas fueron despejadas por un fusible de línea, mientras que la restante fue despejada por el reconectador, el cual operó 31 veces en el período de estudio. La falla más importante ocurrió aguas abajo del reconectador debido a unos aisladores fallados al final del circuito que representaron 2648.4 MVAmin dejados de vender. Se tardó en localizar la falla y el reconectador presentaba problemas de comunicación. Se decide dejar el reconectador en el circuito pero reubicarlo en el lugar óptimo, como se puede observar en la figura A2.4 y revisar la capacidad del fusible que ha despejado 4 fallas por causa desconocida.
Tabla XXXII. Registro de fallas - Palo Verde A1 Causa
S/E - RS2 Fallas
Fallas MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Interferencia Fallas de animal MVAmin Total por causa
MVAmin
Desconocidas
0
0
RS2 - Final del circuito Fallas MVAmin 5 461,9 2 2876,9 1 11,4 8 3350,2
Total por tramo 5 461,9 3 2876.9 1 11,4
Se puede observar en la tabla XXXIII que al reubicar el reconectador en el lugar óptimo, la cantidad de fallas permanece igual por tramo pero varía la cantidad de kVA instalados. Al ocurrir una falla aguas abajo del reconectador reubicando el reconectador, la cantidad de kVA instalados disminuye a casi la mitad. En la visita a campo se determinó que es factible instalar el reconectador en el lugar deseado 111
Tabla XXXIII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A1 Tramo S/E – RS2 RS2 - Final del circuito
kVA instalados Cantidad de fallas FMIK Situación Situación Situación Situación Situación Situación actual futura actual futura actual futura 1857,5 6027,5 0 0 1,17 0,8 9322,5 5152,5 6 6
Se decide eliminar el reconectador lazo RL1 ya que no ha operado durante el año en estudio.
Figura A2.4. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A1
Palo Verde A7
El reconectador RS3 operó 18 veces mientras que el reconectador RS4 operó 29 veces. En la tabla XXXIV se observa que la mayoría de las fallas son por causa desconocida. En el estudio de ubicación óptima de los reconectadores se encontró que la ubicación óptima del reconectador 112
RS3 está bastante cercana a la ubicación actual, por lo que es posible dejarlo donde está, pero debido a que el lugar donde está actualmente tiene problemas de accesibilidad, se decide reubicarlo. Con respecto al reconectador RS4, tampoco está ubicado en el lugar óptimo (ver figura A2.5). Se decide reubicarlo ya que de ésta manera, ante una falla aguas arriba de RS3, toda la carga aguas abajo puede ser recuperada mediante los reconectadores lazo de manera automática. Actualmente solo se puede recuperar la carga aguas abajo del reconectador RS4 de manera automática.
Figura A2.5. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A7
113
Tabla XXXIV. Registro de fallas - Palo Verde A7 RS4 - Final del Total Causa circuito por Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin causa Fallas 3 9 5 17 Desconocidas MVAmin 364 397 495 1255,7 Fallas 1 1 Vegetación MVAmin 13,5 13,5 Defecto de Fallas 1 1 instalación MVAmin 28,1 28,1 Disparo por Fallas 2 2 arma de fuego MVAmin 610,7 610,7 Fallas 2 2 Papagayos MVAmin 137 136,7 Total por tramo 3 364 12 1035,8 8 645 S/E – RS3
RS3 – RS4
En la tabla se muestra la variación de kVA instalados, cantidad de fallas y la mejora del FMIK al reubicar los dos reconectadores
Tabla XXXV. Escenario actual y futuro - Palo Verde A7 Tramo S/E – RS3 RS3 – RS4 RS4 - Final del circuito
kVA instalados Situación Situación actual futura 1947,5 2447,5 2435 3727,5 3835
2042,5
Cantidad de fallas Situación Situación actual futura 0 2 3 3 3
FMIK Situación Situación actual futura 1,37
1,06
1
Palo Verde B3
En la tabla XXXVI se observa que este circuito no se caracteriza por presentar muchas fallas. El reconectador RS5 solo ha despejado una falla de causa desconocida y dos fallas transitorias, mientras que el reconectador RS6 no ha operado. Debido a esto, es posible 114
desincorporarlos del circuito, pero ante la peligrosidad de la zona se decide dejar el reconectador RS5 y ubicarlo en el lugar óptimo. El reconectador RS5 no está ubicado en el lugar óptimo, pero se decide dejarlo donde está ya que el circuito no presenta fallas y al reubicarlo la diferencia entre los kVA instalados aguas arriba del reconectador y los kVA instalados aguas abajo del reconectador es grande (ver figura A2.6). En las tablas se puede observar como no varía el FMIK al eliminar un reconectador en el circuito. Tabla XXXVI. Registro de fallas - Palo Verde B3 RS5 – RS6 RS6 - Final del Causa circuito Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 5 1 Desconocida MVAmin 414,5 55,1 Fallas 1 Papagayos MVAmin 7,4 Total por falla 6 421,9 1 55,1 0 0 S/E - RS5
Tabla XXXVII. Escenario actual - Palo Verde B3 Tramo S/E - RS5 RS5 – RS6 RS6 - Final del circuito
kVA instalados 3535 3727,5
Cantidad de fallas 1 0
1825
0
FMIK 0,39
Tabla XXXVIII. Escenario futuro - Palo Verde B3 Tramo S/E – RS5 RS5 - Final del circuito
kVA instalados 3535
Cantidad de fallas 1
5552.5
0
115
FMIK 0,39
Total por causa 6 469,6 1 7,4
Figura A2.6. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde B3
Palo Verde A4
Se puede observar en la tabla XXXIX que la mayor cantidad de fallas ocurren entre los reconectadores RS7 y RS8 debido a papagayos en contacto con las líneas de distribución, cinco de éstas fallas ocurrieron en el troncal y representaron 2674.8 MVAmin dejados de vender. El reconectador RS7 esta ubicado en el lugar óptimo. La ubicación óptima del reconectador RS8 se encuentra un poco más aguas arriba de la situación actual (ver figura A2.7). Entre la ubicación actual y la óptima de RS7 existen 715 kVA instalados, pero no es una zona que presenta fallas por lo que se decide dejarlo donde está. El reconectador RS7 ha operado 16 veces y despejado 6 desconocidas, mientras que el RS8 ha operado 12 veces. Se recomienda la instalación de un fusible al final del circuito, en un ramal que han ocurrido 2 fallas por papagayos. En la tabla XXXX se muestra como mejora el FMIK al instalar el fusible de línea 116
Tabla XXXIX. Registro de fallas - Palo Verde A4 RS8 - Final del Total Causa circuito por Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin causa Fallas 4 13 17 Desconocida MVAmin 696,1 1243 1939,1 Fallas 1 1 Vegetación MVAmin 238,7 238,7 Disparo por Fallas 1 1 arma de fuego MVAmin 759,5 759,5 Fallas 1 8 2 11 Papagayo MVAmin 1461,1 2846,3 259 4566,4 Total por tramo 7 3155,4 21 4089,3 2 259 S/E - RS7
RS7 – RS8
Tabla XXXX. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4 Tramo S/E - RS7 RS7 - RS8 RS8 - Final del circuito
kVA instalados 2620 3500
Cantidad de fallas 3 15
3635
2
FMIK actual
FMIK futuro
2,73
2,04
Figura A2.7. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A4
117
Palo Verde A3 Tabla XXXXI. Registro de fallas - Palo Verde A3 S/E - RS9
RS9 - Final del circuito Total por causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 2 3 5 Desconocida MVAmin 45,2 317,4 362,6 Defecto de Fallas 2 1 3 instalación MVAmin 423,9 296,3 720,2 Fallas 6 6 Papagayo MVAmin 1176,4 1176,4 Total por tramo 4 469,1 10 1790,1 Causa
Se puede observar en la tabla XXXXI que este circuito es afectado constantemente por lo papagayos en contacto con las líneas de distribución. Todas las fallas que ocurrieron aguas abajo del reconectador menos una (defecto de instalación) fueron despejadas por fusibles de línea. EL reconectador RS9 no está ubicado en el lugar óptimo como se puede observar en la figura A2.8. Tomando en cuenta que todas la mayoría de las fallas fueron despejadas por fusibles, y justo aguas arriba del reconectador hay una clínica y la protege ante posibles fallas aguas abajo del reconectador, se decide dejarlo en su ubicación actual. El reconectador RS9 operó 17 veces y despejó una falla por causa desconocida
Tabla XXXXII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4 Tramo S/E - RS9 RS9 - Final del circuito
kVA instalados 2245
Cantidad de fallas 2
4560
9
118
FMIK 1,56
Figura A2.8. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde A3
ESQUEMA 8 Palo Verde B4
El circuito en estudio presenta un reconectador, el cual despejó 9 fallas transitorias y una falla desconocida. Se puede observar en la tabla XXXXIII que las fallas de mayor importancia ocurrieron aguas arriba del reconectador, debido a defecto de instalación en los elementos que componen el sistema de distribución. Al estudiar la ubicación del reconectador, se obtiene que éste se encuentra ubicado en el lugar óptimo (ver figura A2.9). Aguas arriba del reconectador existen 2 clientes importantes. En la tabla XXXXIV se muestra la distribución de kVA instalados por tramos, cantidad de fallas por tramos y el indicador FMIK del circuito.
119
Tabla XXXXIII. Registro de fallas - Palo Verde B4 S/E - RS1
Causa
Fallas Fallas MVAmin Derrumbe de Fallas poste MVAmin Choque de Fallas vehículo MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Total por tramo
MVAmin
Desconocidas
1 1238,2 3 1981,4 3219,6
4
RS1 -Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin 1 1 74 74 1 1 77 77 1 1238,2 1 4 1088,7 3070,1 3 1239,7
Tabla XXXXIV. Escenario actual y futuro - Palo Verde B4 Tramo S/E - RS1 RS1 -Final del circuito
kVA instalados 8712
Cantidad de fallas 4
9052,5
2
FMIK 5,02
Figura A2.9. Ubicación de equipos de protección complementaria - Palo Verde B4
120
ESQUEMA 9 Sureste B2
En la tabla XXXXV se muestra la distribución de las fallas del período en estudio Tabla XXXXV. Registro de fallas - Sureste B2 RS2 - Final del Total por Causa circuito causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 4 1 5 Desconocidas MVAmin 122,6 99,9 222,5 Fallas 2 8 4 14 Vegetación MVAmin 325,6 1236 1091 2652,6 Choque de Fallas 1 1 vehículo MVAmin 705,6 705,6 Interferencia de Fallas 1 1 animal MVAmin 3,1 3,1 Total por tramo 2 325,6 12 1358,6 7 1899,6 S/E - RS1
RS1 - RS2
El reconectador RS1 ha operado 44 veces mientras que el reconectador RS2 ha operado 49 veces. Sólo existe un cliente crítico que se encuentra aguas abajo del reconectador RS2. De las 5 fallas desconocidas, 4 fueron despejadas por los reconectadores (3 por RS1 y 1 por RS2). Al determinar la ubicación óptima de ambos reconectadores, el reconectador RS2 se mantiene en la misma posición, mientras que el reconectador 1 se ubica un poco mas aguas abajo en el trocal del circuito, pero la distribución de carga varía por la existencia de un ramal entre la ubicación actual y la óptima. Entre la ubicación actual y la óptima del reconectador RS1 se presentó una falla debido a ramas en contacto con las líneas. Al visitar el lugar óptimo del reconectador RS1 se constató que el ramal existente entre la ubicación óptima y actual de RS1 es un ramal muy vulnerable a fallas por vegetación. No es posible instalar un fusible en dicho ramal ya que hay mucha carga (1310 kVA). Se decide dejar los reconectadores donde están y colocar 121
tres fusibles de línea (ver figura A2.10), uno que presentó 5 fallas y otro que presentó 2 fallas por vegetación. El otro fusible se debe a que se detectó en campo la cercanía existente entre las ramas y las líneas de distribución. A continuación se muestra la variación de los kVA instalados, fallas y la mejora del FMIK al instalar los tres fusibles.
Tabla XXXXVI. Escenario actual y futuro - Sureste B2 Tramo S/E - RS1 RS1 - RS2 RS2 - Final del circuito
kVA instalados 305 2165
Cantidad de fallas 2 8
2000
6
FMIK actual
FMIK futuro
6,69
3,25
Figura A2.10. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste B2
Placer B1
En la tabla XXXXVII está el registro de fallas de este circuito. De todas las fallas que ocurrieron aguas abajo del reconectador, cinco fueron despejadas por un fusible de línea, y las restantes dos ocurrieron al final del circuito debido a árboles caídos. Al realizar el estudio de ubicación óptima del reconectador RS3, se determinó que la ubicación óptima está un poco mas
122
aguas abajo de la ubicación actual, solo hay 75 kVA instalados entre la ubicación óptima y la actual (ver figura A2.11), por lo que se decide dejarlo en la ubicación actual.
Tabla XXXXVII. Registro de fallas - Sureste B2 S/E - RS3
Causa Fallas MVAmin Fallas Vegetación MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Interferencia Fallas de animal MVAmin Total por tramo
Desconocidas
Fallas 1
MVAmin 26
1 85,3
RS3 - Final del circuito Fallas MVAmin 1 12.6 5 528,7
1 44 1 3
155,3
7
3,5 544.8
Total por causa 2 38.6 7 614 1 44 1 3,5
Figura A2.11. Ubicación de equipos de protección complementaria – Placer B1
En la tabla XXXXVIII se muestra la distribución de kVA instalados, fallas existentes por tramo y el indicador FMIK del circuito Sureste B2. 123
Tabla XXXXVIII. Escenario actual y futuro – Placer B1 Tramo S/E – RS3 RS3 - Final del circuito
kVA instalados 1235 1505
Fallas
FMIK
2 7
2,29
ESQUEMA 10
Placer B2
En la tabla XXXXIX se puede observar que la gran mayoría de las fallas se deben a la vegetación y ocurren aguas abajo del reconectador RS1. Al estudiar la ubicación óptima del reconectador RS1 se encontró que éste no está ubicado en el lugar óptimo (ver figura A2.12). Probablemente se colocó donde está para permitir recuperar carga mediante el reconectador lazo que interconecta con Sureste A3, pero debido a que este no ha operado en el período en estudio, y solo hubo una falla aguas arriba del reconectador que solo afecto un transformador, se decide reubicar al reconectador en el lugar óptimo. Se propone la instalación de tres fusibles en tres ramales, uno que presentó dos fallas por árboles caídos, otro que solo presentó una falla por vegetación y otro que no presentó fallas. Con respecto a los dos últimos ramales se detecto en la visita a campo la vulnerabilidad que presenta ante posibles fallas producto de la gran vegetación existente. En la tabla XXXXX se puede observar la mejora del FMIK al reubicar el reconectador e instalar los tres fusibles de línea. Con respecto al reconectador que interconecta el circuito Placer B2 con Sureste A3, se decide desincorporarlo del sistema ya que no ha sido necesario cerrarlo para recuperar carga en el período en estudio. 124
Tabla XXXXIX. Registro de fallas - Placer B2 S/E - RS1
Causa
Fallas Fallas MVAmin Fallas Vegetación MVAmin Objetos sobre Fallas la línea MVAmin Fallas Interferencia de animal MVAmin Total por tramo
MVAmin
Desconocidas
RS1 - Final del circuito Fallas MVAmin 7 422,9 12 3269 2 381,5
1 1
1,3 1,3
21
Total por causa 7 422,9 12 3269 2 381,5 1 1,3
4073,4
Tabla XXXXX. Escenario actual y futuro – Placer B2 Tramo S/E - RS1 RS1 - Final del circuito
kVA instalados Situación Situación actual futura 710 1667,5 2707,5
1750
Cantidad de fallas Situación Situación actual futura 1 4 16
13
FMIK Situación Situación actual futura 7,7
Figura A2.12. Ubicación de equipos de protección complementaria - Placer B2
125
5
ESQUEMA 11 Sureste A1
En la tabla XXXXXI se presenta el registro de fallas de este circuito. Tabla XXXXXI. Registro de fallas – Sureste A1 Causa Fallas MVAmin Fallas Vegetación MVAmin Interferancia Fallas de animales MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Total por tramo
Desconocidas
RS1 - Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin 3 4 7 117,2 121,2 238,4 2 2 542,9 542,9 2 2 4 10,1 23,5 33,6 1 1 2 278,6 62,8 341,4 6 405,9 9 750,4 S/E – RS1
Las fallas ocurrieron distribuidamente a lo largo del circuito. El reconectador ha operado 43 veces durante el año en estudio. En el estudio de ubicación óptima del reconectador se determinó que la ubicación óptima se encuentra ubicado un poco mas aguas abajo de la ubicación actual; solo hay 200 kVA instalados entre la ubicación óptima y la actual, por lo que se decide dejarlo en la ubicación actual (ver figura A2.13). En la tabla XXXXXII se muestra la distribución de kVA instalados, fallas existentes por tramo y el indicador FMIK del circuito Sureste A1.
126
Tabla XXXXXII. Escenario actual y futuro – Sureste A1 Tramo S/E – RS1 RS1 - Final del circuito
kVA instalados 1960
Cantidad de fallas 3
1585
7
FMIK actual 4,78
Figura A2.13. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste A1
Sureste B1
En la tabla XXXXXIII se presenta el registro de fallas de este circuito del período en estudio . Se puede observar que las 3 fallas ocurrieron aguas arriba del reconectador RS3. Este reconectador ha operado 12 veces. Como se puede observar en la figura A2.14 el reconectador no se encuentra ubicado en el lugar óptimo, pero se decide dejarlo en su ubicación actual ya que ante una falla aguas arriba de éste, es posible recuperar la carga mediante el reconectador lazo que 127
interconecta con Sureste A1, ventaja que se pierde reubicando el reconectador. Además, existen dos clientes importantes aguas abajo del reconectador. En la tabla XXXXXIV se muestra la distribución de kVA instalados por tramo, cantidad de fallas por tramo y el indicador FMIK del circuito Sureste B1 Tabla XXXXXIII. Registro de fallas – Sureste B1 RS2 - Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin 2 152,4 1 791,3 0 0
S/E - RS2
Causa Fallas MVAmin Fallas Vegetación MVAmin Total por tramo
Desconocidas
Fallas 2
MVAmin 152,4
1 791,3 943,7
3
Tabla XXXXXIV. Escenario actual y futuro – Sureste B1 Tramo S/E - RS2 RS2 - Final del circuito
kVA Cantidad de instalados fallas 3047,5 1 5780
0
FMIK 0,35
Figura A2.14. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste B1
128
ESQUEMA 12 Sureste A4
Este circuito presenta un reconectador secuencial instalado en la trayectoria del troncal. Según la información obtenida del SCADA, el reconectador ha operado 5 veces, pero ha presentado problemas de comunicación, por lo que esta información puede ser errónea. En la tabla XXXXXV se puede observar el comportamiento del circuito a lo largo del año en estudio. La mayor cantidad de fallas se deben a árboles o ramas que cayeron sobre las líneas aguas arriba del reconectador.
Tabla XXXXXV. Registro de fallas – Sureste A4 Causa Fallas MVAmin Fallas Vegetación MVAmin Defecto de Fallas instalación MVAmin Interferencia de Fallas animal MVAmin Total por tramo Desconocidas
RS1 - Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin 1 3 4 64,8 1520,1 1584,9 12 12 6170,5 6170,5 1 1 8,9 8,9 3 1 4 1340,2 421,6 1761,8 17 7584,4 4 1941,7 S/E - RS1
Al estudiar la ubicación del reconectador, se obtuvo que la ubicación óptima se encuentra un poco más aguas abajo de la ubicación actual (ver figura A2.15). La diferencia en capacidad instalada entre la ubicación actual y la óptima son solo 75 kVA, por lo que se decide dejar el reconectador en su ubicación actual. No se plantea la eliminación del reconectador ya que aguas arriba de éste existen 5 clientes críticos. Se propone la instalación de fusibles en un ramal que 129
presentó 2 fallas por árboles caídos y representaron 2728.4 MVAmin dejados de vender (ver figura A2.15). En la tabla XXXXXVI se observa la distribución de kVA instalados, fallas y la mejora del indicador FMIK al instalar el fusible de línea.
Tabla XXXXXVI. Escenario actual y futuro – Sureste B1 Tramo
kVA instalados
Cantidad de fallas
S/E - RS1
8715
14
RS1 Final del circuito
3840
FMIK actual
FMIK futuro
13,32
10,43
1
Figura A2.15. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste A4
130
ESQUEMA13 Sureste B3
Se puede observar en la tabla XXXXXVII que este circuito es uno de los que mas presenta fallas. La gran mayoría son de origen desconocido o por la vegetación. Las fallas por vegetación trajo como consecuencia gran cantidad de energía dejada de vender (11503 MVAmin). El reconectador RS1 operó 44 veces, mientras que el reconectador RS2 operó veces 64 en el año de estudio. Se propone colocar fusibles en tres ramales (ver figura A2.16), uno que presento 3 fallas que representaron 3958 MVAmin dejados de vender, uno que presento dos fallas que representaron 3843.1 MVAmin y otro ramal que no ha presentado fallas pero se detectó que era vulnerable a presentar fallas por la cercanía de las ramas con las líneas de distribución y verificar la capacidad de corriente d un fusible. En el estudio de ubicación óptima de los reconectadores se encontró que están ubicados en el lugar óptimo. En la tabla XXXXXVIII se puede observar la gran mejora del indicador FMIK al instalar solo tres fusibles de línea
Tabla XXXXXVII. Registro de fallas - Sureste B3 RS1 - Final del RS2 - Final del Total por Causa circuito circuito falla Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas 10 20 13 43 Desconocidas MVAmin 941,2 796 537,9 2275 Fallas 6 4 7 17 Vegetación MVAmin 6111,3 3974,3 1417,3 11503 Conexión Fallas 1 1 Fraudulenta MVAmin 9,6 9,6 Defecto de Fallas 2 2 instalación MVAmin 920,8 920,8 Interferencia de Fallas 1 1 animal MVAmin 3,8 3,8 Total por tramo 16 7052,5 24 4770,3 24 2889,4 S/E - RS1 y RS2
131
Tabla XXXXXVIII. Escenario actual y futuro - Sureste B3 Tramo S/E - RS1 y RS2 RS1 - Final del circuito RS2 - Final del circuito
kVA instalados
Cantidad de fallas
2515
7
1160
16
3057,5
16
FMIK actual
FMIK futuro
8,83
3,83
Figura A2.16. Ubicación de equipos de protección complementaria - Sureste B3
ESQUEMA 15 Urbina B3
Este circuito se caracteriza por ser mayormente subterráneo. Al hacerse aéreo, se encuentra ubicado el reconectador que tiene el circuito. En la tabla XXXXXIX está el registro de fallas de este circuito.
132
Tabla XXXXXIX. Registro de fallas - Urbina B3 RS1 - Final del Total por circuito causa Fallas MVAmin Fallas MVAmin 12 2 14 918,5 35,8 954,3 1 1 30,5 30,5 3 3 620,8 620,8 12 918,5 6 687,1 S/E - RS1
Causa Fallas MVAmin Disparo por arma Fallas de fuego MVAmin Fallas Papagayos MVAmin Total por tramo Desconocidas
Todas las fallas desconocidas que ocurrieron en el primer tramo fueron despejadas por la subestación y 10 de éstas ocurrieron entre julio y agosto del año 2006, por lo que se asume que se resolvió el problema en cuestión. El reconectador se encuentra ubicado en el lugar óptimo. No es posible la eliminación del reconectador en este circuito ya que su función es proteger 6 clientes importantes que se encuentran ubicados aguas arriba de él (ver figura A2.17). En la tabla XXXXXX se observa la distribución de kVA instalados, cantidad fallas y el indicador FMIK del circuito Urbina B3.
Tabla XXXXXX. Escenario actual y futuro - Urbina B3 Tramo S/E - RS1 RS1 - Final del circuito
kVA instalados 10750
Cantidad de fallas 0
1350
5
133
FMIK 0,36
Figura A2.17. Ubicación de equipos de protección complementaria - Urbina B3
134
ANEXO 3. CURVAS TIEMPO-CORRIENTE RELÉS DE SOBRECORRIENTE
Figura A3.1. Curva tiempo corriente DFP200. Inverse curve
135
Figura A3.2. Curva tiempo corriente DFP200. Very Inverse
136
Figura A3.3. Curva tiempo corriente CO8W
137
Figura A3.4. Curva tiempo corriente CO9W
138
Figura A3.5. Curva tiempo corriente IAC53
139
Figura A3.6. Curva tiempo corriente IFC53
140
Figura A3.7. Curva tiempo corriente IAC51
141
ANEXO 4. CURVAS TIEMPO CORRIENTE FUSIBLES TIPO T
Figura A4.1. Mínimo tiempo de fusión para los fusibles tipo T
142
Figura A4.2. Tiempo total de despeje para los fusibles tipo T
143
ANEXO 5. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIÓN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS.
ESQUEMA2 Cortada de Guayabo A7
Coordinación de fase
Figura A5.1. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A7
144
Coordinación de neutro
Figura A5.2. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A7
145
ESQUEMA 3 Cortada de Guayabo B4
Coordinación de fase
Figura A5.3. Coordinación de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B4
146
Coordinación de neutro
Figura A5.4. Coordinación de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B4
147
ESQUEMA 5 Miranda B1
Coordinación de fase
Figura A5.5. Coordinación de protecciones de fase - Miranda B1
148
Figura A5.6. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Miranda B1
149
Coordinación de neutro
Figura A5.7. Coordinación de protecciones de neutro - Miranda B1
150
Figura A5.8. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Miranda B1
151
ESQUEMA 6 Palo Verde A1
Coordinación de fase
Figura A5.9. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A1
152
Figura A5.10. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A1
153
Coordinación de neutro
Figura A5.11. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A1
154
Figura A5.12. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A1
155
Palo Verde A7
Coordinación de fase
Figura A5.13. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A7
156
Figura A5.14. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A7
157
Coordinación de neutro
Figura A5.15. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A7
158
Figura A5.16. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A7
159
Palo Verde B3
Coordinación de fase
Figura A5.17. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde B3
160
Figura A5.18. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde B3
161
Coordinación de neutro
Figura A5.19. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde B3
162
Figura A5.20. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde B3
163
Palo Verde A4
Coordinación de fase
Figura A5.21. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A4
164
Figura A5.22. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A4
165
Coordinación de neutro
Figura A5.23. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A4
166
Figura A5.24. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A4
167
Palo Verde A3
Coordinación de fase
Figura A5.25. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde A3
168
Figura A5.26. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde A3
169
Coordinación de neutro
Figura A5.27. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde A3
170
Figura A5.28. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde A3
171
ESQUEMA 8 Palo Verde B4
Coordinación de fase
Figura A5.29. Coordinación de protecciones de fase - Palo Verde B4
172
Figura A5.30. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Palo Verde B4
173
Coordinación de neutro
Figura A5.31. Coordinación de protecciones de neutro - Palo Verde B4
174
Figura A5.32. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Palo Verde B4
175
ESQUEMA 9 Sureste B2
Coordinación de fase
Figura A5.33. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B2
176
Figura A5.34. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B2
177
Coordinación de neutro
Figura A5.35. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B2
178
Figura A5.36. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Sureste B2
179
Placer B1
Coordinación de fase
Figura A5.37. Coordinación de protecciones de fase - Placer B1
180
Figura A5.38. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Placer B1
181
Coordinación de neutro
Figura A5.39. Coordinación de protecciones de neutro - Placer B1
182
Figura A5.40. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Placer B1
183
ESQUEMA 10 Placer B2
Coordinación de fase
Figura A5.41. Coordinación de protecciones de fase - Placer B2
184
Coordinación de neutro
Figura A5.42. Coordinación de protecciones de neutro - Placer B2
185
ESQUEMA 11 Sureste A1
Coordinación de fase
Figura A5.43. Coordinación de protecciones de fase - Sureste A1
186
Figura A5.44. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo y dial - Sureste A1
187
Coordinación de neutro
Figura A5.45. Coordinación de protecciones de neutro – Sureste A1
188
Sureste B1
Coordinación de fase
Figura A5.46. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B1
189
Figura A5.47. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B1
190
Coordinación de neutro
Figura A5.48. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B1
191
ESQUEMA 12 Sureste A4
Coordinación de fase
Figura A5.49. Coordinación de protecciones de fase - Sureste A4
192
Coordinación de neutro
Figura A5.50. Coordinación de protecciones de fase neutro - Sureste A4
193
ESQUEMA 13 Sureste B3
Coordinación de fase
Figura A5.51. Coordinación de protecciones de fase - Sureste B3
194
Figura A5.52. Coordinación de protecciones de fase reajustando instantáneo - Sureste B3
195
Coordinación de neutro
Figura A5.53. Coordinación de protecciones de neutro - Sureste B3
196
Figura A5.54. Coordinación de protecciones de neutro reajustando instantáneo - Sureste B3
197
ESQUEMA 15 Urbina B3
Coordinación de fase
Figura A5.55. Coordinación de protecciones de fase - Urbina B3
198
