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UNI VERSI VERSI DAD POL POL I TÉCNI CA SAL ESI ESI ANA SED E CUEN CA F ACUL TAD DE I NGENI ERÍAS CARRERA: CARRERA: I NGEN I ERÍA EL ÉCTRI CA
T esi s pre pr evia vi a a la l a obtenci ón del del T ítul tu l o de: de: Ingeniero Eléctrico
TEMA: “ESTUDIO DE
COORDI COORDI NA CI ÓN DE PROTECCI PROTECCI ONES EN AL TA Y M EDI A TENSI TENSI ÓN EN LA SUBESTACI UBESTACI Ó N “MACHALA” PROP PROPII EDA D DE L A CORPO CORPORACI RACI ÓN NA CI ONAL DE ” ” EL ECTRI ECTRI CID AD S. S.A. - REGI REGI ONAL E L ORO ORO
AUTOR:
EDI XON XON STAL STAL I N ARCE ARCE L AZO
DIRECTOR:
ING. JAIME SANCHEZ
C u e n c a – F e b r e r o d e 2 0 10 10 1
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Los conceptos, análisis realizados y las conclusiones de la presente tesis, son de exclusiva responsabilidad del autor.
Cuenca, Febrero 21 del 2010
___________________________ _____________ ________________ __
EDIXON STALIN ARCE ARCE LAZO.
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Los conceptos, análisis realizados y las conclusiones de la presente tesis, son de exclusiva responsabilidad del autor.
Cuenca, Febrero 21 del 2010
___________________________ _____________ ________________ __
EDIXON STALIN ARCE ARCE LAZO.
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Certifico que la presente tesis fue realizada en su totalidad por el señor Edixon Stalin Arce Lazo.
______________________ ___________________________ _____
Ing. Jaime Sánchez. Director de Tesis
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AGRADECIMIENTO AGRADECIMIENTO
A Dios, creador de todo lo bello y grandioso que conocemos, el cual bendice nuestro camino y guía nuestros pasos, llevándonos siempre por la senda del bien y de la justicia.
Quiero expresar un sincero agradecimiento para con todas las personas que de una u otra forma colaboraron en e n la ejecución de este trabajo final tan esperado en mi carrera universitaria, en especial a nuestro director de tesis Ingeniero Jaime Sánchez, quien estuvo presente siempre asesorándonos de tal forma que el presente proyecto sea realizado de la mejor manera, a nuestros tutores por parte de CNEL EL ORO S.A., los Ingenieros Sergio Zambrano y Jorge Moscoso los cuales fueron los partícipes principales de este trabajo, los mismos que compartieron sus conocimientos, anécdotas y experiencia laboral, me
brindaron algo más
importante, su amistad.
A todos los docentes de la Universidad Politécnica Salesiana, los cuales nos impartieron sus conocimientos en el día a día que representa la vida universitaria, conocimientos valiosos para poder crecer como profesionales y más aún, como seres humanos; a nuestros compañeros, que luego se convirtieron en grandes amigos y con los que vivimos momentos m omentos de alegría y también de tristeza, tris teza, y de los cuáles siempre nos llevaremos el mejor de los recuerdos, pues de alguna manera se convirtieron en artífices para la consecución de todos nuestros propósitos.
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DEDICATORIA
Gracias a Dios, a mis padres Narcisa Lazo y Benjamín Arce, amigos y concejeros de toda la vida, siempre me guiaron por el camino del bien y me enseñaron enseñaron que con entrega y sacrificio se puede alcanzar las metas tan anheladas, con la bendición de Dios todo poderoso me supieron brindar su
confianza, apoyo, me
brindaron algo más importante, su amistad.
A mis hermanos Irwin y Raúl, amigos de toda la vida, que de una u otra manera supieron apoyar en esta vida estudiantil, porque si no fuera por el amor de ellos no estaría culminando esta etapa muy importante en mi vida.
A toda mi familia, que siempre me estuvo apoyando y brindando los concejos necesarios para llegar al sueño tan esperado. Gracias Leonor Pauta, Luis Lazo, Lourdes Lazo, Rocio Lazo, Mauricio Noblecilla, Luis Orlando Lazo, Darwin Lazo, Luz García, Digna Arce, Pedro Arce Mirian Arce, Cesar García. Gracias William Torres amigo de toda la vida. Gracias Katherine por el apoyo brindado en los momentos más difíciles de mi vida, porque el amor que te tengo sobrepasa cualquier barrera, siempre juntos hasta el final. Gracias a todos los creyeron en mi y gracias para los que no creyeron.
Gracias Dios todo poderoso, porque sin tu ayuda no sería posible la realización de este proyecto de tesis, Gracias
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ÍND I CE GEN GEN ERAL CAPI CAPI TUL O I : M ARCO ARCO TEÓRI CO 1.1 Generalidades……………………………………………………….……….-21.1.1 Definición……………………………………………….....................-21.1.2 Objetivos y Principios de Coordinación……………………………….-21.1.3 Dispositivos de Protección…………………………………………….-41.1.3.1 Fusibles………………………………………..…………………-41.1.3.2 Reconectadores………………………………………….……….-71.1.3.3 Relés de Sobrecorriente…………..…………………………….-111.1.3.4 Relés Diferencial………………………..……...………...…….-14-
1.2 Tipos de Coordinación ………………………………………...…………...-151.2.1 Coordinación de Sobrecorriente………………………...………… Sobrecorriente………………………...………….-151.2.1.1 Coordinación Fusible – Fusible…………………………..…… – Fusible…………………………..……-151.2.1.2 Fusible – Reconectador…………………… – Reconectador……………………..……….…………-151.2.1.3 Relé – Fusible………………………………………...…. – Fusible………………………………………...…...……-201.2.1.4 Relé – Reconectador…………………………….………..……. – Reconectador…………………………….………..…….-21 1.2.1.5 Relé – Relé………………….……………..………...….……... – Relé………………….……………..………...….……...-22-
1.3. Coordinación diferencial…………………………………………………..-23-
CAPI CAPI TUL O I I : SI SI TUACI ÓN ACTUAL DE L A COORDI COORDI NACI ÓN EN EL SI STEM A DE DI STRI BUCI ÓN 2.1 Topología de las rede s de distribución………………………...…………...-26-
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2.1.1 Obtención de datos en los transformadores de subtransmisión y media tensión
en
esta subestación…………………………………………………-26-
2.1.2 Determinación de los parámetros de las líneas de distribución…....…-372.1.3 Análisis y corrida de flujos en los alimentadores………………….… -43-
2.2 Estado actual del S istema de Protección………………………...……..…..-442.2.1 Detalles de los Equipos de Protección…………………… .………...-442.2.2 Análisis de la información obtenidas de los Sistemas de Protección..-53-
CAPI CAPI TUL O
III:
ESTUDI ESTUDI O
DE
COOR COORDI DI NACI ÓN
DE
PROTECCIONES 3.1 Obtención de datos del Software y Regis tro de Información……...… Información……...…...…-1213.1.1 Parámetros Requeridos para el análisis………………………….…-1213.1.2 Curvas y Parámetros de los equipos de protección……..……… .…-1303.1.3 Generalidades y modo de operación del software…………….……-1323.1.4 Alcance y efectividad de resultados obtenidos con el software… ....-133-
3.2 Estudio de Flu jos de Potencia………………………………….. Potencia………………………………….....….…...-1333.2.1 Distr ibución ibución de la Carga…………………………………….…...…-1333.2.2 Determinación de la corriente de carga……………………….…....-136-
3.3 Estudio de co rtocircuito…………………………………………...…...….-1403.3.1 Tipos de fallas…………………………...…………………...…......-1403.3.2 Determinación de las corrientes de falla…………….……...…..….-144-
3.4 Coordinación de Protecciones de sobrecorriente ……………..….…..…...-148-
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3.4.1 Identificación de los equipos de protección existentes……… .….…-1483.4.2 Determinación de los ajustes en base de la filosofía establecida…..-149-
3.5 Coordinación de Proteccion es Diferencial……………..…………..……..-2783.5.1 Identificación de los equipos de medición e xistente…………..…...-2783.5.2 Determinación de los ajustes del equipo............................. …….....-282-
CAPI TUL O I V: E STUDI O ECONÓM I CO 4.1 Estudio de costos del proyecto de coordinación………………..….…… ..-2924.2 Estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A...-302-
CAPI TUL O V: CONCLUSI NES Y RECOMEN DACI ONES Recomendaciones………………………………..………………..……...…...-319Conclusiones………………………………..…………………………......….-322Bibliografía……………………………………………………………………-325Anexos………………………………………………………………….….….-327-
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CAPITULO I
Marco Teórico
En este capítulo se pretende realizar una revisión teórica de los aspectos involucrados en el desarrollo de la tesis.
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1.1 Generalidades 1.1.1 Defi ni ción A medida que el tiempo pasa se desarrollan diferentes dispositivos de protecciones de sobrecorriente, teniendo en cuenta el factor económico que dicta la necesidad de cada uno de estos dispositivos de protección en serie. Cuando aumentan las distancias de la subestación, los dispositivos de protección a utilizarse son menos costosos y menos sofisticados. El correcto estudio de la aplicación de estas filosofías y los dispositivos de protección se conoce con el
nombre “coordinación” 1.De acuerdo con esta definición, cuando se aplican en un sistema dos o más dispositivos de protección, el dispositivo más cercano a la falla
(en el lado de alimentación de la falla) es el dispositivo
“principal”. El
dispositivo adyacente a la alimentación es el de “respaldo”. 1.1.2 Objetivos y Prin cipi os de Coordi nación. GENERAL: Realizar un Estudio de Coordinación de Protecciones de sobrecorriente en los alimentadores a nivel de media tensión, protección diferencial y sobrecorriente de los transformadores de Potencia, de la
subestación “Machala” propiedad de
CNEL S.A. Regional El Oro.
ESPECÍF I COS: o
Recopilación de información, de la topología de las redes y equipos eléctricos, curvas de equipos de protección, curvas de daño, etc.
o
1
Determinación de los parámetros requeridos para el análisis técnico, esto es, resistencias y reactancias de los componentes de secuencia.
ZAMBRANO Sergio, MONTALVO Mauricio; “Coordinación Gráfica de Protecciones de sobrecorriente en sistemas radiales”; Tesis de grado de Ingeniería Eléctrica; Universidad de Cuenca; 2001. 10
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Modelación de redes, distribución de la carga, estudios de flujos de potencia
y
cortocircuito
empleando
programas
computacionales
disponibles en la Empresa.
Obtener un estudio técnico económico de los cambios a efectuar a dichos equipos de protección.
Los principios comunes de coordinación para cualquier dispositivo de protección de sobrecorriente están basados en reglas generales, las cuales se detallan a continuación.
El equipo de protección no debe actuar con la corriente máxima de carga actual, ni con la proyectada adecuadamente hacia el futuro más una sobrecarga.
La protección principal debe eliminar una falla permanente o temporal antes de que la protección de respaldo inicie su proceso de interrupción (como en el caso de un elemento fusible) y opere hasta apertura definitiva (como en el caso de un reconectador). De cumplirse con este criterio, la protección de respaldo cubrirá a la protección principal en caso de que est a fallara en su actuación.
El tiempo acumulado de permanencia de la falla debe ser menor que el tiempo de recocido de los conductores y de las curvas térmicas de los equipos.
El equipo debe soportar, abrir y cerrar la corriente de falla máxima del sistema al que se encuentre conectado.
La protección principal debe detectar y actuar para la corriente de falla mínima en la zona a proteger (punto extremo) contemplando la protección de respaldo, El valor de esta corriente depende de la impedancia de la línea, resistencia de falla y tierra, exclusivamente de la impedancia de
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secuencia positiva y cero al inicio del alimentador. Estos valores de impedancia son dados por el CENACE los mismos que son analizados y simulados, obteniendo nuevos valores para cada uno de las subestaciones existentes en la CNEL S.A. – Regional El Oro.
Las interrupciones de servicio, causadas por fallas permanentes deben ser restringidas a una sección lo más pequeña posible del sistema por el tiempo más corto posible.
Debe detectar y actuar coordinadamente, tanto para fallas con máxima generación como con mínima generación.
1.1.3 Di spositi vos de Protección 1.1.3.1 F usibl es Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y confiable dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como:
Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido.
Interrumpir sobrecorrientes.
Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición (extinción controlada del arco).
Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que
se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”; y el intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina
“tiempo máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre que es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde y queda sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da hasta que un técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible.
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Figura 1.1. Porta fusible Tipo L (intercambiable) fuente (COOPER-KEARNEY).
Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos.
Fusible tipo K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades 6 a 8).
Fusibles Tipo T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).
Fusible tipo Std: Intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11).
Fusible Tipo H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).
Fusible Tipo N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún que los H.
Fusible Tipo X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32).
Fusible Tipo Sft: Provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporarias en transformadores.
Fusibles Tipo MS o KS: Respuesta ultra lenta y mayor permisividad de corriente que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).
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Fusibles Tipo MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.
Fusibles tipo DUAL: Son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es de 13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente).
En siguiente grafico mostraremos diferentes tira fusibles los cuales conocemos comúnmente, existen tira fusibles de diferentes marcas entre las más comunes están Change, ABB, Cooper etc. A continuación se muestra la gráfica de algunos tira fusibles según el tipo de amperaje.
Figura 1.2. Tira fusibles utilizados en media tensión
Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de
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protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y subdivisión.
De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y sub división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido se funda antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda antes que uno de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes curvas según su valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos. En la siguiente gráfica mostraremos curvas de tira fusibles de diferentes valores en amperios.
Figura 1.3. Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente. Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8).
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1.1.3.2 Reconectador es
Los reconectadores son
dispositivos automáticos de recierre de un circuito
cuando se produce una falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir la corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla abren o cierran el circuito en una secuencia predeterminada. Si la falla persiste después de ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga de aislar el resto del sistema.
Los reconectadores se clasifican de acuerdo a la técnica de extinción del arco utilizado, existen los de vacío y los de aceite mineral y al tipo de control que utilizan para ejecutar la secuencia de recierre, la inteligencia o control puede ser hidráulico ó electrónico. Las características principales del reconectador son las siguientes:
Corriente de interrupción: Es la máxima corriente simétrica RMS que el reconectador puede interrumpir.
Ciclo de trabajo: El ciclo de trabajo del reconectador es la secuencia de operación que el equipo utiliza para despejar una falla y sobre la cual se determina el tiempo de vida útil del equipo según la corriente de interrupción.
Corriente nominal: Es la corriente continua a 60 Hz que el equipo puede soportar por un tiempo indefinido. Los reconectadores con control electrónico vienen provistos de bobinas de 560 A ó 1120 A, según las cantidades de potencia manejadas por el sistema. Los reconectadores con control hidráulico tienen bobinas en serie con el circuito bajo supervisión, los cuales están en un rango de 25 hasta 560 A.
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Tensión de servicio: Es el voltaje nominal de operación del reconectador, generalmente, el reconectador está diseñado para soportar voltajes superiores a los voltajes de línea del sistema. Por ejemplo, para un sistema de distribución a 13.8 KV, la clase de voltaje de un reconectador es de 15.5 KV.
Los reconectadores tienen diversas curvas de tiempo inverso, lo que permite escoger la adecuada para cualquier caso de coordinación, estas curvas se
denominan “lentas”, mientras que la operación de apertura instantánea también posee curvas, denominadas curvas “rápidas”.
Figura 1.4. Curva de un reconectador Cooper Form 4. Fuente (SYNERGEE ELECTRICAL 3.8.)
La secuencia de operación es un parámetro que se puede manejar, generalmente la secuencia se compone de cuatro operaciones, entendiéndose cada operación como una apertura del circuito. La rapidez de cada operación (apertura) la podemos ajustar estableciendo en el reconectador qué curva domina la primera apertura, la segunda, la tercera y la cuarta. La secuencia o ciclo estándar de trabajo para un reconectador se muestra en la figura 1.5, el recierre del circuito después de una apertura demora dos segundos en equipos con control hidráulico, y para equipos con control electrónico este tiempo es ajustable. La figura 1.6 se muestra la secuencia de operación del reconectador ante una falla en el circuito que supervisa.
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APERTURA INSTANTANEA DE CONTACTOS
ESTADO INICIAL CONTACTOS
Sin retardo
CIERRE Y APERTURA DE CONTACTOS
retardo 2 seg.
CIERRE Y APERTURA DE CONTACTOS
ESTADO FINAL CONTACTOS ABIERTOS
Sin retardo
retardo 2 seg.
CIERRE Y APERTURA DE CONTACTOS
retardo 2 seg
Figura 1.5. Ciclo de trabajo de un reconectador 2
Figura 1.6. Secuencia completa de operación de un reconectador
2
Además los reconectadores poseen curvas que pueden ser usadas para el caso de coordinación de un reconectador con cualquier equipo de protección, los reconectadores pueden ser trifásicos o monofásicos dependiendo de las redes de distribución existentes en el sistema de distribución.
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Figura 1.7. Curvas de un reconectador Fuente (TCC simulador Cooper)
Figura 1.8. Reconectador Trifásico fuente (Ing. Sergio Zambrano CNEL EL ORO SF 6 2 ) 1.1.3.3 Relé s de Sobr ecor riente
Este dispositivo de protección es uno de los más simples y muy altamente utilizado, especialmente en alimentadores radiales de distribución (10 a 25 KV) y transformadores de poca potencia hasta 4 MVA. Se usa como protección de respaldo en equipos más importantes dentro de un sistema eléctrico de potencia,
2
LEÓN Andrés , VILLÓN Javier “Estudio de Coordinación de las protecciones eléctricas para la Empresa Eléctrica Península de Santa Elena (EMEPE), Sub-Estaciones: Sta. Rosa, Libertad, Salinas y Chipipe” Escuela Suprior Politécnica del Litoral Año 2001. 19
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como generadores, transformadores de gran potencia, líneas de media tensión, etc. El funcionamiento de un relé de sobrecorriente es simple ya que su operación depende de dos variables básicas las cuales describimos a continuación:
El nivel de corriente mínima de operación (o corriente de pickup), que es aquel valor que produce el cambio de estado del r elé.
La característica de tiempo de operación.
Car acter ísticas de operaci ón
De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden clasificarse en:
instantaneos tiempos de relés
tiempo definido retardados tiempo inverso
inverso muy inverso extremadamente inverso
Cuadro 1.1. Tipos de relés según su característica de tiempo de operación.
Pr oteccion es de sobr ecor riente in stantáneas Los relés de unidades aisladas, son pocos usados en los sistemas eléctricos de potencia, normalmente se utilizan en conjunto con otras protecciones, con el propósito de combinar sus características. Se construyen del tipo de armadura succionada, armadura atraída y copa de inducción. El torque de estos elementos responde a una expresión del tipo KI 2, sus tiempos de operación son del orden de los 10 a los 60 milisegundos.
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Pr oteccion es de sobrecorriente de ti empo definido.
Una protección simple de tiempo definido se puede obtener usando un relé instantáneo en conjunto con un elemento temporizador (T) que produzca un retardo necesario, en la práctica se utiliza muy poco una solución en base a elementos independientes, sino que se usa un relé del tipo disco de inducción cuya curva sea muy poco inversa, de modo que pueda llamarse de tiempo definido, en este tipo de relé el tiempo se define para 10 veces la corriente de operación, en adelante. Esta característica de operación se consigue utilizando una unidad de medida cuyo núcleo se satura rápidamente. En los relés de estado sólido se utiliza un elemento comparador que actúa a través de un temporizador. El relé opera sólo si la sobrecorriente se mantiene durante el tiempo necesario. En caso contrario, el relé no entra en proceso de operación.
Pr oteccion es de sobrecorriente de tiempo in verso. La principal característica de este tipo de relés es, que mientras mayor sea la corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. En el caso de los de tipo electromecánico, el relé está basado en una unidad de medida de disco de inducción, ya sea del tipo de espira en cortocircuito o wattmétrica. En la siguiente figura se muestra las curvas de los tres tipos de relés.
Figura 1.9. Curvas de tiempo corriente de relés: a) Instantáneo; b) Tiempo definido; Tiempo inverso 3
c)
_________________ VILLARROEL, Manuel “ Programa docente especial: Ingeniería de ejecución en electricidad para técnicos de nivel superior protecciones de sistemas eléctricos” Año 2008. 3.
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1.1.3.4 Relé s Di ferencial .
Es el único dispositivo ideado para la protección de personas y protección contra contactos indirectos , debe tener una correcta toma de tierra para garantizar su óptimo funcionamiento. Su misión es detectar de una intensidad de defecto (I def ), que es una intensidad que surge cuando ocurre un defecto en la instalación, ya que en ninguna circunstancia debe circular corriente por el conductor de tierra, este dispositivo es capaz de detectar la diferencia entre la intensidad de entrada y la de salida, abriendo sus contactos cuando los valores de estas intensidades no coinciden. Una de las características principales es la sensibilidad que tiene para detectar el mínimo valor de intensidad de defecto.
Por motivos prácticos y económicos, este relé es de mayor uso para la protección de máquinas sincrónicas y asincrónicas, transformadores de potencia, barras de subestaciones y líneas cortas, de potencias importantes (de 5 a 8 MVA). Para el caso de líneas largas se utiliza la protección de líneas pilotos. En el siguiente
esquema podemos observar que la corriente que detecta el relé diferencial “R”, en las condiciones indicadas, es igual a cero. Cuando ocurre una falla, sea monofásica, bifásica o trifásica, en la zona protegida (entre los TT/CC), produciendo una variabilidad que hace circular una corriente diferencial Id distinta de cero, por el relé R, de modo que éste da la orden de abrir el interruptor correspondiente.
Figura 1.10. Diagrama esquemático de un relé diferencial.
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1.2 Ti pos de Coordi nación 1.2.1 Coordi nación de Sobrecorr iente 1.2.1.1 Coordi nación F usible – F usibl e F2 G
T F1
Falla
Figura 1.11. Coordinación fusible - fusible 1
En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que la protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. Para la coordinación fusible - fusible se logra mediante la selección adecuada del tipo de fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda antes que el de respaldo, aislando el área con problemas. En
la práctica, la
coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje de falla de un fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica la coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, etc.) para un alimentador ó circuito. Tómese en cuenta que cuando el fusible es de estaño se debe multiplicar por 1,5 la corriente nominal con sobrecarga que depende de los criterios del practicante que va a realizar dicha coordinación.
1.2.1.2 Reconectador
– f usibl e
Para la coordinación del reconectador - fusible se pretende que una falla permanente en el ramal secundario sea liberada por el fusible que protege y una falla temporal sea liberada por el reconectador de cabecera. A continuación se explica dicha coordinación mediante un ejemplo. En la figura mostrada a continuación se presenta un diagrama unifilar muy sencillo para ejemplificar la correcta coordinación de protecciones que debe existir entre un fusible y el
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reconectador de cabecera, tomando en cuenta dos situaciones diferentes a las cuales debe actuar o no un reconectador, una falla temporal y una falla permanente que ocurren en el mismo lugar pero en diferentes ocasiones.
Reconectador
Ramal principal
Fusible
a
Falla
b
Figura 1.12. Coordinación reconectador fusible 1
Para comprender
el comportamiento de coordinación de protecciones es
necesario explicar
de una manera grafica, donde se muestran las curvas del
reconectador y del fusible colocadas para la correcta coordinación.
Figura 1.13. Grafica de coordinación de protecciones Reconectador - fusible
3
En primera instancia se analiza una falla temporal que ocurre en el punto x entre los puntos a y b que son protegidos por el fusible como se muestra en la figura
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1.12. Al ocurrir una falla temporal en el punto x la corriente aumenta instantáneamente de valor hasta alcanzar el valor Ifx censando primero este aumento de intensidad la curva 1 que es la curva rápida del reconectador esto sucede en un tiempo t 1 lo que provoca en este instante la primera apertura del interruptor, el fusible no detecta el cambio de corriente ya que el valor alcanzado por Ifx no llega a alcanzar su curva mínima de fusión, el reconectador cierra automáticamente y como la falla es temporal esta fue liberada, de esta forma se asegura la continuidad del servicio.
En segunda instancia ocurre una falla permanente en el punto x, la corriente sufre un aumento instantáneo significativo. La curva 1 detecta el aumento de corriente en el tiempo t1 opera por primera vez una curva rápida interrumpiendo el flujo de corriente, el reconectador cierra sus contactos nuevamente y como la falla es permanente la corriente aumenta de valor instantáneamente, el segundo aumento de corriente ya no lo detecta la curva 1, ahora lo detecta la curva mínima de fusión del fusible en el tiempo t2 comenzando a fundir en este instante, en el tiempo t3 el fusible se funde totalmente y la falla es liberada antes que el reconectador opere en la curva lenta 2, de esta forma se asegura la continuidad del servicio a los lugares donde no existe falla. Entonces, los técnicos liberan esta falla permanente, este tipo de fallas se pueden presentar por:
Postes quebrados por choque de vehículos.
Vandalismo.
Líneas reventadas por árboles o fallas de aislamiento o diferentes aspectos que concurren a producir diversos tipos de fallas.
Cuando se tiene dos dispositivos diferentes, la coordinación depende de la ubicación relativa de ellos, es decir en el caso de que el fusible esté ubicado del lado de la fuente operaría como protección de respaldo del reconectador o viceversa.
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Fusible del lado de la Fuente. Como se mencionó anteriormente para este caso la protección principal sería el reconectador, y el fusible desempeña la función de respaldo, todas las operaciones del reconectador deben actuar antes que el fusible, para lo cual el (mtf) del fusible debe ser mayor que el tiempo de despeje lento del reconectador afectado por el factor k, como se puede observar a continuación.
Figura 1.14. Coordinación fusible – reconectador 3
Según Cooper Power Systems, los factores k para esta coordinación dependen del tiempo del recierre en ciclos y del número de intentos, en la tabla a continuación se presentan algunos valores de dicho factor.
SECUENCIA DE APERTURA Tiempo de reconexión en segundos 25 30 60 90 120 240 600
2 lentas 2.70 2.60 2.10 1.85 1.70 1.40 1.35
2 rápidas - 2 lentas 3.20 3.10 2.50 2.10 1.80 1.40 1.35
1 rápida - 4 lentas 3.70 3.50 2.70 2.20 1.90 1.45 1.35
Tabla 1.1. Secuencia de apertura de los reconectadores 3
Fusible del lado de la Carga Es necesario que el (mtf)3 del fusible sea mayor que la curva rápida del reconectador multiplicada por el factor k, tabla mostrada a continuación, el punto
3
mtf = mínimo tiempo de fusión.
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máximo de coordinación (PMC) 4 y además de esto (mtd)5 del fusible debe ser menor que la curva temporizada del reconectador sin la multiplicación por el factor, punto mínimo de coordinación (pmc) 6.
Tiempo de reconexión en ciclos
Secuencia de apertura 2 rápidas,2 lentas
1 rapida,3 lentas
25-30
1,8
1,25
60
1,35
1,25
90
1,35
1,25
120
1,35
1,25
Tabla 1.2. Factor k lado de la carga (Fuente Cooper System).
El reconectador debe tener al menos dos o más operaciones temporizadas o retardadas para evitar la salida del circuito en caso de que el reconectador se dispare cuando el fusible opere. Podemos visualizar de mejor manera en la grafica de coordinación de curvas fusible - reconectador mostradas a continuación. Se obtiene una mejor coordinación entre un reconectador y fusibles ajustando al reconectador con dos operaciones instantáneas seguidas de dos temporizadas. Con la primera operación se logra despejar el 80% de las fallas temporales, la segunda despejará un 10% adicional, dejando claro que los fusibles son coordinados para operar antes del tercer disparo del reconectador, logrando así redimir fallas permanentes.
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PMC = punto máximo de coordinación mtd = mínimo tiempo de despeje 6 pmc = punto mínimo de coordinación 5
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Figura 1.15. Coordinación fusible-reconectador 3
– F usibl e 1.2.1.3 Relé
Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes de que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto debe mantenerse con el fin de permitir sobre – viajes del relé, errores en la señal del transformador de corriente, etc.
De manera que aislamos el área afectada. Sin embargo, ciertos interruptores tienen relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres en un intento de despejar fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé de recierre y el fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el fusible; una vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse antes de que el relé abra permanentemente el circuito. Cuando un relé es protección de respaldo de un fusible, la curva tiempo - corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de (mtd) del fusible ó principal.
Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de (mtf) del fusible debe quedar por arriba de la curva tiempo - corriente temporizada del relé de protección principal. Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva 28
UPS
tiempo - corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de (mtd) de F1 y también debe estar por debajo de la curva de (mtf) F 2, esta coordinación es indicada en el siguiente grafico.
Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 1
– Reconectador. 1.2.1.4 Relé
G
T
D
R Falla
Figura 1.17. Coordinación Relé-Reconectador 1
Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la coordinación estará dada entre el relé que comanda al disyuntor
y el
reconectador. El reconectador debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el relé no debe llegar a completar su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de operaciones del reconectador debe ser menor que la curva característica de tiempo - corriente del relé. Este rango de coordinación está limitado por los relés con curvas de tiempo extremadamente inversa. 29
UPS
Figura 1.18. Coordinación Relé - Reconectador 3
1.2.1.5 Relé – Relé
En la coordinación de relés de sobrecorriente es obtenida a través del establecimiento de la corriente mínima de disparo y del retardo de tiempo, de manera que exista sensibilidad para poder detectar los diferentes tipos de fallas que se pueden presentar en líneas de distribución, selectividad para poder discriminar fallas en zonas de protección primarias y secundarias (de respaldo). Para que la operación de los relés en conjunto sea selectiva, es preferible utilizar curvas de tiempo inverso con el mismo grado de inversión (curvas inversas, muy inversas, extremadamente, etc.)
Para lograr una correcta coordinación de relés de sobrecorriente, primero debemos establecer límites en las zonas de protección que dichos equipos deberán actuar y todos los datos necesarios de los equipos de protección, como marca, modelo, número de partes del relés, transformadores de corriente; también debemos conocerse las características del sistema eléctrico a proteger, parámetros de las líneas como tipo y distancias, transformadores de potencia y celdas de media tensión y características de los interruptores de potencia.
30
UPS
En este tipo de coordinación para determinar si los relés pueden tener unidad instantánea se debe verificar si la corriente en el punto hasta donde se quiere que
“vea” el relé excedida en un 30% no sea mayor que la corriente de falla máxima en el punto donde se ubicará el mismo, IFM 2 > IFM (punto hasta donde se ve) x 1,3. Para la unidad temporizada, el taps se calibrará con un valor adicional a la corriente de carga (varía del 10 al 50% dependiendo del caso), en el punto donde se instalará el relé.
Figura 1.19. Coordinación relés - relés
3
El primer relé desde el lado de carga toma el dial más bajo si no existen otros elementos de protección hacia el lado de carga. El cálculo del dial para los relés siguientes hacia el lado de alimentación se realiza tomando en cuenta un tiempo de 0.3 segundos, que corresponde a errores de tolerancia, sobrecarga, etc, que 1
pudieran presentarse en éstos .
31
UPS
1.3. Coordi nación dif er encial. La coordinación diferencial es una de las protecciones de mayor importancia en los sistemas eléctricos de potencia, la misma que consiste en proteger al transformador de potencia de las subestaciones. La protección diferencial se basa en una comparación de corrientes, hace uso del hecho que un objeto protegido siempre lleva la misma corriente (i) a sus dos lados cuando se encuentra en una operación normal, una diferencia en corriente es una clara indicación de una falla entre estas dos secciones. Si la relación del transformador de corriente actual, es la misma, el devanado secundario del transformador de corriente CT1 y CT2 a los lados del objeto protegido puede ser conectado formando un circuito eléctrico cerrado con una corriente secundaria I; un elemento de medición M, que es conectado al punto de balance eléctrico, si la diferencia de corriente de secuencia es cero se establece una buena operación. Cuando ocurre una falla en el límite de la zona del transformador de corriente, una corriente i1+i2, que es proporcional a la corriente de falla I1+I2 fluyendo en ambos lados del elemento de medida. Como resultado, el circuito mostrado en la figura # 20 asegura un confiable disparo de la protección, si la corriente de falla fluye dentro de la zona de protección, durante una gran falla para el elemento de medida M.
i1
i2
TRANSFORMADOR CT 1
CT 2 i1 + i2
I1
M i2 i1 + i2
Figura 1.20. Protección diferencial 1
32
UPS
T/C LINEA 52
TP
ELEMENTO AUXILIAR
RELÉ
Figura 1.21. Componentes de un sistema de protección
33
1
UPS
CAPITULO II
Situación actual de la coordinación en el sistema de distribución.
En este capítulo se pretende conocer el estado de los alimentadores y de los equipos de protección de la subestación Machala.
34
UPS
2.1 Topología de las redes de distr ibución 2.1.1 Obtenci ón de datos en los tr ansfor madores de subtransmisi ón y media tensión de la S/E M achala. El transformador de potencia es una máquina eléctrica diseñada para un ciclo de vida útil de 30 años aproximadamente, lo cual no quiere decir que no se pueda seguir la operación más allá de este límite de tiempo, una de las características importantes es conocer el estado y evolución del transformador para que esté en condiciones de poder operar con máxima seguridad, saber si es apropiado continuar su uso, conocer la capacidad de sobrecarga, limitar la potencia, reacondicionarlo o en último de los casos retirarlo del servicio activo.
También es necesario conocer las características que tiene cada uno de estos equipos, por ejemplo resistencia, impedancia, pérdidas en vacio, pérdidas en cortocircuito, estos son datos obtenidos en pruebas a los cuales son sometidos. En la actualidad el sistema eléctrico de CNEL EL ORO S. A posee 17 subestaciones (diagrama unifilar mostrado en el anexo 2.1), dichas subestaciones están distribuidas en lugares estratégicos de la provincia de donde se reparten cada uno de los alimentadores que cubren los diferentes puntos de carga.
Los transformadores de potencia (anexo 2.2), son capaces de reducir diferentes niveles de tensión, en esta empresa la reducción es de 69/13,8 KV a nivel de subtransmisión , existen transformadores de distribución de propiedad de la empresa y privados, monofásicos (7,96/0.240 L_L) y trifásicos (13,8/0.220 L_L), convencionales y auto protegidos, la mayoría de sus transformadores son monofásicos con algunas excepciones trifásicas, en la tabla 2.1, podemos observar la codificación por Subestación y los parámetros eléctricos más importantes de los transformadores de reducción instalados en pertenecientes a CNEL El Oro S.A.
35
cada una de las Subestaciones
UPS
Número de la subestación
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
SUBESTACIÓN
RELACION
CAPACIDAD
TIPO DE CON EXIÓN
Nombre
VOLT ( KV )
M VA
T1
PEAÑA BARBONES EL CAMBIO MACHALA La Avanzada LOS PINOS STA ROSA MACHALA CENTRO ARENILLAS PACHE HUAQUILLAS PAGUA BALAO SARACAY LA IBERIA POROTILLO PRIMAVERA
69/13,8 67/13,2 67/13,8 67/13,2 69/13,8 69/13,8 69/13,8 69/13,8 67/13,2 69/13,8 69/13,8 69/13,8 69/13,8 69/13,9 69/13,8 67/13,2 69/13.8
1x10/12.5 2 X 2,5 2x10/12.5 2x10/12.5 1x16/20 1x16/20 2x5/6.25 1x10/12.5 2x3,75 1x10/12.5 1x5/6.25 1x5/6.25 1x5/6.25 1x5/6.25 1x10/12.5 1x10/2.5 1x10/12.5
Dyn11 Dyn11 YNd11 YNyn0 Dy1 Dy1 Dyn1 Yd11 Dy1 Dyn1 Dy1 Dy11 Dy1 Dyn1 Dy1
T2
X1=X2
P.U
0,763 Dy11 1,3567 YNd11 0,34 Yy0 0,34 0,45 0,45 Dyn1 0,6815 0,763 Dy1 0,8742 0,608 1,3929 1,0895 Dy11 1,3929 1,3929 0,592 2,4892 Dy1 0,7763
Tabla 2.1. Transformadores de Potencia, Subestaciones de CNEL El Oro S. A .
La Subestación escogida para nuestro análisis de coordinación de protecciones es la Subestación Machala, la cual es una de las mayores en carga instalada, cuenta con 5 alimentadores los mismos que cubren la parte urbana residencial de la ciudad de Machala (anexo 2.3) el nombre y la codificación de los alimentadores de la Subestación Machala son presentados a continuación.
código del alimentador 0 411 0 412 0 413 0 414 0 415
alimentador Madero Vargas Unioro Expreso II Emproro Condado
Tabla 2.2. Alimentadores de la S/B Machala.
36
UPS
La Subestación Machala posee dos transformadores de potencia, cada uno de 10 MVA, el primer transformador tiene un grupo de conexión Yy0, el segundo transformador que es de la misma potencia y está conectado en YNyn0. A su vez cada uno de los alimentadores de la Subestación Machala posee transformadores de distribución convencional (protección externa) y auto protegidos (protección interna),
para
nuestro
estudio
de
coordinación
de
protecciones
solo
consideraremos los transformadores pertenecientes a CNEL El Oro S. A. Las características principales de estos transformadores y útiles en nuestro análisis son las siguientes:
Potencia
Voltaje de alimentación en el lado de media tensión.
Voltaje de salida en el lado de baja tensión.
Impedancia en porcentaje (z %)
Resistencia en porcentaje (r %)
Pérdidas de Vacio (W)
Entre las marcas comunes de transformadores de distribución de CNEL El Oro S. A, están INATRA e ECUATRAN, las mismas que facilitaron los valores de impedancia, resistencia y pérdidas de vacio (anexo 2.4) que nos servirán posteriormente para nuestro análisis de coordinación de protecciones, estos fabricantes trabajan bajo las normas INEN e INCONTEC. Para tener una mejor visualización de los alimentadores de la Subestación 04 se muestra a continuación los diagramas unifilares y las corrientes de fallas en cada punto de protección, (el diagrama unifilar del alimentador 0411 se muestra en el anexo 2.5) también se colocan las características más importantes dentro de un alimentador las cuales son:
Código de fusibles
Potencia de los transformadores
Calibres de los conductores (fase y neutro)
Longitudes de las líneas de distribución.
Valor en amperios actual del tira fusible instalado. 37
UPS
Al imentador U nioro f igura 2.1 Corr ientes de fall as en el A li mentador 0412 fi gur a 2.1 1 con l os códigos de los tira fusibles.
38
UPS
Al imentador E xpreso I I fi gura 2.2 Corr ientes de fal las en el Al im entador 0413 figur a 2.2. 1 con l os códigos de los tira fusibles.
39
UPS
Al imentador E mproro f igura 2.3
Corr ientes de fall as en el Al im entador 0414 figur a 2.3.1 con l os códigos de los tira fusibles.
40
UPS
Al imentador Condado fi gur a 2.4 con l os códigos de los tira fusibles.
Corr ientes de fal las en el Alimentador 0415 fi gur a 2.4.1
41
UPS
Descri pción de los transfor madores in stalados en el ali mentador 0411.
s o d o N
auto
F
A
S
E
#
Potencia (KVA)
0 - 1
1 1
37, 5 25
x x
x x
1 -2
1 2
50 50
X x
x x
2 1
25 15
x x
x x
7 4 1
25 37,5 50
x x x
x x x
1 1
400 500
x x
x x
2 1
750 10
x x
x x
2 1
15 25
x x
x x
2 1 2 2 1 1 2 1 1
37, 5 25 25 15 25 banco 10 - 15 37, 5 50 50
x x
x x x x x
1 1 1 1 5 2 2 1 1 1
100 100 15 15 25 25 30 37, 5 37, 5 50
x
1 3 1 3 1 1 1 1 1
50 75 25 75 37, 5 37, 5 50 50 75
x
2 1
bancos 15 - 15 25
x x
2 1
45 37, 5
x x
1 1
50 50
x
1 1 1
75 banco 25 - 25 37, 5
1 1
37, 5 50
x x
x x
1 1
banco 25 - 25 37, 5
x x
x
1 3
37, 5 50
x x
x x
1 1
50 75
x x
1 1
banco 10 - 10 banco 15 - 15
1 1 1
25 25 30
2 1
37, 5 50
2
50
2 -3
3 - 4
4 - 5
5 -6
6 - 7
7 - 8
8 - 9
9 - 1 0
1 0 - 1 1
1 1 - 1 2
1 2 - 1 3
convencional
protegido
3 F
x x x x
x x x
x x
x x x x x
x
x x
x
x x x x
x
x x x
x x
x x x x x
x x x x x x x x
x x x x
x x x x x
x x
x x
x
x
x x x x x
x x
x x
x
x x x
Tabla 2.3. Transformadores instalados en el alimentador 0411 .
42
1 F
x x x
S
UPS
Descri pción de los transfor madores in stalados en el ali mentador 0412.
o s d o N
0-1 1 - 2
2 - 3
3 - 4
#
auto conven- protegido cional
Potencia (KVA)
1 1 4 3 1 1 1 4 1 1 2 7 2
37, 5 25 37, 5 50 225 25 37, 5 50 10 15 25 37, 5 50
x x x x x x x x x x x x x
F A S E S 3F
1F x x x
x x x x x x x x x
Tabla 2.4. Transformadores instalados en el alimentador 0412.
Descri pción de los transfor madores in stalados en el ali mentador 0413.
o s d o N
0-1 1 - 2
2-3 3-4 4 - 5
# 1 2 2 2 1 1 2 1 1
Potencia (KVA) 37, 5 50 50 25 75 20 25 30 50
convenauto cional protegido
F A S E S 3F
x x x x x x x x x
Tabla 2.5. Transformadores instalados en el alimentador 0413.
43
1F x x x x x x x x x
UPS
Descri pción de los transfor madores in stalados en el ali mentador 0414.
o s o d N
0 - 1
1 - 2 2 - 3
3 - 4
4 - 5
5 - 6
6 - 7
#
Potencia (KVA)
3 2 1 1 1 1 2 1 4 2 1 1 1 1 1 1 4 2 2 1 2 4 1
37,5 50 50 37, 5 25 10 50 37, 5 37, 5 50 37, 5 37, 5 50 100 37, 5 15 50 25 15 50 37, 5 50 15
convencional
F A S E S
auto protegido
3F
1F x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Tabla 2.6. Transformadores instalados en el alimentador 0414 .
Descri pción de los transfor madores in stalados en el ali mentador 0415.
o s d o N 0 - 1 1 - 2 2 - 3
3 - 4
# 1 2 1 5 5 3 4 1 5 1
Potencia (KVA) 37, 5 45 50 37, 5 25 37, 5 50 15 25 50
convencional
auto protegido
x x x x x x x x x x
F A S E S 3F
1F x x x x x x x x x x
Tabla 2.7. Transformadores instalados en el alimentador 0415.
44
UPS
Las pérdidas de vacío, resistencia y la impedancia de los transformadores de distribución son parámetros muy importantes en el cálculo de flujos de potencia, en los alimentadores de la Subestación 04 existes transformadores de distintas potencias cada uno con un valor distinto de pérdidas, observemos la siguiente tabla en donde se muestra las características eléctricas de los transformadores de distribución.
Potencia
1F 100KVA 7,97/0,24 1F 10KVA 7,97/0,24 1F 15KVA 7,97/0,24 1F 25KVA 7,97/0,24 1F 37,5KVA 7,97/0,24 1F 50KVA 7,97/0,24 1F 75KVA 7,97/0,24 2F 20KVA 13,8/0,24 2F 30KVA 13,8/0,24 2F 35KVA 13,8/0,24 2F 50KVA 13,8/0,24 2F 52,5KVA 13,8/0,24 2F 55KVA 13,8/0,24 2F 62.5KVA 13.8/0.24 2F 65KVA 13,8/0,24 3F 100KVA 13,8/0,24 3F 112,5KVA 13,8/0,24 3F 15KVA 13,8/0,24 3F 225KVA 13,8/0,24 3F 300KVA 13,8/0,24 3F 30KVA 13,8/0,24 3F 375KVA 13,8/0,24 3F 400KVA 13,8/0,24 3F 45KVA 13,8/0,24 3F 500KVA 13,8/0,24 3F 50KVA 13,8/0,24 3F 55KVA 13,8/0,24 3F 60KVA 13,8/0,24 3F 750KVA 13,8/0,24 3F 75KVA 13,8/0,24
Perdidas KW
Z%
r%
0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 62,5 0,12 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22
3 3 3 3 3 3 3 2,3 2,4 2,4 2,51 2,4 3,3 2,51 2,6 3,5 3,5 3 4 4,5 3 4,5 5 3 5 3 3,3 4,5 5 3,5
1,2 1,6 1,6 1,6 1,3 1,3 1,1 1,6 1,3 1,3 1,3 2 1,6 1,3 1,2 1,7 1,5 2,4 1,3 1,3 2,1 1,2 1 1,3 1,3 1,3 1,6 1,5 1,15 1,6
Tabla 2.8. Pérdidas, impedancia y resistencia de los transformadores de distribución.
45
UPS
2.1.2 D eter mi nación de los par ámetr os de las líneas de distribución.
Los parámetros de las líneas de distribución son de mucha importancia al momento de realizar el estudio de protecciones, en la tabla mostrada a continuación observamos los conductores y arreglos en cada una de las líneas de distribución de los alimentadores de la Subestación 04.
Alimentador
0 411 0 412 0 413 0 414 0 415
líneas de distribución
1F 1*4 (2) 1*4 (2) 1*4 (2) 1*4 (2) 1*4 (2)
2F 2*4/0 (2/0) 2*4/0 (2/0) 2*4/0 (2/0) 2*4/0 (2/0) 2*4/0 (2/0)
3F 3*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0) 3*4/0 (2/0)
Tabla 2.9. Calibre de conductores instalados en los alimentadores de la Subestación 04
Una vez conocidos los calibres de los conductores de estos alimentadores procedemos a mostrar las características principales de cada uno de ellos, las mismas que son recopiladas de la base de equipos del programa computacional adquirido por CNEL El Oro S. A.
AWG o MCM MATERIAL DIAMETRO 4/0 ACSR 0,563
2/0 #4 6/1 #2 6/1 3/0 6/1 #2 7/1 #5 6/1 #4 7/1
ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR
0,447 0.25 0.316 0.502 0.325 0.223 0.257
RMG 0,00814
R (ohm/millas) 0,592
A 340
0,0051 0.00437 0.00418 0.006 0.00504 0.00416 0.00452
0,895 2.57 1.69 0.723 1.65 3.18 2.55
270 140 180 300 180 120 140
Tabla 2.10. Características de los conductores instalados en las líneas de distribución
46
UPS
Ti pos de estr uctu r as.
Cada alimentador de esta Subestación posee diferentes tipos de estructuras, realizando un análisis por nodos se concluye que la estructura predominante es la tipo VP, como podemos observar en las tablas mostradas a continuación.
Tipos de estructura / Alimentador
nodos
cantidad VP
0 4 1 1
SC
UP
0-1
15
1-2
5
3
2-3
9
2
3-4
5
15
4-5
10
9
5-6
4
6-7
21
2
7-8
27
5
8-9
30
5
9 - 10
24
2
10 - 11
12
11 - 12
20
12 - 13
24 206
TOTAL
3 0
46
Tabla 2.11. Estructuras instaladas alimentador 0411
Tipos de estructura / Alimentador
0 4 1 2
nodos
cantidad VP SC UP
0-1
34
1-2
71
2-3
15
3-4
91
12 51
4-5 5-6 211
TOTAL
0
63
Tabla 2.12. Estructuras instaladas alimentador 0412
47
UPS
Alimentador
0 4 1 3
TOTAL
Tipos de estructura / nodos cantidad VP SC UP 0-1 25 1-2 18 3 2-3 16 3-4 9 3 4-5 28 96 0 6
Tabla 2.13. Estructuras instaladas alimentador 0413
Alimentador
0 4 1 1 4
TOTAL
Tipos de estructura / nodos cantidad VP SC UP 0-1 35 36 1-2 6 2-3 13 3 3-4 3 8 4-5 13 11 5-6 15 6 85 0 64
Tabla 2.14. Estructuras instaladas alimentador 0414
Alimentador
0 4 1 5
TOTAL
Tipos de estructura / nodos cantidad VP SC UP 0-1 13 1-2 19 2 2-3 17 28 3-4 20 4 56 13 34
Tabla 2.15. Estructuras instaladas alimentador 0415
48
UPS
Las distancias entre fases y de fase a neutro en la estructura predominante son de mucha importancia al momento de realizar el cálculo de las impedancias de secuencias positiva, negativa y cero, siendo
la distancias entre fases 0,70 m y la
distancia entre fase y neutro 1,8 m, observemos la grafica mostrada a continuación.
Figura 2.5. Distancias entre fases en la estructura VP
Con la obtención de las estructuras y los parámetros de las líneas de distribución se procedió a investigar los métodos para el cálculo de las redes de secuencia, impedancia positiva (+), impedancia negativa (-) e impedancia cero (0) de las líneas de distribución. Para el cálculo de estas impedancias comparamos dos
métodos el primero es el de J. R. Carson: “Wa re propacation in overhead wires with ground return” en este método se calculan las impedancias de secuencia incluyendo el circuito de tierra, el mismo que no era el muy convincente porque en este se utilizaba el conductor de tierra y el cálculo se lo debería hacer con el conductor neutro, el segundo método de SynerGEE Electrical 3, 8 es muy parecido pero este utiliza los datos de las líneas de distribución (fase - neutro) como distancias entre fases, radio medio geométrico y resistencias de los conductores. Analizando los dos métodos llegue a la conclusión que el mejor método sería el segundo porque trabaja con datos reales del alimentador previamente levantados en el GIS y realiza los cálculos con el conductor neutro, a continuación se muestra la formulación empleada para el cálculo de estas impedancias.
49
UPS
Primero calculamos la impedancia propia de la fase:
Z PS r K 1 * f j K 3 LN GMR LN MI f GMR: radio medio geométrico, obtenido de las diferentes tablas de conductores. ρ: resistividad del terreno en ohmios (100 Ω).
Las constantes:
K1 ohm/Hz*mi K2 ohm/Hz*mi 0,00158837 0,0020224
K3 7,6786
La impedancia mutua de la fase están dadas por:
f MI
Z PM K 1 * f jK 2 * f K 3 LN D¨ P LN
D¨ P 3 D AB * D BC * DCA
D P : es la distancia entre fases.
Luego calculamos la impedancia propia del neutro:
Z NS r N K 1 f jK 2 K 3 LN GMR LN MI f Impedancia mutua del neutro:
Z PN K 1 * f jK 2 * f K 3 LN D¨ N LN
MI f
D ¨ N 3 D AN * D BN * DCN
D N : es la distancia entre la fase y el conductor neutro. Entonces obtenemos impedancias propias y mutuas generales:
50
UPS
( Z PN ) 2 Z S Z PS MI Z
( Z ) Z M Z PM PN Z NS MI
Z S : impedancia propia
Z M : impedancia mutua
2
NS
Por último, impedancias de secuencia:
Z 0 Z S 2 Z M Z 1, 2 Z S Z M
Z 0: impedancia de secuencia cero. Z 1: impedancia de secuencia positiva. Z 2: impedancia de secuencia negativa. IMPEDANCIAS DE LAS LÍNEAS 3 F SUBESTACIÓN 04 Z0 Z1,2 0,592+0,779i 1,304+2,2880i
IMPEDANCIA DE LÍNEA 1 F SUBESTACIÓN 04 Z 1 = 1,049 + 0,413 i
Tabla 2.16. Valores de líneas 3 F
Tabla 2.17. Valores de líneas 1 F
Figura 2.6. Estructura tipo VP
51
UPS
2.1.3 Análisis y corr ida de fluj os en los ali mentadores.
Una vez obtenida toda la información es posible realizar un análisis de flujos de potencias en los alimentadores de la Subestación 04. En la actualidad CNEL El Oro S.A, posee un software llamado SynerGEE Electrical 3. 8, este software es de procedencia Estadounidense, y es uno de los más potentes a nivel mundial. Los resultados de la corriente de carga en cada uno de los puntos de protección son mostrados en el capítulo 3. 2.
En la siguiente figura observaremos un panorama del software utilizado para el análisis de flujos de potencia.
Figura 2.7. Panorama del software utilizado para el análisis de flujos de potencia
52
UPS
2.2 Estado actual del Sistema de Protección 2.2.1 Detall es de los Equi pos de Protección. Reconectadores: En la actualidad cuatro de los alimentadores de la Subestación 04 poseen como equipo de protección principal un reconectador con control electrónico de diferentes marcas, los mismos que están colocados en el arranque de cada alimentador, la protección principal del alimentador 0413 es un disyuntor colocado en el arranque. En las tablas mostradas a continuación podemos observar las características más relevantes y la configuración actual de cada uno de estos reconectadores.
M odelo
Cooper F 5
Tensión ingreso I mínima curva I máxima curva tiempo mínimo tiempo máximo Tipo de control Fases Refrigerante Modelo de curva Fuente externa alim. # de curva I disparo mínimo fase I disparo mínimo tierra Frecuencia Voltaje fase Neutro Zona de coordinación Conexión
13,8 - 15 KV 100 A 12500 A 15 seg. 0,52 seg Elect. VWE 3F Aceite ANSI 135 120 V CA Kyle 135 300 A 150 A 60 HZ 7,69 KV deshabilitada Y-Y
Tabla 2.18. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0411. (Anexo 2.6)
53
UPS
Modelo
Cooper F 5
Tensión ingreso I mínima curva I máxima curva tiempo mínimo tiempo máximo Tipo de control Fases Refrigerante Modelo de curva fase Modelo de curva tierra Fuente externa alim. # de curva I disparo mínimo fase I disparo mínimo tierra Frecuencia Voltaje fase Neutro Zona de coordinación Conexión
13,8 KV 100 A 12500 A 15 seg. 0,52 seg Elect. VWE 3F Aceite ANSI 135 ANSI 135 120 V CA Kyle 120 250 A 125 A 60 HZ 7,69 KV deshabilitada Y-Y
Tabla 2.19. Configuración actual del reconectador Cooper F5 alimentador 0412. (Anexo 2.7)
Como se dijo anteriormente en el alimentador 0413 no posee reconectador con control electrónico sino un disyuntor el cual posee la siguiente curva.
Figura 2.8. Curva del disyuntor alimentador 0413
54
UPS
Modelo Tensión ingreso Tipo de control Fases Refrigerante Modelo de curva Fuente externa alim. # de curva I fase inversa I tierra inversa I fase estándar I tierra estándar Frecuencia Voltaje fase Neutro Zona de coordinación Conexión Alternativa 1 Alternativa 2
ABB interrup. OVR 13,8 KV PCD 3F Vacio Inversa estándar 125 VDC Inversa estándar 300 A 150 A 10 A 10 A 60 HZ 7,69 KV deshabilitada Y-Y deshabilitada deshabilitada
Tabla 2.20. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0414. (Anexo 2.8).
M odelo Tensión ingreso Tipo de control Fases Refrigerante Modelo de curva Fuente externa alim. # de curva I fase inversa I tierra inversa I fase estándar I tierra estándar Frecuencia Voltaje fase Neutro Zona de coordinación Conexión Alternativa 1
ABB interr up. OVR 13,8 KV PCD 3F Vacio Inversa estándar 125 VDC Inversa estándar 200 A 100 A 5A 5A 60 HZ 7,69 KV deshabilitada Y-Y deshabilitada
Tabla 2.21. Configuración actual del reconectador ABB PCD alimentador 0415. (Anexo 2.9)
55
UPS
Fusibles
La mayoría de los alimentadores de la Subestación 04 poseen equipos
de
protección (interruptor fusible) en el ramal principal y en algunos casos en los ramales secundarios, los valores de estos son mostrados en el capítulo 2.1. 1 (diagrama unifilar de los alimentadores), la ubicación de cada fusible esta dado por un código de tramo que está disponible en el GIS y de igual manera posee un código para el interruptor fusible. A continuación se muestra las características y las codificaciones de los equipos de protección por cada uno de los alimentadores.
Alimentador 0411 nodos 2 - 3
3 - 4
4 - 5
5-6 6 - 7
Fases 1F 3F x x x x x x x x x x x x x x x x x
7 - 8
x x x x x x x x
8 - 9
x x x x x
codigo del fusible 209363 209364 209683 209365 212883 209686 209684 209691 209690 209696 210008 217364 230163 201071 216727 210648 216726 210650 217044 217043 217046 216725 216723 217045 216724 210969 216404 216098 210975 210971 216092
código del tramo 347365 347675 347997 347686 358877 348319 348315 348640 347088 348960 349623 373915 434072 349280* 373591 351524* 373284 351840 373609 373607 373620 373278 373271 373616 373276* 352496 372971 372968 352838 352810 372636
Amperios 12 15 40 40 25 15 15 20 40 10 20 10 40
protección de línea tranfo x x x x x x x x x x x x x
25
Potencia KVA 25 25
50 25 100
x
15 25 10 10 20 10 12 20
x x
50 - 65 - 50 20 20 50 - 40 - 50 20 15
x
x x
25 25
x
37, 5
x x
50 75
x
50
x x x
x x
Tabla 2.22. Descripción de los interruptores fusibles en el alimentador 0411.
56
UPS
Alimentador 0411 nodos
9 - 1 0
1 0 - 1 1
1 1 - 1 2
Fases 1F 3F x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
1 2 - 1 3
x x x x x x x x x x x x x
codigo del fusible 210972 216094 210977 216092 216724 210969 216404 216098 210975 210971 216097 216092 210972 216094 210977 216092 229525 216091 229843 211284 216083 216088 216087 216089 211285 211606 215443 215444 215445 211608 211605 211604 215763 215127 214814 211926 215764 214818 211924 214815
código del Amperios tramo 353116 10 372952 15 372644 25 - 30 - 50 372636 15 373276* 373276 50 - 65 - 50 372971 20 372968 20 352838 50 - 40 - 50 210971 20 372964 15 372636 15 353116 10 372952 15 372644 25 - 30 - 50 372636 25 432155 3 216091 10 432792 6 354402* 372327 12 372336 10 372333 10 372333 10 353454* 347161 40 371351 25 371354 10 371357 10 211608 25 - 40 - 30 355037 10 355033 10 371991 6 371033 6 370398 15 356317 15 355361* 370713 20 355996 30 370399 10
protección de línea tranfo x x x x
75 50
x x x
50 75
x x
37, 5 50
x
75
x
50
x x x x
37, 5 banco 25 - 25 37, 5 37, 5
x x x
75 75 50
x
50
x
50
x
25
x x
x x x x x
x
x x x x x x
x
Tabla 2.23. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0411.
57
Potencia KVA
UPS
Alimentador 0412 nodos
Fases 1F 3F x
0 - 1
x x x x
1 - 2
x x x x
2 - 3
x x x x x x x
3 - 4
x x x x x
código del fusible
código del tramo
213535 213538 213537 213847 213851 213853 213855 213857 214164 214165 214808 214803 214166 214167 214169 214172 214173 214486 214489 214492 214483 214484
363043 363991 363366* 364634 364955 364963 365274 365283 365913 365917 370076 369752 365919 365925 366551 367206 367519 368792 368806 369431 368155 368471
Amperios 8 100 15 15 20 15 15 80 25 10 15 80 20 10 10 20 40 12 10 10 10
protección de línea tranfo
Potencia KVA
x
37, 5
x
50
x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Tabla 2.24. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0412
Alimentador 0413 nodos 0-1 1 - 2
2-3 3 - 4
Fases 1F 3F x x x x x x x
código del fusible 213203 233044 213206 213208 213524 213525 213528
código del tramo 359515 445915 359834 359846 361760 362078 362403
Amperios 25 15 20 20 50 15 25
protección de línea tranfo x x x x x x x
Tabla 2.25. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0413.
58
Potencia KVA
50
50
UPS
Alimentador 0414 nodos
0 - 1
1 - 2
2 - 3
3 - 4
4 - 5
5 - 6
6 - 7
Fases 1F 3F x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
código del fusible 232418 232410 232408 232407 232412 232415 232417 232737 233731 232735 232739 236563 237212 237211 236564 236568 236569 236566 237217 237215 237216 237214 236886 236885 237213 234643 234646 234648 234644 234650 234656 234652 234654 234964 235925 235923 234969 235297 235294 235293 234973 235283 234976 235284 236245 235291
código del tramo 444636 443680 443671 443362 443686 444004 444326 445605 445285 445603 462552 454574 237212 457123 455193 455513 455517 455203 458082 458077 458079 457754 456157 456154 457443 449113 449431 449436 449119 449439 449461 449453 449457 450392 453285 452954 450715 450718 452314 452006 451366 451684 451672 451992 236245 454235
Amperios 6 25 15 12 25 30 25 100 6 3 3 80 15 10 15 8 10 10 25 25 80 30 20 15 40 15 10 10 20 20 10 10 10 30 10 8 10 30 10 10 10 8 10 12 15 10
protección de línea tranfo x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Potencia KVA
Tabla 2.26. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0414.
59
50
50
15
50 37, 5 37, 5 50 50
50 50
50 50 50 50
15 25
37,5 37, 5 15 50 50 50 50
UPS
Alimentador 0415 nodos
0-1 1 - 2
2 - 3
3 - 4
Fases 1F 3F x x x x x x x x x x x x x x
código del fusible 217683 217685 217689 217687 217688 218004 218010 218325 218645 218653 218654 218975 218972 218966
código del tramo 374558* 374874 375191 374883 374886 375843 376471 377121 377758 378712 378717 380006 379689 379360
Amperios
140 20 8 80 10 15 15 10 15 50 25 30 8
protección de línea tranfo
Potencia KVA
x x x x x x x x x x x x x
Tabla 2.27. Interruptores fusibles instalados en el alimentador 0415. Los que tienen la simbología del * no son seccionadores fusibles sino seccionadores cuchillas los mismos que sirve para la transferencia de carga.
En la siguiente tabla se muestra el nivel de aislamiento BIL para los interruptores fusibles utilizados en CNEL El Oro S. A, con un nivel máximo de voltaje de 15 KV.
corriente de in terrupción Voltaje máximo de diseño KV Voltaje de impulso (BIL) Corriente continua 60 HZ
en rms
Distancia de aislamiento
Simétrica Asimétrica 15
110
100
7100
10000
216
15
110
100
10600
16000
216
15
110
200
8000
12000
216
Tabla 2.28. Nivel de aislamiento para interruptor fusible
60
UPS
Protección diferencial
La Subestación 04 posee dos transformadores de potencia de 10 MVA los mismos que están protegidos por una protección diferencial también conocida con el nombre de TPU (unidad de protección del transformador), su función principal es aislar al transformador en el caso de producirse una falla en media y alta tensión. En el siguiente grafico se muestra un diagrama unifilar de este tipo de protección.
Figura 2.9. Diagrama unifilar de la protección diferencial Subestación 04
Simbología: D
disyuntor.
TC Transformador de corriente. 87 Protección diferencial.
Figura 2.10. Protección diferencial TPU 2000R
61
UPS
A continuación mostraremos las características eléctricas del equipo de protección para los transformadores de potencia de la Subestación 04.
PROTECCIÓN DIFERENCIAL Marca Control V de funcionamiento Relación del Tc de 69 KV Relación del Tc de 13, 8 KV Conexión del transformador Potencia del transformador Conexión del relé de alta y media Protección de armónicos Corriente mínima Ajuste de corriente de la protección diferencial
ABB TPU 2000 R 125 VD 100/1 500/1 YNyn0 10 MVA DELTA - DELTA DESHABILITADA 0,4 A 7, 2 A
Tabla 2.29. Características eléctricas de la protección diferencial
2.2.2 Análisis de la inf orm ación obteni da de los Sistemas de Pr otección.
Antes de realizar el análisis del sistema de protecciones realizaremos un análisis de la topología actual de cada uno de los alimentadores de la Subestación 04.
Análisis de la topología actual alimentador 0411, como se observa en el diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador es uno de los más grandes en carga instalada y la topología es de forma radial simple, en los nodos del 1 al 3 que están al inicio del alimentador existen derivaciones monofásicas las mismas que poseen seccionador fusibles al inicio del ramal, lo que quiere decir que están coordinando directamente con el reconectador, esto se debe a la topología de las redes de distribución actual, entonces al momento de producirse una falla en esta línea de distribución podría llegar a causar daños irreparables en los equipos de distribución, todo esto se debe por no tener su respectiva protección de respaldo. Por consiguiente se recomienda que no deba existir ninguna red de distribución antes del primer seccionador fusible que está coordinando con el reconectador.
62
UPS
Análisis de la topol ogía actual alimentador 0412, como se observa en el diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador tiene una topología radial simple, la única observación que se puede hacer en este alimentador es que entre los nodos 0 y 1 existe un transformador de distribución el mismo que posee un seccionador fusible de código 213535 que está coordinando directamente con el reconectador, por lo cual se recomienda desplazar esta pequeña acometida después del fusible de código 213538 ya que de esta manera cumpliría con los procesos de coordinación en donde debería existir un fusible principal y uno de respaldo.
Análisis de la topol ogía actual alimentador 0413, como se observa en el diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee transformadores de distribución auto protegidos que se encuentran entre los nodos 0 y 1, al momento de presentarse una falla en la línea que va desde la red al transformador este afectará directamente al disyuntor colocado en cabecera y por consiguiente dejaría sin energía a todo el alimentador. Por lo cual se debe mejorar esta topología o implementar un seccionar fusible para prevenir daños que pueden ser irreparables para los equipos de distribución.
Análisis de la topol ogía actual alimentador 0414 , como se observa en el diagrama unifilar mostrado anteriormente este alimentador posee una gran cantidad de transformadores de distribución que van desde el nodo 0 hasta el tira fusible de código 232737 que es el más significativo del ramal principal, el mismo que está coordinando con el reconectador.
El problema se presentara cuando sucede una falla en los seccionadores fusibles que están antes del fusible más significativo, esta falla repercutirá directamente al reconectador dejando a todo el alimentador sin energía, esto se debe a la topología actual que existe en este alimentador, podría proponerse dos tipos de modificaciones que son nombradas a continuación:
63
UPS
Diseñar una red que vaya desde el nodo 1 y alimente a todos los transformadores de distribución (mayor costo). Con esto se reducirá la corriente de falla y se podrán colocar nuevos valores de fusibles apropiados que soporten dicha corriente.
O, reubicar el seccionador fusible de código 232737, con un nuevo valor de tira fusible (menor costo). Esto es de forma incierta, ya que habría que ver si existe un fusible para que soporte tal corriente de falla.
Análisis de la topol ogía actual alimentador 0415 , como podemos observar en el diagrama unifilar mostrado anteriormente en este alimentador no existen seccionadores fusibles antes del fusible que está coordinando con el reconectador por lo cual no se recomienda realizar configuraciones en la topología del mismo.
Con toda la información recopilada es posible realizar el análisis de protecciones por alimentador de la Subestación 04 con la ayuda de curvas de tira fusibles observaremos la coordinación actual de protecciones en estos alimentadores. La
mayoría de los fusibles de estos alimentadores son de marca “chance” y sus curvas son representadas a través de un programa computacional llamado SynerGEE Electrical 3.8, el mismo que nos ayudará hacer el estudio de coordinación de protecciones en estos alimentadores.
Análisis de la coordinaci ón actual en el ali mentador 0411
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores de los tira fusibles actuales del alimentador 0411, también se puede observar que no existen fusibles en el ramal principal, sino en las derivaciones del mismo, lo que quiere decir que al momento de presentarse alguna falla en cualquiera de las derivaciones esta afectará inmediatamente al reconectador colocado en cabecera, esto se puede demostrar gráficamente mediante curvas de coordinación, también se puede observar que no en todas las derivaciones existen seccionadores fusibles por lo cual se recomienda implementar seccionadores fusibles en las derivaciones que no lo posean, la mayoría de estos fusibles no están debidamente
64
UPS
dimensionados porque en algunos casos no soportan la corriente de falla máxima existente en ese punto y esto repercutirá al fusible de respaldo dejando a un gran número de abonados sin servicio de energía eléctrica. A continuación observaremos las curvas de los fusibles en su situación actual.
Figura 2.11. Coordinación actual del F 156 (no existe coordinación)
Figura 2.12. Coordinación actual del F 155 (no existe coordinación)
65
UPS
Figura 2.13. Coordinación actual entre F 152 y F 153 (no existe coordinación)
Figura 2.14. Coordinación actual del F 154 (no existe coordinación)
66
UPS
Figura 2.15. Coordinación actual del F 150 (no existe coordinación)
Figura 2.16. Coordinación actual del F 151 (no existe coordinación)
67
UPS
Figura 2.17. Coordinación actual del F 148 (si existe coordinación)
Figura 2.18. Coordinación actual del F 149 (si existe coordinación)
68
UPS
Figura 2.19. Coordinación actual del F 147 (si existe coordinación)
Figura 2.20. Coordinación actual entre F 146 y F 144 (no existe coordinación)
69
UPS
Figura 2.21. Coordinación actual del F 143 (no existe coordinación)
Figura 2.22. Coordinación actual del F 142 (no existe coordinación)
70
UPS
Figura 2.23. Coordinación actual del F 143 (si existe coordinación)
Figura 2.24. Coordinación actual del F 141 (no existe coordinación)
71
UPS
Figura 2.25. Coordinación actual entre F 140 y F132 (si existe coordinación)
Figura 2.26. Coordinación actual entre F 132 y F 138 (no existe coordinación)
72
UPS
Figura 2.27. Coordinación actual entre F 132 y F 137 (no existe coordinación)
Figura 2.28. Coordinación actual entre F 132 – F 136- F 134 (no existe coordinación)
73
UPS
Figura 2.29. Coordinación actual entre F 132 y F 135 (no existe coordinación)
Figura 2.30. Coordinación actual entre F 132 y F 133 (no existe coordinación)
74
UPS
Figura 2.31. Coordinación actual entre F 131 y F 129 (si existe coordinación)
Figura 2.32. Coordinación actual entre F 131 y F 130 (si existe coordinación) coordinación)
75
UPS
Figura 2.33. Coordinación actual entre F 125 – 125 – F F 127 – 127 – F F 128 (no existe coordinación)
Figura 2.34. Coordinación actual entre F 125 – 125 – F F 126 (no existe coordinación)
76
UPS
Figura 2.35. Coordinación actual entre F 123 y F 124 (no existe coordinación)
Figura 2.36. Coordinación actual entre F 118 – 118 – F F 121 – 121 – F F 122 (no existe coordinación)
77
UPS
Figura 2.37. Coordinación actual entre F 118 – 118 – F F 119 (no existe coordinación)
Figura 2.38. Coordinación actual del F 117 (no existe coordinación) coordinación)
78
UPS
Figura 2.39. Coordinación actual del F 116 (no existe coordinación) coordinación)
Figura 2.40. Coordinación actual del F 115 (no existe coordinación) coordinación)
79
UPS
Figura 2.41. Coordinación actual entre F 110 - F 113 (no existe coordinación)
Figura 2.42. Coordinación actual entre F 110 – 110 – F F 112 (no existe coordinación)
80
UPS
Figura 2.43. Coordinación actual entre F 110 – F 111 (no existe coordinación)
Figura 2.44. Coordinación actual entre F 16 – F 19 (no existe coordinación)
81
UPS
Figura 2.45. Coordinación actual entre F 16 – F 18 (no existe coordinación)
Figura 2.46. Coordinación actual entre F 16 – F 17 (no existe coordinación)
82
UPS
Figura 2.47. Coordinación actual entre F 12 – F 11 (no existe coordinación)
Figura 2.48. Coordinación actual del F 13 (si existe coordinación)
83
UPS
Figura 2.49. Coordinación actual del F 14 (no existe coordinación)
Figura 2.50. Coordinación actual del F 15 (si existe coordinación)
84
UPS
Como podemos observar en la tabla del anexo 2.10 existe el 57, 5 % de errores de coordinación entre fusibles principales y el de respaldo. También se debe destacar que el 42,5 % de los fusibles colocados en el alimentador 0411 si están cumpliendo con su función de protección con respecto a la corriente de falla medida en ese punto. Para tener una idea gráfica de los errores de coordinación observemos el siguiente gráfico.
Figura 2.51. Errores de coordinación en el alimentador 0411
Análisis de la coordinaci ón actual en el ali mentador 0412
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observa los valores de los tira fusibles actuales e instalados en el alimentador 0412, este alimentador si cuenta con seccionadores fusibles en el ramal principal esto quiere decir que si existe la posibilidad de realizar la coordinación reconectador
– fusible,
conociendo que el reconectador no está funcionando como tal sino como un disyuntor con una sola curva rápida. Antes de analizar observemos las graficas mostradas a continuación en donde se presenta la coordinación actual de los tira fusibles instalados en el alimentador 0412, estas graficas son obtenidas del programa utilizado para realizar el estudio de coordinación de sobrecorriente, SynerGEE Electrical 3.8.
85
UPS
Figura 2.52. Coordinación actual del F 21 (si existe coordinación)
Figura 2.53. Coordinación actual del F 22 (si existe coordinación)
86
UPS
Figura 2.54. Coordinación actual del F 23 (no existe coordinación)
Figura 2.55. Coordinación actual del F 27 (no existe coordinación)
87
UPS
Figura 2.56. Coordinación actual entre F 24 – F 25 (no existe coordinación)
Figura 2.57. Coordinación actual entre F 24 – F 26 (no existe coordinación)
88
UPS
Figura 2.58. Coordinación actual entre F 28 – F 29 – F 211 (no existe coordinación)
Figura 2.59. Coordinación actual entre F 28 – F 29 – F 210 (no existe coordinación)
89
UPS
Figura 2.60. Coordinación actual entre F 28 – F 213 (no existe coordinación)
Figura 2.61. Coordinación actual entre F 28 – F 212 (no existe coordinación)
90
UPS
Figura 2.62. Coordinación actual entre F 212 – F 214 (no existe coordinación
Figura 2.63. Coordinación actual entre F 212 – F 215 (si existe coordinación
91
UPS
Figura 2.64. Coordinación actual entre F 212 – F 216 (si existe coordinación)
Figura 2.65. Coordinación actual entre F 212 – F 217 – F 218 – F 219 (no existe coordinación)
92
UPS
Figura 2.66. Coordinación actual entre F 212 – F 220 (no existe coordinación)
Figura 2.67. Coordinación actual entre F 212 – F 221 (no existe coordinación)
93
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Como podemos observar existe un fusible colocado antes del fusible principal el mismo que está coordinando directamente con el reconectador, entonces cuando suceda una falla en media tensión y esta no esté bien coordinada afectará directamente al reconectador llegando a causar la desconexión total del alimentador.
En la derivación del nodo 4 no existe seccionador fusible al comienzo del ramal, esto significa que al momento de producirse una falla esta afectará directamente al fusible de código 214166 dejando a un gran número de abonados desconectados lo cual no es lo correcto, por lo cual se recomienda colocar un seccionador fusible en este ramal.
Observamos que en la derivación inferior del nodo 4 existe una redundancia en protecciones, por lo cual es muy difícil coordinarlas por su parecido valor de corriente de falla, entonces se recomienda eliminar el seccionador fusible de código 214492.
También se puede observar que existen errores en la coordinación entre el fusible principal y el fusible de respaldo que no están cumpliendo con los tiempos de despeje, esto significa que al momento de producirse una falla no existirá la función de selectividad (primero opera el principal y luego el de respaldo).
Observemos el anexo 2.11, existe el 75 % de errores de coordinación en el ramal principal, derivaciones entre fusibles principales y los de respaldo, de tal manera que existen casos que el fusible no soporta la corriente de falla máxima existente en el punto de protección. Esto quiere decir que al momento de presentarse alguna falla está puede afectar al reconectador y desconectar todo el alimentador, dejando a todos los abonados sin suministro eléctrico, se debe destacar que
el
25 % de tira fusibles si están coordinando con su corriente de falla máxima. Para tener una idea gráfica de los errores de coordinación observemos el siguiente gráfico.
94
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Figura 2.68. Errores de coordinación en el alimentador 0412
95
UPS
Análisis de la coordinaci ón actual en el ali mentador 0413
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observar los valores de los tira fusibles actuales instalados en el alimentador 0413 este alimentador posee dos seccionadores fusibles en el ramal principal pero se encuentran casi al final del alimentador, lo cual quiere decir que los equipos de protección que se encuentran antes de estos están coordinando directamente con el disyuntor colocado en cabecera.
En las siguientes gráficas podemos observar la coordinación actual a través de curvas de fusibles del alimentador 0413, para posteriormente seguir con las recomendaciones.
Figura 2.69. Coordinación actual del F 31 (si existe coordinación)
96
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Figura 2.70. Coordinación actual del F 32 (si existe coordinación)
Figura 2.71. Coordinación actual del F 33 (no existe coordinación)
97
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Figura 2.72. Coordinación actual del F 34 (no existe coordinación)
Figura 2.73. Coordinación actual entre F 35 – F 36 (si existe coordinación)
98
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Figura 2.74. Coordinación actual entre F 35 – F 37 (si existe coordinación)
Como podemos observar en la tabla del anexo 2.12, solo existen dos tiras fusibles que no se encuentran cumpliendo la regla básica de coordinación que es la de soportar la corriente de falla máxima existente en el punto de protección, es por este motivo que cuando se produce alguna falla en cualquiera de los fusibles que están antes del seccionador fusible principal esta repercutirá directamente al disyuntor dejando a todo el alimentador sin energía.
También se puede observar en las derivaciones del nodo 4 no existen equipos de protección (seccionadores fusible) en líneas mayores a 100 metros, por lo cual se recomienda implementar protección en estas líneas.
Se recomienda implementar un seccionador fusible al inicio del alimentador para de esta manera realizar la coordinación con el disyuntor y así todos los fusibles que están aguas abajo se encuentren respaldados.
99
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Análisis de la coordinaci ón actual en el ali mentador 0414
En el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior se observan los valores de los tira fusibles actuales e instalados en el alimentador 0414, en este alimentador si existe seccionador fusible al inicio del alimentador colocado en el ramal principal, pero esto no quiere decir que todos los equipos de protección aguas abajo se encuentran respaldados, antes de realizar los análisis observemos a través de curvas de fusibles la coordinación actual del alimentador 0414.
Figura 2.75. Coordinación actual entre F 41 – F 43 (no existe coordinación)
100
UPS
Figura 2.76. Coordinación actual entre F 41 – F 44 (no existe coordinación)
Figura 2.77. Coordinación actual del F 44 (no existe coordinación)
101
UPS
Figura 2.78. Coordinación actual del F 45 (no existe coordinación)
Figura 2.79. Coordinación actual del F 46 (si existe coordinación)
102
UPS
Figura 2.80. Coordinación actual del F 47 (si existe coordinación)
Figura 2.81. Coordinación actual entre F 47 – F 410 (si existe coordinación)
103
UPS
Figura 2.82. Coordinación actual F 47 – F 48 (si existe coordinación)
Figura 2.83. Coordinación actual entre F 47 – F 48 – F 49 (no existe coordinación)
104
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Figura 2.84. Coordinación actual entre F 47 – F 412 F 47 – F 410 (no existe coordinación)
Figura 2.85. Coordinación actual entre F 412 – F 415 – F 416 (no existe coordinación)
105
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Figura 2.86. Coordinación actual entre F 412 – F 414 (si existe coordinación)
Figura 2.87. Coordinación actual entre F 412 – F 419 (no existe coordinación)
106
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Figura 2.88. Coordinación actual entre F 412 – F 418 (no existe coordinación)
Figura 2.89. Coordinación actual entre F 412 – F 417 (si existe coordinación)
107
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Figura 2.90. Coordinación actual entre F 421 – F 423 – F 424 (no existe coordinación)
Figura 2.91. Coordinación actual entre F 421 – F 425 (no existe coordinación)
108
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Figura 2.92. Coordinación actual entre F 425 – F 426 (no existe coordinación)
Figura 2.93. Coordinación actual entre F 425 – F 427 (no existe coordinación)
109
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Figura 2.94. Coordinación actual del F 428 (si existe coordinación) coordinación)
Figura 2.95. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 429 (si existe coordinación)
110
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Figura 2.96. Coordinación actual F 425 – 425 – F F 430 (si existe coordinación)
Figura 2.97. Coordinación actual entre F 430 – 430 – F F 431 (no existe coordinación)
111
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Figura 2.98. Coordinación actual entre F 430 – 430 – F F 432 (no existe coordinación)
Figura 2.99. Coordinación actual entre F 430 – 430 – F F 433 (no existe coordinación)
112
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Figura 2.100. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 434 (no existe coordinación)
Figura 2.101. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 436 (no existe coordinación)
113
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Figura 2.102. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 435 (no existe coordinación)
Figura 2.103. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 438 (no existe coordinación)
114
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Figura 2.104. Coordinación actual entre F 425 – 425 – F F 437 (no existe coordinación)
Figura 2.105. Coordinación actual entre F 437 – 437 – F F 439 (no existe coordinación)
115
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Figura 2.106. Coordinación actual entre F 437 – 437 – F F 440 (no existe coordinación)
Figura 2.107. Coordinación actual entre F 437 – 437 – F F 444 (no existe coordinación)
116
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Figura 2.108. Coordinación actual entre F 437 – F 443 (no existe coordinación)
Figura 2.109. Coordinación actual entre F 437 – F 442 (no existe coordinación)
117
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Figura 2.110. Coordinación actual entre F 437 – F 441 (no existe coordinación)
Figura 2.111. Coordinación actual entre F 437 – F 445 (no existe coordinación)
118
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Figura 2.112. Coordinación actual entre F 437 – F 446 (no existe coordinación)
Como se dijo anteriormente en este alimentador si existe un fusible en el ramal principal, pero existen diferentes seccionadores fusibles instalados muy cerca a la fuente y están antes del fusible principal lo que quiere decir que al momento de producirse algún tipo de falla esta afectará directamente al reconectador desconectando todo el alimentador, ya que el reconectador opera como un simple disyuntor con una sola curva rápida. Por lo que se recomienda la creación de líneas monofásicas a los lados de la red principal para alimentar a todos los equipos instalados a esta red.
Por lo anteriormente dicho se recomienda colocar seccionador fusibles al inicio de estas líneas monofásicas para despejar algún tipo de falla a presentarse. También se recomienda reinstalar el seccionador fusible de código 234969 que se encuentra en el nodo 6 para lograr la protección del ramal de 237 m que no se esta protegiendo actualmente.
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Observemos la tabla del anexo 2.13, existe el 48,2 % de errores de coordinación en el ramal principal, derivaciones entre fusibles principales y de respaldo, de tal manera que existen casos que el fusible no soporta la corriente de falla máxima existente en el punto de protección y esto afectara directamente a la protección de respaldo dejando a un gran número de consumidores sin servicio lo cual no es lo esperado. Se debe destacar que el 51,8 % de los fusibles si se encuentran cumpliendo la regla básica de coordinación. Para tener una idea gráfica de los errores de coordinación observemos el siguiente gráfico.
Figura 2.113. Errores de coordinación en el alimentador 0414
Análisis de la coordinaci ón actual en el ali mentador 0415
Como se puede observar en el diagrama unifilar mostrado en el subcapítulo anterior, este alimentador posee un seccionador fusible al inicio del alimentador instalado en el ramal principal el mismo que está coordinando directamente con el reconectador colocado en cabecera, antes de este seccionador no existe ninguna derivación por lo cual no existe problema alguno al momento de realizar la coordinación fusible – reconectador.
Antes de realizar el análisis y las observaciones correspondientes, observemos la coordinación actual a través de gráficas de tira fusibles.
120
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Figura 2.114. Coordinación actual del F 1 (no existe coordinación)
Figura 2.115. Coordinación actual entre F 1 y F 2 (no existe coordinación)
121
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Figura 2.116. Coordinación actual entre F 1 y F 3 (no existe coordinación)
Figura 2.117. Coordinación actual entre F 1 y F 4 (no existe coordinación)
122
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Figura 2.118. Coordinación actual entre F 4 y F 5 (no existe coordinación)
Figura 2.119. Coordinación actual entre F 4 y F 6 (no existe coordinación)
123
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Figura 2.120. Coordinación actual entre F 4 y F 9 (no existe coordinación)
Figura 2.121. Coordinación actual entre F 4 y F 10 (no existe coordinación)
124
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Figura 2.122. Coordinación actual entre F 10 y F 13 (no existe coordinación)
Figura 2.123. Coordinación actual entre F 10 y 12 (no existe coordinación)
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Figura 2.124. Coordinación actual entre F 10 y F 11 (no existe coordinación)
Observando el diagrama unifilar en la parte derecha del nodo existe una línea monofásica de 193 m sin protección por lo cual se recomienda colocar un seccionador fusible al inicio de la derivación para proteger los equipos instalados aguas debajo del mismo.
Se recomienda reinstalar el seccionador fusible de código 217685 por lo que no está respaldando al fusible colocado anteriormente y con esto se garantiza el respaldo de todos los equipos de protección aguas abajo del mismo.
Como podemos observar en la derivación del nodo 3 no existe protección alguna, lo que quiere decir que cuando se produzca una falla actuara directamente el fusible colocado en el ramal principal de código 217685 lo cual desconectará a todo el alimentador, por lo cual se recomienda instalar un seccionador fusible en esta derivación.
126
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También se recomienda colocar seccionadores fusibles en las derivaciones secundarias del nodo 4 porque al momento de presentarse alguna falla no existe protección alguna y puede accionar directamente la protección que se encuentra aguas arriba, dejando a un gran número de abonados sin servicio eléctrico.
Observemos el anexo 2.14 existe el 45,4 % de los fusibles que no están cumpliendo la regla básica de coordinación (protección contra corriente de falla máxima), esto quiere decir que si se presentara alguna falla en cualquiera de los ramales y este se encuentre mal coordinado no saltaría la protección principal sino la de respaldo y dejaría a un gran número de consumidores sin energía lo cual no es lo esperado, sino despejar la falla y dejar al menor número de clientes fuera de servicio, a esto se debe que el reconectador no esté funcionando como tal sino como un simple disyuntor.
Cabe destacar que en este alimentador el 54,6 % de los tira fusibles si se encuentran cumpliendo su función de protección, observemos el siguiente grafico en donde se muestra una idea en porcentaje de los errores de coordinación.
Figura 2.125. Errores de coordinación en el alimentador 0415 Con toda la información obtenida podemos decir que existe un error considerable de mala coordinación de protecciones en los alimentadores de la Subestación 04, estas fallas de coordinación podrían llegar a desconectar todo el alimentador dejando sin servicio a todos sus abonados, lo cual no es recomendable según la
Regulación del CONELEC 004/01 “Calidad de servicio eléctrico de distribución”.
127
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La cual manifiesta que el servicio de energía eléctrica debería de ser continuo y sin interrupciones.
Al momento de presentarse una falla en una red eléctrica que está mal coordinada no solo se desconecta el ramal afectado sino todo el alimentador. Por lo tanto en el siguiente capítulo realizaremos el estudio de coordinación de protecciones total de los alimentadores de la Subestación 04, comenzando desde el último fusible existente en el alimentador, ya que la incorrecta coordinación podría llegar a causar daños irreparables a las líneas de distribución y a los transformadores de distribución, esto sumado a las pérdidas económicas que le causaría a CNEL El Oro S. A.
128
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CAPITULO III
Estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente
En este capítulo se realizará el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente y el estudio del software utilizado para la coordinación.
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3.1 Obtenci ón de datos del Softwar e y Registr o de I nf ormación.
3.1.1 Parámetr os Requeri dos para el análisis.
El software utilizado para realizar el análisis de coordinación de protecciones de sobrecorriente es SynerGEE Electrical 3.8, es uno de los software más potentes a nivel mundial al momento de realizar análisis eléctricos en líneas distribución y subtransmisión, a continuación se presenta los parámetros requeridos para el análisis.
Interface GIS – SynerGEE.
Estructuras utilizadas en CNEL para el sistema de distribución.
Calibre de conductores en el sistema de distribución. (impedancia de secuencia cero, positiva y negativa).
Transformadores.
Marca, tipo y curvas de tira fusibles requeridos para el análisis.
Reconectadores (curvas, configuraciones).
I nter face GI S – SynerGEE.
GIS “Sistema de Información Geográfica”
SynerGEE Electrical 3.8
Figura 3.1. Demostración gráfica (interface) GIS – SYNERGEE 3.8
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Gracias a la información obtenida del levantamiento de los alimentadores de la
Subestación 04 mediante el sistema geográfico de información “GIS”, (secciones, nodos, transformadores, fusibles, calibre de conductores y distancias), se logró establecer una base modelo , para luego mediante una interface o programación establecerla en SynerGEE Electrical 3.8, los alimentadores de la Subestación 04 levantados en el GIS los podemos obsérvalo en el anexo 3.1.
Luego en SynerGEE Electrical 3.8, se logró establecer una base de equipos, la cual posee las características principales de los equipos de distribución instalados en cada uno de los alimentadores de la Subestación 04, estos alimentadores los podemos observar a través de SynerGEE en el anexo 3.2.
Estru ctur as uti li zadas en CN EL EL Or o S. A para el sistema de distri bución.
Realizando un análisis técnico, se logro concluir que la estructura de mayor uso en los alimentadores de la Subestación 04 es la de tipo VP (capítulo II), tomando las medidas del Manual del INECEL 7 se procedió a ingresar las distancias entre fases y de fase a neutro, en la siguiente tabla podemos observar la base modelo de las estructuras instaladas en estos alimentadores.
Nombre Posit Posit Posit Posit Posit
Posit Neutral_X Neutral_Y Descripción
1_X
1_Y
2_X
2_Y
3_X_ 3_Y
SC
0
1,8
15
1,8
2,2
1,8
1,5
0
INECEL
VP
o 0
1,8
0,7
1,8
1,4
1,8
1,4
0
INECEL
0
1,8
0,9
1,8
1,8
1,8
0,9
0
INECEL
SV
P
Tabla 3.1. Base de datos de estructuras SynerGEE Electrical 3.8
7
Instituto Ecuatoriano de Electrificación
131
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En el siguiente ejemplo representaremos la estructura de tipo VP en SynerGEE Electrical 3.8, el mismo que toma las medidas y las representa gráficamente dentro de su sistema de distribución.
x
y
0
1,8
0,7
1,8
1,4
1,8
1,4
0
Tabla 3.2. Puntos para graficar la estructura tipo VP
Figura 3.2. Representación de la estructura tipo VP en SynerGEE Electrical 3.8.
Calibre de conductores en el sistema de distr ibuci ón.
SynerGEE Electrical 3.8, posee un sin número de calibres de conductores en su base modelo llamada
“Devconductors” .
Las tablas de conductores que posee este
programa presentan algunas características como radio medio geométrico, resistencia en ohmios por milla (como ya se explico en el capítulo anterior). Estas características son de mucha importancia para el cálculo de impedancia positiva, negativa y cero (formulación descrita en el capítulo anterior).
132
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En la tabla mostrada a continuación podemos observar cada una de las características de los conductores que presenta este software.
Tabla 3.3. Características de conductores SynerGEE Electrical 3.8. Los calibres utilizados en las líneas de distribución de la Subestación 04 son:
L íneas trifásicas: Conductor para la fase 4/0 ACSR (6/1), conductor para el neutro 2/0 ACSR.
L íneas mon of ásicas: Conductor para la fase 2 ACSR (7/1), conductor para el neutro 4 (6/1) ACSR
L íneas bifásicas: Conductor para la fase 4/0 ACSR (6/1), conductor para el neutro 2/0 ACSR.
Estos conductores ya se encuentran cargados dentro de la base modelo de SynerGEE Electrical 3.8, por lo cual se asegura que al momento de realizar 133
UPS
cualquier análisis, el programa se encarga de calcular los valores de las impedancias necesitadas para cada calibre de conductor descrito anteriormente, también posee una opción llamada mul ti editor en la cual se puede elegir el calibre del conductor empleado en cada alimentador (anexo 3.3). En la figura mostrada a continuación podemos observar la ventana de configuración de las líneas de distribución instaladas por cada alimentador.
Figura 3.3. Configuración de los conductores en SynerGEE Electrical 3.8.
Transformadores:
La mayoría de transformadores utilizados en CNEL El Oro S. A, son monofásicos con algunas excepciones trifásicas, la base de equipos y la base modelo que posee SynerGEE Electrical 3.8, para transformadores no sirvió de mucho ya que estos tenían un voltaje de alimentación muy superior al de nosotros, de manera que formamos nuestras propias bases para transformadores, podemos citar como ejemplo la información obtenida para un transformador de 25 KVA monofásico como podemos observar en las siguientes tablas.
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BASE M ODELO 347353 Sección I D 173882 I D transformador Y Conexión Ti po de tran sformador 1F 25KVA 7,97/0,24 Y - Y Conexión lado de alta
Tabla 3.4. Base modelo, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8. BASE DE EQUI POS Ti po de transformador Perdidas en vacio en KW Conexi ón a 3 fases Voltaje en alta KV Voltaje en baja KV Rango potencia KVA
1F 25KVA 7,97/0,24 0,1 0 simple fase 7,69 0,12 25
Resistenci a % I mpedancia % KV A continuos y emergencia
1,6 3 25
Tabla 3.5. Base de equipos, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8. En la siguiente figura podemos observar la configuración del transformador en su base de equipos.
Figura 3.4. Base de equipos, transformador 25 KVA SynerGEE Electrical 3.8. Las características internas de los transformadores de distribución los podemos revisar de una mejor manera en los anexos 3.4 y 3.5.
135
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M arca y ti pos de fusibl es requeridos para el an álisis.
SynerGEE Electrical 3.8, presenta una gama de marcas de fusibles tales como ABB, Ansi, Basler, Cooper, Chance, Kearney, Westinghouse, G&W, Hi Tech, Cutler-Hammer, ASEA, Lexington, en fin muchas otras marcas que pueden ser usadas para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, estas marcas poseen distintos valores de amperaje en sus tira fusibles, el Departamento de Distribución es el encargado de realizar los cambios de tira fusibles cuando se presenta una falla, este departamento utiliza diferentes marcas de fusibles, la marca predominante es la Chance tipo k, en el mercado se pueden encontrar fusibles de esta marca con valores de amperios de 1, 2, 3,8, 10, 12, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 65, 80, 100, 140, 200 A. Cabe acotar que también existe una opción para indicar si el fusible es monofásico o trifásico y de la misma ventana enviar a graficar la curva de tiempo – corriente utilizada para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, en las figuras mostradas a continuación podemos observar las marcas de fusibles y los valores de amperaje de la marca change.
Figura 3.5. Marcas de fusibles que presenta SynerGEE Electrical 3.8.
136
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Figura 3.6. Valores de fusibles en Amperios, presentada por SynerGEE Electrical 3.8.
Reconectadores.
SynerGEE Electrical 3.8, muestra una gama de modelos y marcas de reconectadores entre las más conocidas están ABB, Cooper, Joslyn, ITE, Kearney y otras más, a continuación daremos las características de mayor relevancia que presenta este programa al momento de realizar la simulación con reconectadores.
Poseen curvas lentas y rápidas.
Curvas fase y tierra.
Habilitar y deshabilitar cualquiera de las curvas.
Opción para escoger los disparos lentos y rápidos del r econectador.
Opción para elegir si el reconectador es trifásico o monofásico.
Opción para escoger el modelo de curva para fase y tierra.
Tipos de respuestas, electrónica o mecánica.
Marca del reconectador.
137
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En las gráficas mostradas a continuación podemos observar las ventanas de configuración de los reconectadores existentes en este programa.
Figura 3.7. Ventana de configuración del reconectador, SynerGEE Electrical 3.8.
Figura 3.8. Tipos de respuesta del reconectador, SynerGEE Electrical 3.8.
138
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En las bases de los equipos de protección existe la posibilidad de ingresar nuevas marcas y nuevas curvas en el caso de que se necesitara una nueva curva para realizar el análisis de coordinación.
3.1.2 Cu r vas y Par ámetr os de los equipos de pr otección. SynerGEE Electrical 3.8, utiliza curvas ANSI 8 para realizar la coordinación de protecciones dentro de un alimentador, a continuación se explica las características más importantes que poseen cada uno de estos equipos de protección.
Fusibles.
Tienen dos tipos de curvas, una curva mínima de fusión y otra curva máxima de despeje, cada curva tiene su propio factor de multiplicación de corriente, lo entenderemos mejor si revisamos el siguiente ejemplo.
Se considera un fusible de 2 A, la curva mínima de fusión tiene un factor de multiplicación de corriente de 1.95, lo que quiere decir que no justamente el fusible comienza su proceso de fundición en los 2 A, sino a los 3.90 A y la curva máxima de despeje tiene un factor de multiplicación de 3,36 y su proceso de fundición termina en 4,72 A. (anexo 3.6).
Los puntos para la obtención de la curva ANSI (según el tipo de amperaje) ya vienen dados en una base de datos propia del programa e investigada previamente a los fabricantes, también posee una opción directa para graficar la curva tiempo – corriente de cada marca de tira fusible existentes en el programa.
8
(American National Standards Institute - Instituto Nacional Americano de Estándares).
139
UPS
Reconectadores.
Los reconectadores poseen curvas para fallas de fase y para fallas de tierra (anexo 3.7), cada una tiene dos curvas una rápida y una lenta y los disparos son opcionales, estos equipos de protección poseen una ventana que permiten configurar variables como marcas, modelos, rango de amperios, tipo de respuesta, permitir configurar si el reconectador es monofásico o trifásico (todas las opciones son mostrada en la ventana de configuración), también poseen opciones para escoger el tipo de curva a utilizar tanto para la fase como para la tierra y una opción directa para observar el tipo de configuración seleccionada, la misma que es mostrada mediante curvas tiempo – corriente.
Los puntos para la obtención de las curvas en los reconectadores ya vienen dados en una base de datos e investigada previamente a los fabricantes de cada marca de reconectador existente en este programa.
Una de las características que posee SynerGEE es la ventana de configuración de sus equipos de protección (fusibles y reconectadores) en la cual se puede visualizar los resultados de corrientes (fallas y de carga), voltaje de salida, KVA continuos, números de consumidores en baja tensión hasta el punto de protección analizado, etc. En la siguiente figura mostraremos la ventana de resultados que presenta el software en sus equipos de protección.
Figura 3.9. Ventana resultados de reconectador y fusible.
140
UPS
3.1.3 Generalidades y modo de oper ación del software.
SynerGEE Electrical 3.8, es un software verdaderamente potente en el cual se pueden realizar diferente tipos de análisis eléctricos en redes de subtransmisión y en redes de distribución, mostrando diferentes opciones que son comandadas por el usuario, como se mencionó anteriormente este software funciona con una base modelo y una base de equipos. La base modelo quiere decir la topología del alimentador, la misma que fue obtenida del levantamiento con el GIS (Sistema de Integración Geográfica) de las redes de distribución, en primera instancia se lo realizó en los alimentadores de la Subestación 04 para posteriormente realizarlo en el resto de Subestaciones de CNEL El Oro S. A. En la base de equipos se encuentran las características internas de los transformadores y las líneas de distribución (impedancias de secuencia, capacidad de amperios a soportar). Una vez obtenida toda la información e implantada en SynerGEE Electrical 3.8, procedemos a analizar los módulos aplicables en nuestro estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente los cuales son:
Distribución de carga
Flujos de potencia (utiliza un método radial propio del programa)
Corrientes de cortocircuitos
Chequeo de protecciones (mediante curvas tiempo - corriente)
Este programa también posee otros análisis (anexo 3.8) los mismos que son nombrados a continuación:
Análisis de contingencia
Suicheo (transferencias de cargas entre alimentadores)
Balanceo de cargas
Ubicación de banco de capacitores
Análisis de Armónicos
Servicios en línea, para comandar un equipo eléctrico
Estudios de motores conectados a las líneas de distribución
141
UPS
El modo de operación es muy sencillo, una vez obtenida las dos bases realizamos la distribución de la carga (load allocation) balanceada y utilizando la demanda total (anexo 3.9) colocada en los medidores de cabecera de cada alimentador en nuestro caso hemos decido trabajar con corriente y factor de potencia por fase, seguidamente un análisis de flujos de potencia para obtener las corrientes de carga, un análisis de cortocircuitos para obtener las corrientes de fallas máximas y mínimas para finalmente realizar un chequeo de coordinación de protecciones, este último análisis está expresado por criterios de coordinación configurados únicamente por la persona que se encuentra realizando el estudio de coordinación.
3.1.4 Al cance y efectividad de resul tados obteni dos con el softwar e.
El software de aplicación SynerGEE Electrical 3.8, es de gran ayuda al momento de realizar estudios eléctricos en subtransmisión y distribución, de allí su elevado valor en el mercado eléctrico, ya que es aplicado en algunos países uno de ellos es Taiwán, el cual ya posee una de las redes eléctricas inalámbricas, una de las primeras en el mundo. Conocida la medición del mes de corriente y factor de potencia (medición principal de cabecera por fase anexo 3.10), son ingresadas en el programa para posteriormente realizar los análisis nombrados anteriormente, el software proporciona resultados coherentes los mismos que fueron comparados con el software matpower llegando a la conclusión de que los resultados obtenidos por SynerGEE Electrical 3.8 son más aproximados a las mediciones realizadas en las líneas de distribución.
3.2 Estudi o de Fl uj os de Potencia.
3.2.1 Di str ibu ción de la Car ga.
El análisis de distribución de la carga que realiza SynerGEE Electrical 3.8, es muy sencillo de explicar, se asigna los valores de corriente y factor de potencia por fase en la medición de cabecera la misma que es distribuida a cada uno de los puntos de transformación del alimentador de una manera uniforme.
142
UPS
Para realizar la distribución de la carga de una manera correcta, se procedió a tomar medición de corriente y factor de potencia por fase durante 7 días por cada 10 minutos en puntos estratégicos del alimentador 0411 (anexo 3.11), esta medición se la realizó con medidores especiales para media tensión, los mismos que tienen una capacidad de almacenamiento de 5000 datos. Una vez obtenida las mediciones se obtuvo el mayor dato de corriente de cada lugar de medición y se la colocó dentro del programa a través de medidores especiales que existen en el mismo, en la siguiente figura podemos observar la ventana de ingreso de datos en los medidores que posee este programa.
Figura 3.10. Medidores de corriente y factor de potencia de SynerGEE Electrical 3.8.
En las siguientes tablas se muestran los valores máximos de corriente y factor de potencia en los puntos estratégicos del alimentador 0411.
# medidor código de tramo 353444 1 350236 2 352838 3 372643 4 428642 5 352496 6
H ora y F echa
Ia
Ib
2009-Sep-22 18:59:59,995 60 40,1 2009-Sep-28 18:59:59,995 54,6 5,31 2009-Sep-26 18:59:59,995 6,3 24 2009-Sep-27 18:59:59,995 7,91 13,13 2009-Sep-23 18:59:59,995 176,6 174,5 2009-Sep-24 18:59:59,995 0 10,5
I c F. P a F. P b F. P c
52,2 1,96 22,3 12,54 148,7 19
96 95 82 97 98 0
92 98 93 90 97 91
86 90 96 85 92 87
Tabla 3.6. Medición de I y f p. En los ramales del alimentador 0411 Entonces se procedió a colocar la medición de cabecera y las mediciones obtenidas en cada uno de los tramos, para de esta manera poder obtener una correcta distribución de la carga, cabe recalcar que este proceso solo se lo realizó
143
UPS
en el alimentador 0411, para el resto de alimentadores de la Subestación 04 se trabajo con las mediciones máximas de cabecera, es decir, se trabajó con la máxima corriente que se produjo durante el año 2008. Estos valores son mostrados en las siguientes tablas.
fecha
I a
I b
I c
2009-Abr-14
261
234,44
250,13
F. p a
F. p b
F. p c
96,56
96,9
96,82
19:20:00,000
Tabla 3.7. Medición de cabecera del alimentador 0411
Fecha
Ia
Ib
Ic
2009-Abr-14
66,46
94,96
94,27
F. p a
F. p b
F. p c
99,2
98,53
99,09
19:20:00,000
Tabla 3.8. Medición de cabecera del alimentador 0412
F echa
I a
I b
I c
2009-Abr-14
98,39
79,66
78,55
F. p a
F. p b
F. p c
96,34
96,6
93,7
19:20:00,000
Tabla 3.9. Medición de cabecera del alimentador 0413
144
UPS
Fecha
Ia
Ib
Ic
2009-Abr-14
166,29
155,79
159,95
F. p a
F. p b
F. p c
98,13
98,43
98,76
19:20:00,000
Tabla 3.10. Medición de cabecera del alimentador 0414
Fecha
Ia
Ib
Ic
2009-Abr-14
68,46
91,96
76,27
F. p a
F. p b
F. p c
99,2
98,53
96,09
19:20:00,000
Tabla 3.11. Medición de cabecera del alimentador 0415
3.2.2 Deter mi nación de la corr iente de carga.
Los flujos de potencia es uno de los análisis de mayor importancia dentro del estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, SynerGEE Electrical 3.8 utiliza el método radial de flujos de potencia, este método tiene una gran ventaja comparado con los otros métodos más comunes como son el de Gauss Seidel y el Newton - Raphson, pero trabaja con la misma representación matemática, estas ventajas son nombradas a continuación.
La primera, trabaja con una representación matricial o representación matemática, únicamente de la red obtenida del levantamiento del GIS.
La segunda, el usuario puede realizar modificaciones al sistema inclusive alimentar directamente a un equipo eléctrico (como motores) lo cual quiere decir que trabaja con las características físicas de los equipos instalados en la líneas de distribución. 145
UPS
SynerGEE Electrical 3.8, trabaja exclusivamente con datos reales es decir solo trabaja con la base de datos ingresada al programa la misma que es obtenida del levantamiento de las redes de distribución (GIS con la ayuda del GPS).
La ventaja que hace diferente a este programa es la capacidad de trabajar en línea, cambiar las diferentes instalaciones cada vez que se produzca un cambio real en las líneas de distribución y subtransmisión.
En las tablas mostradas a continuación podemos observar los valores de las corrientes de carga para cada punto en donde se van a colocar las protecciones instaladas en los alimentadores escogidos para el análisis.
Código I.D
FASE A (A)
FASE B (A)
FASE C (A)
I promd (A)
I neutro (A)
213535
101
69
85
85
27
0
0
0
0
213537
0
213538
0
0
0
213847
87
55
85
213851
13
213853
9
213855
4
213857
7
7
4
13
4
76
31
13
13
7
2
7
9
4
4
4
8
214164
4
0
9
214165
42
44
50
45
8
214166
32
1
0
11
31
214167
10
43
50
35
37
214169
12
12
12
214172
17
17
17
214173
2
214483
2
2
11
11
11
214484
4
1
40
15
37
214486
1
1
21
8
19
2
2
2
214489 214492
5
5
5
19
7
18
214808
15
15
15
Fuse 367843
4
4
4
32
32
214803
Fuse 367845
2
0
32
Tabla 3.12. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0412.
146
UPS
Código I.D
209363 209364 209365 209683 209684 209686 209690 209691 209696 209697 212883 217364 230163 210008 210652 212564 212566 216723 216725 210650 210969 216404 216726 210648 210975 216083 210977 216095 216098 216727 217046 210972 211608 216087 216088 216094 211606 211604 211605 211924 211926 214814 215127 215443 215444 215445 216089 216092 229525 216091 217045 229843 210971 214815 214818 215763 217043 217044 216097
FASE A (A)
FASE B (A)
FASE C (A)
1.307 4.575 10.594 15.038 2.612 41.676
41.688
41.685 1.649
4.354 3.533 1.308 1.178 4.694 26.273
5.879
15.132
1.177 8.233
2.351 14.910 1.178 1.178
1.765 2.417 1.209 0.021 0 21.554 2.406 6.575
1.209 16.078 5.362 4.828 2 21.117
1.209 13.400
10.857 4.183
11.570
0 9.620
8.045 3.620 2.421 5.290 14.704 1.075 3.524
1.076 0.643
6.676 1.069
2.676 0.661 3.204
14.694 2.407 1.086 12.817 2.407 3.206 2.691 3.858
3.205 4.807 4.807 3.207 2.406 0.858 1.209
0.858 3.572 1.208 1.430
2.858 0.858 1.209 3.139 1.606
3.204 8.015 1.211 1.211 3.142
I promd (A) I neutro (A)
1.307 4.575 10.594 15.038 2.612 41.683 0.550 4.354 1.177 5.881 1.308 1.178 4.694 2.351 18.771 1.178 1.178 1.765 2.417 1.209 9.823 5.362 1.609 2 17.430 2.406 9.667 4.183 8.045 3.620 2.421 2.645 12.025 2.407 1.077 3.524 12.817 2.407 3.206 2.148 1.720 3.204 3.205 4.807 4.807 3.207 2.406 2.858 0.858 3.572 1.209 1.430 1.046 1.606 3.204 8.015 1.211 1.211 3.142
1.307 4.575 10.594 15.038 2.612 1.649 4.354 1.177 4.063 1.308 1.178 4.694 2.351 11.443 1.178 1.178 1.765 2.417 3 14.884 5.362 4.828 2 11.776 2.406 4.657 4.183 8.045 3.620 2.421 5.290 8.006 2.407 3.524 12.817 2.407 3.206 1.598 3.207 3.204 3.205 4.807 4.807 3.207 2.406 2.858 3.572 4 1.430 3.139 1.606 3.204 8.015 1.211 1.211 3.142
Tabla 3.13. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0411. 147
UPS
Código I.D
FASE A (A)
FASE B (A)
Fuse 462551
11
10
6
9
4
Fuse 461271
53
9
28
30
39
237217
3
12
1
237216
77
56
65
Fuse 449122
FASE C (A)
5
237215
19
I promd (A)
I neutro (A)
5
5
5
10
66
18
19
19
237214
13
28
10
17
17
237213
64
26
53
48
34
237212
8
8
8
237211
3
3
3
10
10
236886
10
236885
3
3
3
236569
3
3
3
236568
2
2
2
236566
3
3
3
2
2
18
9
12
8
3
3
0
0
236564
2
236563
10
236245
3
235926
0
0
0
235925
1
1
1
235923
1
235297
37
235295
0
235294 235293
1
0
1
1
12
37
0
0
2
2
2
2
2
2
235291
3
3
3
235284
3
3
3
235283
1
1
1
234976
3
3
3
234973
2
2
2
1
1
234969
0
0
1
234968
1
1
0
0
1
234656
3
3
3
234654
3
3
3
3
3
3
13
4
13
234964
1 0
1
234652 234650
0
0
234648
1
1
1
234646
2
2
2
234644
3
3
3
234643
3
3
3
232737
144
147
33
4
4
3
3
4
4
232731
168
130
4
232418
3
232417
4
232415
4
4
4
232412
2
2
2
232410
9
9
9
232408
2
2
2
232407
3
3
3
Tabla 3.14. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0414
148
UPS
Código I.D
FASE A (A)
FASE B (A)
FASE C (A)
I promd (A)
I neutro (A)
Fuse 362715
2
0
0
1
1
Fuse 362394
0
0
0
0
0
Fuse 361763
0
2
Fuse 359512
16
29
233044
2
213528
1
213525
2
213524
4
13
1
8
7
1
2
19
15
2
2
1
1
2
2
6
3
213208
5
5
5
213206
3
3
3
213203
4
4
4
Tabla 3.15. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0413.
Código I.D
FASE A (A)
Fuse 379702 Fuse 377112 Fuse 374561 218975 218972 218966 218654 218653 218645 218325 218010 218004 217689 217688 217687 217685
18 0 3 0 36 2 55
59 59
FASE B (A)
FASE C (A)
50 1 0
11 1 10
10 4 14 20
17
5 9 14 79
66 2 77
93
I promd (A)
I neutro (A)
18 20 2 3 36 2 27 4 14 20 5 9 14 68 2 76
18 46 1 10 36 2 43 4 14 20 5 9 14 17 2 29
Tabla 3.16. Corriente de cargas de los fusibles de protección Alimentador 0415.
3. 3 Estudio de cortocir cuito.
3. 3.1 Tipos de fallas.
Los Sistemas Eléctricos de distribución están sometidos a diversos fenómenos que producen distintos tipos de fallas eléctricas de forma imprevista y sorpresiva, entre los fenómenos causantes de una falla eléctrica, podemos mencionar: viento, incendios, la caída de una estructura, maniobras, descargas atmosféricas, etc.
Estos fenómenos pueden originar diversos tipos de fallas como por ejemplo: falla simple de línea a tierra, falla de línea a línea, falla doble línea a tierra y falla trifásica. A continuación explicaremos cada una de estas fallas que se presentan en la redes de distribución.
149
UPS
F all a simpl e de línea a ti erra.
La falla del aislamiento entre una de las fases y la tierra, es conocida como falla simple de línea a tierra y ocurre cuando una de las tres fases energizadas de un sistema trifásico hace contacto con la tierra del sistema. Esta es una falla asimétrica, debido a que provoca que por el sistema de distribución circulen corrientes desequilibradas, la fase fallada sufre una caída de tensión y un aumento significativo de la corriente. Este tipo de falla es la que tiene más probabilidad de ocurrencia en comparación con las siguientes.
Figura 3.11. Falla línea a tierra.
F al la de línea a l ínea
La falla del aislamiento entre dos de las tres fases es conocida como falla de línea a línea y se produce cuando hacen contacto físico dos conductores energizados de las tres fases de un sistema trifásico sin tocar la tierra del sistema, provocando una caída de tensión y un aumento significativo de la corriente en las dos fases falladas.
Figura 3.12. Falla línea a línea.
150
UPS
F all a doble línea a tier ra
La falla simultanea del aislamiento entre dos conductores de fase y la tierra es conocida como falla doble línea a tierra. Esta se presenta cuando dos conductores energizados de un sistema trifásico tocan tierra simultáneamente. Esta falla también se puede considerar como dos fallas de línea a tierra simultáneas.
Figura 3.13. Falla doble línea a tierra.
F all a tr ifásica
La falla del aislamiento entre las tres fases se la conoce como falla trifásica. Las fallas trifásicas simétricas tienen una probabilidad de ocurrencia muy baja, y cuando suceden generalmente es por descuido del personal de mantenimiento. Los conductores de las tres fases se cortocircuitan con un juego de conductores aislados que tienen contacto efectivo con la tierra del sistema para protección del liniero, contra la energización inadvertida de la línea mientras se trabaja en red teniendo contacto con los conductores de fase. Una vez terminados los trabajos, hay ocasiones en las que el liniero se olvida de quitar las puestas a tierra y cuando se conecta el interruptor, ocurre una falla trifásica simétrica. Este tipo de falla es la que tiene menor probabilidad de ocurrencia de los tipos de fallas anteriormente descritas, la mayoría de las fallas que se consideran trifásicas, inician como fallas de simple línea a tierra o de línea a línea, instantes después se involucran las fases no falladas9.
9
OCHOA OROZCO, VIRON “Análisis de la coordinación de protecciones del sistema aislado de Santa Elena Peten”; Tesis de grado de Ingeniería Eléctrica; Universidad de San Carlos, Guatemala; 2005.
151
UPS
Figura 3.14. Falla trifásica. Las corrientes de cortocircuito son de mucha importancia para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, para el cálculo de estas corrientes utilizaremos SynerGEE Electrical 3.8, estas impedancias están en función de la impedancia existente en la barra del sistema de 69 KV, de los parámetros de líneas de distribución (impedancia positiva, negativa y cero explicadas en el capítulo II) y la distancia entre fases y de fase al neutro del alimentador a ser analizado. La impedancia de la barra del sistema 69 KV se la obtiene mediante un análisis de flujos de potencia en las líneas de subtransmisión, lo cual quiere decir que estos valores son para todos los alimentadores de esta subestación 04.
Figura 3.15. Impedancias de fuente para los alimentadores de la Subestación 04 La formulación que utiliza el programa computacional SynerGEE Electrical 3.8, para el cálculo de las corrientes de cortocircuito son las siguientes:
Corriente de falla línea a tierra mínima. If
1000
Z 0
3
2 Z 1
Corriente de falla línea a tierra máxima. 152
KV LL 3 Z f
UPS
If
1000
3 KV LL
Z 0
2 Z 1
Corriente de falla línea a línea. If
1000 KV LL 2
Z 1
Corriente de falla doble línea a tierra y falla trifásica.
If
1000 KV LL 3
Z 1
3.3.2 Determi nación de las corr ientes de fal la
Para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente necesitamos las corrientes de línea a tierra mínima y la corriente de línea a tierra máxima ya que son las de mayor ocurrencia dentro de un sistema de distribución y las de mayor valor de corriente al momento de producirse una falla.
Estas corrientes de fallas son de mucha importancia al momento de realizar el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, ya que el tira fusible tiene que estar entre los rangos de corriente de falla.
En las siguientes tablas mostraremos las corrientes de falla en los puntos de protección de los alimentadores de la Subestación 04.
153
UPS
209363 209364 209365 209683
FASE - TIERRA (A) min 196 196 195 195
209684 209686 209690 209691 209696 209697 212883 217364 230163 210008 210652 210963 212564 212566 216723 216724 216725 210650 210969 216404 216726 210648 210975 216083 210977 216095 216098 216727
195 195 194 194 194 193 194 192 192 191 191 191 191 189 191 192 191 190 192 191 190 190 191 190 190 191 191 189
Código I.D
FASE - TIERRA (A) max 3939 3798 3225 3228 3221 3221 2960 2906 2797 2376 2885 2252 2246 2084 2120 2036 1996 1844 2115 2221 1956 1824 2131 2085 1865 1837 2032 1780 1909 1990 1983 1748
FASE - TIERRA
FASE - TIERRA
(A) min
(A) max
211285
189
1635
211604
188
1602
211605
189
1657
215764
188
1560
211924
188
1553
211926
188
1576
214814
188
1590
215127
189
1653
215443
189
1704
215444
188
1611
215445
188
1594
216089
189
1660
216092
190
1827
229525
189
1668
216091
188
1567
217045
189
1732
229843
187
1502
210971
189
1643
214815
188
1517
214818
187
1509
215763
187
1507
217043
189
1709
217044
189
1709
216097
188
1570
211608
189
1725
216087
189
1702
216088
189
1689
216094
190
1847
211606
189
1725
201071
192
2134
217046
190
1824
210972
190
1922
211284
189
1692
Código I.D
Tabla 3.17 Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores fusibles alimentador 0411
154
UPS
FASE - TIERRA
FASE - TIERRA
(A) min
(A) max
213535
197
4975
213537
195
3515
213538
196
3665
213847
194
2746
213851
192
2361
213853
193
2458
213855
191
2074
213857
191
1948
214164
192
2289
214165
192
2208
214166
192
2143
214167
191
1934
214169
189
1750
214172
189
1765
214173
188
1624
214803
191
2063
214808
190
1884
214483
187
1497
214484
187
1466
214486
188
1531
214489
187
1433
214492
184
1288
Código I.D
Tabla 3.18 Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores fusibles alimentador 0412
FASE - TIERRA
FASE - TIERRA
(A) min
(A) max
213203
196
4148
233044
196
3753
213206
196
3592
213208
195
3217
213214
193
2554
213524
193
2476
213525
193
2374
213528
192
2194
Código I.D
Tabla 3.19 Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores fusibles alimentador 0413
155
UPS
FASE - TIERRA (A)
FASE - TIERRA
min
(A) max
232410
198
5609
232412
197
5265
232415
197
4458
232417
196
4194
232418
198
5506
232737
195
3697
232729
195
3467
232731
195
3574
232735
195
3530
232408
197
4866
236563
192
2414
232407
197
4596
237215
191
2231
237216
191
2140
237217
191
2278
236564
191
2209
236568
191
2201
236569
191
2185
237214
191
2093
236566
191
2163
237212
191
2114
236886
190
2024
237211
191
2087
237213
190
2012
236885
190
1950
234643
189
1830
234644
189
1780
234646
188
1747
234648
188
1710
234650
188
1723
234656
188
1667
234964
188
1656
235926
187
1542
234652
187
1601
234654
187
1595
235925
186
1442
235923
186
1448
234969
185
1358
234968
185
1345
235297
185
1367
235294
184
1322
235293
184
1306
235295
184
1315
234973
184
1268
235283
184
1288
235284
184
1274
236245
183
1246
235291
183
1246
234976
184
1268
Código I.D
Tabla 3.20. Corrientes de fallas en las secciones en donde están instalados los seccionadores fusibles alimentador 0414
156
UPS
Código I.D
FASE - TIERRA (A) min
217683 217685 217687 217688 217689 218004 218010 218325 218645 218653 218654 218966 218972 218975
196 196 195 195 195 194 194 194 193 193 193 192 192 192
FASE - TIERRA (A) max
3969 3812 3185 3104 3291 3044 2860 2675 2643 2424 2543 2228 2144 2336
Tabla 3.21. Corrientes de fallas en los seccionadores fusibles del alimentador 0415
3.4 Coordi naci ón de Protecciones de sobrecorr iente
3.4.1 I dentificación de los equi pos de protección existentes
Los equipos de protección son de mucha importancia y sirven para garantizar la vida útil de los equipos de transformación y de las líneas de distribución, CNEL El Oro S. A., posee seccionador fusible para protecciones de líneas y de transformadores, en los alimentadores 0411, 0412, 0414 y 0415 tiene un reconectador el mismo que no está funcionando actualmente como tal sino como un simple disyuntor, mientras que en el alimentador 0413 posee un disyuntor como protección principal.
En esta empresa poseen diferentes marcas de tira fusibles y reconectadores (característica capítulo II), en lo que respecta a tira fusibles las marcas más utilizadas según la información
del departamento de distribución es “Change”, la
misma marca de tira fusibles la utilizaremos en el software SynerGEE Electrical 3.8 para el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en los alimentadores de la Subestación 04.
157
UPS
Observando los equipos de protección que posee CNEL El Oro S. A. en la Subestación 04 concluimos que posee tres tipos de coordinación, los mismos que son descritos a continuación:
Fusible – fusible
Reconectador - fusible
Fusible – transformador
En algunos casos no están cumpliendo con los criterios de coordinación básicos que deben existir dentro de un alimentador (revisar capítulo II).
3.4.2 Determi nación de los aju stes en base de la f ilosofía establ ecida
Cuando se realiza un estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente son fundamentales las corrientes de cargas y de falla de cada punto de protección (mostradas anteriormente), para la coordinación de protecciones utilizaremos el módulo de chequeo de coordinación de protecciones de SynerGEE Electrical 3.8. A continuación se muestra los pasos para realizar la coordinación de protecciones en los alimentadores de la Subestación 04.
1. Análisis de distribución de la carga (anexo 3.12) 2. Análisis de flujos de potencia. (anexo 3.13) 3. Análisis de corrientes de cortocircuitos. (anexo 3.14) 4. Chequeo de protecciones. (anexo 3.15) Ya conocido los tres primeros pasos ahora procedemos a explicar cómo realiza el software el chequeo de protecciones. Realizando los primeros tres análisis con el software se obtiene las corrientes de carga y corrientes de fallas (mínima falla línea tierra, máxima falla línea tierra), de los alimentadores de la Subestación 04. SynerGEE Electrical 3.8 en su módulo de chequeo de protecciones realiza la coordinación en par llamando protector/protegido (principal/respaldo), para entender de una mejor manera mostraremos el siguiente ejemplo.
158
UPS
SynerGEE Electrical 3.8, asigna un código a cada equipo de protección, como podemos observar en la figura mostrada a continuación:
1
fusible
2
reconectador
3
relé
4
seccionador
5
transformador
6
general
Tabla 3.22 Código de los equipos de protección SynerGEE Electrical 3.8. Ahora observemos la figura mostrada a continuación, en ella se muestra la representación grafica de un alimentador.
Figura 3.16. Coordinación de protecciones en par que realiza SynerGEE Electrical 3.8 SynerGEE Electrical 3.8, forma los pares de coordinación:
par A B C D E F G H I J K L M
equipo pr otector 2 3 3 6 6 6 4 4 4 5 5 5 5
función protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a protege a
equipo pr otegido 1 2 1 3 2 1 3 2 1 4 3 2 1
Tabla 3.23 Ejemplo de coordinación de protecciones SynerGEE Electrical 3.8.
159
UPS
Una vez formados los pares de coordinación, asigna el código de reglas que pueden intervenir en este estudio de coordinación, esto depende de los equipos de protección instalados en cada alimentador. Observemos la siguiente tabla.
dispositivo de protección
dispositi vo pr otegido fusible reconectador
todo
ninguno fusible reconectador relé seccionalizador transformador
60 x x x x x
10111213x 15-
20212223x 15-
rele
seccionalizador
transformador
30313233x 35-
40x x x x x
x 515253x x
Tabla 3.24. Reglas para las protecciones de los equipos SynerGEE Electrical 3.8.
En los alimentadores de la Subestación 04 solo existen seccionadores fusibles y reconectadores que están funcionando como disyuntores, por lo cual quiere decir que el código de reglas utilizadas en estos tipos de alimentadores son las siguientes:
Fusible – fusible 11
Fusible – reconectador 12
Fusible – transformador 15
F ilosofía establecida par a la coordi naci ón
Existen dos métodos para a coordinación: características de tiempo - corriente y tablas de coordinación.
El método con tablas de coordinación se lo realiza mediante experiencias en valores de corriente de carga y de falla (máxima y mínimas), basados en los valores de capacidad de corriente de cada tira fusible.
El método por características de tiempo - corriente se lo realiza mediante curvas ANSI estas son obtenidas por los fabricantes de tira fusibles, la
160
UPS
coordinación se la realiza con ayuda de corrientes de cargas, corrientes de fallas (máximas y mínimas), filosofía establecida (persona que realiza la coordinación) y un software de coordinación (SynerGEE Electrical 3.8).
La filosofía establecida para la coordinación fusible
– fusible y fusible -
reconectador están dadas por:
La regla de mayor importancia, partimos de un sistema balanceado.
El fusible no debería fundirse bajo una corriente nominal, para el cual está diseñado.
El tiempo de aclaración del fusible principal no debe ser superior al 75 % que el tiempo de fusión del fusible de respaldo.
Donde:
ttd = tiempo total de despeje. mtd = mínimo tiempo de despeje
Figura 3.17. Coordinación fusible - fusible
161
UPS
Si la relación de los dos tiempos es menor al 75 % significa que el valor del tira fusible de principal si coordina con el valor del tira fusible respaldo.
Para la coordinación reconectador - fusible, la curva del fusible más significativo o sea el de mayor capacidad de corriente debe de estar en medio de las dos curvas del reconectador entre l a rápida y lenta.
El fusible principal como el de respaldo debe de garantizar su operación bajo corriente de falla máxima.
Todas las filosofías nombradas anteriormente están presentes en software SynerGEE Electrical 3.8 en el módulo de chequeo de protecciones, el mismo que posee curvas de tira fusibles para realizar la coordinación de protecciones de sobrecorrientes por cada alimentador.
Una ayuda muy importante que posee este software es una herramienta llamada
spatial query, esta permite seleccionar aguas arriba o aguas abajo el lugar a coordinar. El criterio más utilizado para realizar el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en los alimentadores de la subestación 04 es el siguiente,
“el fusible debe soportar la corriente de falla máxima existente en el
punto de protección sin importar la corriente de carga, porque existen casos que la falla se produce a la salida de bushing de alta tensión y el fusible colocado en el poste anterior debería estar listo para despejar la falla producida en ese punto”. Entonces, para comenzar el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente comenzaremos por dimensionar a los fusibles para que puedan soportar la corriente de falla máxima existente en el ramal que esté instalado. En la gráfica mostrada a continuación podemos observar el lugar en donde se puede producir una falla en media tensión.
162
UPS
I falla máxima
Figura 3.18. Lugar donde se puede producir una I falla máxima.
Antes de pasar a la coordinación grafica de protecciones debemos realizar los cambios respectivos en la topología de cada alimentador, las reubicaciones necesarias de los seccionadores fusibles y las instalaciones de los nuevos seccionadores fusibles en los ramales que lo ameriten. Para esto he considerado que no debería existir ninguna conexión ya sea de transformadores o de seccionadores fusibles antes del fusible principal (último fusible que coordina con el reconectador), con estas modificaciones pretendemos mejorar el sistema de protecciones, a continuación presentamos los cambios respectivos en cada alimentador seguido de una vista del antes y después.
Al imentador 0411
Para mejorar el sistema de protecciones de este alimentador realizaremos las siguientes modificaciones.
Implementaremos la construcción de una nueva línea trifásica la misma que servirá para alimentar a los transformadores que están desde el nodo 1 hasta el nodo 3, con esto se reducirá la corriente de falla en los puntos de protección. También
Se instalara un seccionador fusible en el ramal principal de código FUSE 347683, para que coordine directamente con el reconectador y respalde a
163
UPS
todos los equipos de protección que se encuentran aguas abajo del mismo. De esta manera.
No existirá conexiones de transformadores antes del fusible principal que coordina con el reconectador, observemos la siguiente figura
Figura 3.19. Topología anterior alimentador 0411 (nodos 1 – 3)
Figura 3.20. Topología modificada alimentador 0411 (nodos 1 – 3)
Implementar un seccionador fusible en el nodo 13, de código FUSE 371035, con esto se lograra la protección de la derivación y todos los fusibles que se encuentren aguas abajo tendrán su protección de respaldo, también se reubicará el fusible de código 211924 al inicio del ramal para con esto proteger a todo el ramal que está quedando sin su protección Observemos la grafica mostrada a continuación.
Figura 3.21. Topología anterior alimentador 0411 (nodo 13) 164
UPS
Figura 3.22. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 13)
Implementación de un seccionador fusible de código FUSE 354393 en el nodo 11, con esto protegeremos la líneas de distribución y respaldaremos a los seccionadores fusibles aguas abajo del mismo, por lo que al momento de presentarse una falla en este ramal no accione el reconectador sino el nuevo seccionador fusible instalado.
En este mismo nodo reubicar el seccionador fusible de código 216083 para proteger el ramal de 103 m en el caso de presentarse alguna falla. Observemos las figuras mostradas a continuación.
Figura 3.23. Topología anterior alimentador 0411 (nodo 11)
Figura 3.24. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 11)
165
UPS
Se reubicó el seccionador fusible del nodo 210652 al inicio del ramal del nodo 8, porque se está dejando a dos transformadores de distribución sin proteger, con esto se protegerá a toda esa derivación en el caso de presentarse alguna falla en las líneas de distribución.
En este mismo nodo se reubicó el fusible de código 216723, con esto se logró proteger todo el ramal en el caso de presentarse alguna falla en las líneas de distribución. Observemos la siguiente figura.
Figura 3.25. Topología anterior alimentador 0411(nodo 8)
Figura 3.26. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 8)
166
UPS
Instalar un seccionador fusible en el nodo 7 de código FUSE 349607, con esto protegeremos la derivación y respaldaremos a los fusibles que se encuentren aguas abajo en el caso de producirse alguna falla en las líneas de distribución. Observemos la figura mostrada a continuación.
Figura 3.27. Topología anterior alimentador 0411 (nodo 7)
Figura 3.28. Topología modificada alimentador 0411 (nodo 7)
Instalación de un seccionador fusible de código FUSE 348636 en el nodo 5, con esto lograremos la protección de esta derivación y respaldaremos al fusible que se encuentra aguas abajo. Observemos la siguiente figura.
Figura 3.29. Topología anterior del alimentador 0411 (nodo 5)
Figura 3.30. Topología modificada del alimentador 0411 (nodo 5)
167
UPS
Instalaremos un fusible en el ramal principal de código FUSE 372975 ubicado al inicio del nodo 9, con esto protegeremos todos los fusibles que se encuentran en todas las derivaciones aguas abajo y también coordinará con el fusible del ramal principal aguas arriba, lo que quiere decir que en este alimentador existen dos seccionadores fusibles en el ramal principal, los mismos que son los predominantes en este circuito. Observemos el gráfico mostrado a continuación:
Figura 3.31. Topología anterior del alimentador 0411 (nodo 9)
Figura 3.32. Topología modificada del alimentador 0411 (nodo 9)
En el anexo 3.16 podemos observar la nueva topología del alimentador 0411 en el mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas modificaciones e implementaciones.
168
UPS
Al imentador 0412
En este alimentador modificaremos la instalación del seccionador fusible de código 213538 que actualmente es de 100 A y está instalado en el ramal principal, lo reinstalaremos delante del fusible de código 213135 ósea antes del poste, de esta manera todos los fusibles aguas abajo tengan su protección de respaldo. Observemos la siguiente figura.
Figura
3.33.
Topología
anterior
alimentador 0412 (nodos 0 – 1)
Figura
3.34.
Topología
modificada
alimentador 0412 (nodos 0 – 1)
También hemos visto la necesidad de implementar un seccionador fusible de código FUSE 367845 en una derivación del nodo 4 debido a que no posee seccionador fusible al inicio del ramal y con esto respaldaremos a todos los seccionadores fusibles que se encuentren aguas abajo del mismo, también se vio la necesidad de retirar un seccionador fusible de código 214492 que se encuentra en el nodo 4, debido a que estaba redundando en el proceso de coordinación y resultaba difícil coordinarlo por el valor casi idéntico de la corriente de falla, observemos las siguientes figuras.
169
UPS
Figura 3.35. Antigua vista sin implementar el fusible alimentador 0412 (nodo 4)
Figura 3.36. Vista actual implementando el fusible alimentador 0412 (nodo 4)
Figura 3.37. Vista del seccionador fusible instalado alimentador 0412 (nodo 4)
170
UPS
Figura 3.38. Vista del seccionador fusible retirado de servicio alimentador 0412 (nodo 4)
En el anexo 3.17 podemos observar la nueva topología del alimentador 0412 en el mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas modificaciones e implementaciones.
171
UPS
Al imentador 0413
Para mejorar el sistema de protección en este alimentador instalaremos un nuevo seccionador fusible de código N 0, con esto protegeríamos a dos transformadores (1F 37, 5; 1 F 50 KVA) y evitaremos la construcción de un nueva línea de distribución (reduciendo costos) y en este mismo punto instalaremos un nuevo seccionador fusible de código FUSE 359512 para que coordine directamente con el reconectador y así todos los fusibles que se encuentren aguas abajo tengan su protección de respaldo.
Figura 3.39. Vista antigua del alimentador 0413 (nodos 0 y1)
Figura 3.40. Vista modificada del alimentador 0413 (nodos 0 y1)
172
UPS
También se implemento seccionadores fusibles en las derivaciones del nodo 4, los mismos que tienen el siguiente código, FUSE 362715, FUSE 362394, FUSE 361763, con esto protegemos las líneas de las derivaciones y los transformadores de distribución instalados en estos puntos. También se procedió a reinstalar el fusible de código 213524 ya que no se encontraba realmente ubicado, porque estaba dejando un ramal de 99 m sin proteger. En la gráfica presentada a continuación presentaremos el estado actual seguido a las modificaciones.
Figura 3.41. Vista antigua del alimentador 0413 (nodo 5)
Figura 3.42. Vista modificada del alimentador 0413 (nodo 5)
173
UPS
En el anexo 3.18 podemos observar la nueva topología del alimentador 0413 en el mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas modificaciones e implementaciones.
Al imentador 0414 Las recomendaciones para este alimentador son las siguientes:
La construcción de una línea trifásica que vaya desde el seccionador fusible de código 232737 hasta el seccionador fusible de código 232410, con la construcción de esta línea reduciríamos la instalación de seccionadores fusibles que se encuentran antes del primer seccionador colocado en el ramal principal. También se reduciría la corriente de falla en cada uno de los puntos de protección.
La construcción de una línea trifásica que vaya desde el seccionador fusible de código 232737 hasta el seccionador fusible de código 232418, con esto reduciríamos los seccionadores fusibles que se encuentran antes del primer seccionador colocado en el ramal principal, reduciendo también la corriente de falla en los puntos de protección. Para entender mejor estas modificaciones observemos el siguiente gráfico.
Figura 3.43. Vista antigua alimentador 0414 (nodos 0 - 1)
174
del
UPS
Figura 3.44. Vista nueva del alimentador 0414 (nodos 0 - 1)
También se vio la necesidad de implementar seccionadores fusibles al inicio de las nuevas líneas construidas los mismos que están con código N 1 y N 2 (estos códigos son mostrados en primera instancia), con esto protegemos los tramos, transformadores y fusibles aguas abajo tendrán su protección de respaldo. Estas implementaciones se las puede observar en la gráfica mostrada anteriormente.
Se procedió a retirar del servicio a los seccionadores fusibles de códigos 216563 y 237213, por el motivo que existen demasiados seccionadores fusibles instalados en el ramal principal y resulta difícil su coordinación por la corriente de falla existente en el punto de protección.
Reinstalación del seccionador fusible de código 234969 al inicio del ramal para de esta manera cubrir la protección del ramal y del transformador y reinstalar el fusible de código 235297 para proteger la derivación del nodo 6, observemos la siguiente figura.
175
UPS
Figura 3.45. Vista antigua del alimentador 0414 (nodos 6 7)
Figura 3.46. Vista modificada del alimentador 0414 (nodos 6 - 7)
Instalar un seccionador fusible de código N 3, en la derivación monofásica que se encuentra entre los nodos 4 y 5, con esto logramos proteger el ramal de alguna corriente de falla existente. Observemos la siguiente figura.
Figura 3.47. Vista antigua del alimentador 0414 (nodos 4 - 5)
176
UPS
Figura 3.48. Vista modificada del alimentador 0414 (nodos 4 - 5)
En el anexo 3.19 podemos observar la nueva topología del alimentador 0414 en el mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas modificaciones e implementaciones.
Al imentador 0415 En este alimentador realizaremos varias implementaciones y reinstalaciones de seccionadores fusibles, las cuales son nombradas a continuación:
Se instalará un seccionador fusible de código FUSE 374876 en una línea monofásica de 97 m que está entre los nodos 1 y 2 con esto se logrará proteger este ramal si se presentara una corriente de falla, se reinstalara un seccionador fusible de código 217685 al ramal principal del nodo 0 con esto se logra proteger la derivación de la parte izquierda del nodo 1 y se instalará un nuevo seccionador fusible de código FUSE 374561 en la derivación de la parte izquierda del nodo 1 con esto logramos la protección del ramal y los transformadores de distribución, en la gráfica presentada a continuación presentaremos el estado actual seguido a las modificaciones
177
UPS
Figura 3.49. Vista antigua del alimentador 0415 (nodo 1)
Figura 3.50. Vista modificada del alimentador 0415 (nodo 1)
También instalaremos un nuevo seccionador fusible de código FUSE 377112 en una de las derivaciones del nodo 3, con esto protegeremos a todos los equipos instalados en esta derivación en el caso de presentarse alguna falla, observemos la siguiente figura.
Figura 3.51. Vista antigua del alimentador 0415 (nodo 3)
178
UPS
Figura 3.52. Vista modificada del alimentador 0415 (nodo 3)
En la derivación del nodo 4 se recomienda:
Reubicar el fusible de código 218966 al inicio del ramal para cubrir la parte del ramal que no se está protegiendo, e
Instalar un nuevo seccionador fusible de código FUSE 379702 en la derivación monofásica de 290 m, con esto lograríamos proteger esta derivación y los transformadores de distribución en caso de producirse alguna falla, observemos la gráfica mostrada a continuación.
Figura 3.53. Vista antigua del alimentador 0415 (nodo 4)
179
UPS
Figura 3.54. Vista modificada del alimentador 0415 (nodo 4)
En el anexo 3.20 podemos observar la nueva topología del alimentador 0415 en el mismo se incluye los valores de la corriente de falla para las nuevas modificaciones e implementaciones.
180
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente alimentador 0411 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección.
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida.
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje dentro de cualquier ramal (principal o derivación) lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
Figura 3.55. Coordinación actual del F 11 (coordinado)
181
UPS
Figura 3.56. Coordinación actual del F 12(coordinado)
Figura 3.57. Coordinación actual entre F 13 – F 11(coordinado)
182
UPS
Figura 3.58. Coordinación actual del F 16 (coordinado)
Figura 3.59. Coordinación actual del F 15 (coordinado)
183
UPS
Figura 3 60. Coordinación actual entre F 14 y F 15 (coordinado)
Figura 3.61. Coordinación actual del F 110 (coordinado)
184
UPS
Figura 3.62. Coordinación actual del F 19 (coordinado)
Figura 3.63. Coordinación actual del F 18 (coordinado)
185
UPS
Figura 3.64. Coordinación actual entre F 17 y F18 (coordinado)
Figura 3.65. Coordinación actual del F 114 (coordinado)
186
UPS
Figura 3.66. Coordinación actual del F 113 (coordinado)
Figura 3.67. Coordinación actual del F 114 (coordinado)
187
UPS
Figura 3.68. Coordinación actual entre F 111 y F112 (coordinado)
Figura 3.69. Coordinación actual del F 115 (coordinado)
188
UPS
Figura 3.70. Coordinación actual del F 119 (coordinado)
Figura 3.71. Coordinación actual del F 118 (coordinado)
189
UPS
Figura 3.72. Coordinación actual del F 117 (coordinado)
Figura 3.73. Coordinación actual entre F 116 y F117 (coordinado)
190
UPS
Figura 3.74. Coordinación actual del F 124 (coordinado)
Figura 3.75. Coordinación actual entre F 123 y F124 (coordinado)
191
UPS
Figura 3.76. Coordinación actual del F 122 (coordinado)
Figura 3.77. Coordinación actual del F 121 (coordinado)
192
UPS
Figura 3.78. Coordinación actual entre F 120 y F121 (coordinado)
Figura 3.79. Coordinación actual del F 126 (coordinado)
193
UPS
Figura 3.80. Coordinación actual entre F 125 y F126 (coordinado)
Figura 3.81. Coordinación actual del F 130 (coordinado)
194
UPS
Figura 3.82. Coordinación actual entre F 130 y F129 (coordinado)
Figura 3.83. Coordinación actual del F 128 (coordinado)
195
UPS
Figura 3.84. Coordinación actual entre F 127 y F128 (coordinado)
Figura 3.85. Coordinación actual entre F 131 y F127 (coordinado)
196
UPS
Figura 3.86. Coordinación actual del F 134 (coordinado)
Figura 3.87. Coordinación actual del F 133 (coordinado)
197
UPS
Figura 3.88. Coordinación actual entre F 132 y F133 (coordinado)
Figura 3.89. Coordinación actual del F 133 (coordinado)
198
UPS
Figura 3.90. Coordinación actual del F 140 (coordinado)
Figura 3.91. Coordinación actual del F 139 (coordinado)
199
UPS
Figura 3.92. Coordinación actual entre F 138 y F139 (coordinado)
Figura 3.93. Coordinación actual del F 144 (coordinado)
200
UPS
Figura 3.94. Coordinación actual del F 143 (coordinado)
Figura 3.95. Coordinación actual del F 142 (coordinado)
201
UPS
Figura 3.96. Coordinación actual del F 141 (coordinado)
Figura 3.97. Coordinación actual del F 137 (coordinado)
202
UPS
Figura 3.98. Coordinación actual entre F 136 y F138 (coordinado)
Figura 3.99. Coordinación actual del F 151 (coordinado)
203
UPS
Figura 3.100. Coordinación actual del F 150 (coordinado)
Figura 3.101. Coordinación actual entre F 149 y F150 (coordinado)
204
UPS
Figura 3.102. Coordinación actual del F 148 (coordinado)
Figura 3.103. Coordinación actual del F 147 (coordinado)
205
UPS
Figura 3.104. Coordinación actual del F 146 (coordinado)
Figura 3.105. Coordinación actual entre F 145 y F146 (coordinado)
206
UPS
Figura 3.106. Coordinación actual del F 152 (coordinado)
Figura 3.107. Coordinación actual del F 153 (coordinado)
207
UPS
Figura 3.108. Coordinación actual entre F 152 y F153 (coordinado)
Figura 3.109. Coordinación actual del F 154 (coordinado)
208
UPS
Figura 3.110. Coordinación actual del F 155 (coordinado)
Figura 3.111. Coordinación actual del F 156 (coordinado)
209
UPS
Figura 3.112. Coordinación actual del F 158 (coordinado)
Figura 3.113. Coordinación actual entre F 157 y F158 (coordinado)
210
UPS
Figura 3.114. Coordinación actual del F 159 (coordinado)
Figura 3.115. Coordinación actual del F 161 (coordinado)
211
UPS
Figura 3.116. Coordinación actual del F 164 (coordinado)
Figura 3.117. Coordinación actual entre F 163 y F131 (coordinado)
212
UPS
Para la selección de los fusibles, es necesario definir el ciclo de operación del reconectador; esto es el número de aperturas rápidas, lentas y totales que efectuará antes de quedar abierto en forma permanente.
En la mayor parte de los casos, un reconectador permite efectuar hasta 4 aperturas entre rápidas y lentas; en la práctica se ha encontrado que la forma más eficiente de utilizar un reconectador es haciendo dos aperturas rápidas seguidas por dos aperturas lentas10. El objetivo de las aperturas rápidas es no permitir la quema del fusible, mientras que el objetivo de la apertura lenta es hacer que esto suceda. El rango de coordinación entre el reconectador y el fusible es definido por el corte entre las características de tiempo - corriente del fusible y las del reconectador (rápida y lenta), con estas especificaciones procedemos a coordinar el fusible más significativo del ramal principal con el reconectador. Observemos la siguiente figura.
Figura 3.118. Coordinación actual de F 163 y reconectador 10
MAESTRIA EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA. Diseño de sis temas de Distribución, Universidad de cuenca, Junio 2009. 213
UPS
ALIMENTADOR 0411 curva rápida 102 119 curva lenta 2 disparos rápidos 2 disparos lentos Pickup 1000 Factor de multiplicación de 6 curva rápida Factor de multiplicación de 7 curva lenta activados disparos rápidos activados disparos lentos
Tabla 3.25. Configuración modificada del reconectador Cooper F 5 alimentador 0411
Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a continuación.
214
UPS
Figura 3.119. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
215
UPS
Figura 3.120. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
216
UPS
Figura 3.120. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
216
UPS
Figura 3.121. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
217
UPS
Figura 3.121. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
217
UPS
Figura 3.122. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
218
UPS
Figura 3.122. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
218
UPS
Figura 3.123. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
219
UPS
Figura 3.123. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
219
UPS
Figura 3.124. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
220
UPS
Figura 3.124. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8. Alimentador 0411
220
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente alimentador 0412 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida.
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje dentro de cualquier ramal (principal o derivación) lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente alimentador 0412 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida.
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje dentro de cualquier ramal (principal o derivación) lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
Figura 3.125. Coordinación actual del F 21 (coordinado)
221
UPS
Figura 3.126. Coordinación actual del F 22 (coordinado)
Figura 3.127. Coordinación actual entre F 23 y F 22 (coordinado)
222
UPS
Figura 3.128. Coordinación actual del F 25 (coordinado)
Figura 3.129. Coordinación actual entre F 24 y F 25 (coordinado)
223
UPS
Figura 3.130. Coordinación actual del F 26 (coordinado)
Figura 3.131. Coordinación actual del F 28 (coordinado)
224
UPS
Figura 3.132. Coordinación actual del F 27 (coordinado)
Figura 3.133. Coordinación actual entre F 29 y F 24 (coordinado)
225
UPS
Figura 3.134. Coordinación actual del F 210 (coordinado)
Figura 3.135. Coordinación actual del F 213 (coordinado)
226
UPS
Figura 3.136. Coordinación actual del F 212 (coordinado)
Figura 3.137. Coordinación actual entre F 211 y F 212 (coordinado)
227
UPS
Figura 3.138. Coordinación actual entre F 214 y F 29 (coordinado)
Figura 3.139. Coordinación actual del F 218 (coordinado)
228
UPS
Figura 3.140. Coordinación actual del F 217 (coordinado)
Figura 3.141. Coordinación actual entre F 216 y F 217 (coordinado)
229
UPS
Figura 3.142. Coordinación actual del F 219 (coordinado)
Figura 3.143. Coordinación actual del F 220 (coordinado)
230
UPS
Figura 3.144. Coordinación actual entre F 221 y F 214 (coordinado)
Para la selección de los fusibles, es necesario definir el ciclo de operación del reconectador; esto es el número de aperturas rápidas, lentas y totales que efectuará antes de quedar abierto en forma permanente. En la mayor parte de los casos, un reconectador permite efectuar hasta 4 aperturas entre rápidas y lentas; en la práctica se ha encontrado que la forma más eficiente de utilizar un reconecta dor es haciendo dos aperturas rápidas seguidas por dos aperturas lentas 11. El objetivo de las aperturas rápidas es no permitir la quema del fusible, mientras que el objetivo de la apertura lenta es hacer que esto suceda. El rango de coordinación entre el reconectador y el fusible es definido por el corte entre las características de tiempo - corriente del fusible y las del reconectador (rápida y lenta), con estas especificaciones procedemos a coordinar el fusible más significativo del ramal principal con el reconectador. Observemos la siguiente figura
11
MAESTRIA EN SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA. Diseño de sistemas de Distribución, Universidad de cuenca, Junio 2009. 231
UPS
Figura 3.145. Coordinación actual de F 121 y reconectador
ALIMENTADOR 0412 102 curva rápida 119 curva lenta 2 disparos rápidos 2 disparos lentos 1000 Pickup Factor de multiplicación de 6 curva rápida Factor de multiplicación de 7 curva lenta activados disparos rápidos activados disparos lentos Tabla 3.26. Configuración modificada del reconectador Cooper F 5 alimentador 0411
Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a continuación.
232
UPS
Figura 3.146. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
233
UPS
Figura 3.147. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
234
UPS
Figura 3.147. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
234
UPS
Figura 3.148. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
235
UPS
Figura 3.148. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
235
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente ali mentador 0413
Pasos para l a coor din ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección, Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el disyuntor. En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente ali mentador 0413
Pasos para l a coor din ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección, Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el disyuntor. En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
Figura 3.149. Coordinación actual del F 31 (coordinado)
236
UPS
Figura 3.150. Coordinación actual del F 32 (coordinado)
Figura 3.151. Coordinación actual del F 33 (coordinado)
237
UPS
Figura 3.152. Coordinación actual del F 35 (coordinado)
Figura 3.153. Coordinación actual del F 36 (coordinado)
238
UPS
Figura 3.154. Coordinación actual entre F 36 y F 35 (coordinado)
Figura 3.155. Coordinación actual del F 37 (coordinado)
239
UPS
Figura 3.156. Coordinación actual del F 39 (coordinado)
Figura 3.157. Coordinación actual del F 310 (coordinado)
240
UPS
Figura 3.158. Coordinación actual entre F 312 y F 36 (coordinado)
Figura 3.159. Coordinación actual de disyuntor y F312 (coordinando)
241
UPS
ALIMENTADOR 0413
Normal inversa
Curva
300 2526
Pickup I falla máxima
Tabla 3.28. Configuración del disyuntor del alimentador 0413
Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a continuación.
242
UPS
Figura 3.160. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
243
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente ali mentador 0414 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es de sobrecorr iente ali mentador 0414 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible.
Figura 3.161. Coordinación actual del F 41 (coordinado)
244
UPS
Figura 3.162. Coordinación actual del F 42 (coordinado)
Figura 3.163. Coordinación actual del F 43 (coordinado)
245
UPS
Figura 3.164. Coordinación actual del F 46 (coordinado)
Figura 3.165. Coordinación actual del F 45 (coordinado)
246
UPS
Figura 3.166. Coordinación actual del F 47 (coordinado)
Figura 3.167. Coordinación actual del F 48 (coordinado)
247
UPS
Figura 3.168. Coordinación actual del F 49 (coordinado)
Figura 3.169. Coordinación actual entre F 49 y F 410 (coordinado)
248
UPS
Figura 3. 170. Coordinación actual del F 411 (coordinado)
Figura 3. 171. Coordinación actual del F 412 (coordinado)
249
UPS
Figura 3. 172. Coordinación actual del F 41 (coordinado)
Figura 3. 173. Coordinación actual del F 417 (coordinado)
250
UPS
Figura 3. 174. Coordinación actual del F 416 (coordinado)
Figura 3.175. Coordinación actual del F 415 (coordinado)
251
UPS
Figura 3.176. Coordinación actual entre F 414 y F 415 (coordinado)
Figura 3.177. Coordinación actual del F 418 (coordinado)
252
UPS
Figura 3.178. Coordinación actual del F 421 (coordinado)
Figura 3.179. Coordinación actual del F 420 (coordinado)
253
UPS
Figura 3.180. Coordinación actual entre F 419 y F 420 (coordinado)
Figura 3.181. Coordinación actual del F 422 (coordinado)
254
UPS
Figura 3.182. Coordinación actual del F 424 (coordinado)
Figura 3.183. Coordinación actual entre F 423 y F 424 (coordinado)
255
UPS
Figura 3.184. Coordinación actual entre F 425 y F 410 (coordinado)
Figura 3.185. Coordinación actual del F 426 (coordinado)
256
UPS
Figura 3.186. Coordinación actual del F 429 (coordinado)
Figura 3.187. Coordinación actual del F 428 (coordinado)
257
UPS
Figura 3.188. Coordinación actual del F 427 (coordinado)
Figura 3.189. Coordinación actual del F 432 (coordinado)
258
UPS
Figura 3.190. Coordinación actual entre F 431 y F 432 (coordinado)
Figura 3.191. Coordinación actual del F 430 (coordinado)
259
UPS
Figura 3.192. Coordinación actual del F 433 (coordinado)
Figura 3.193. Coordinación actual del F 434 (coordinado)
260
UPS
Figura 3.194. Coordinación actual del F 436 (coordinado)
Figura 3.195. Coordinación actual entre F 435 y F 436 (coordinado)
261
UPS
En este alimentador se construyó una línea monofásica, la misma que servirá para reducir la corriente de falla en los puntos de protección, los códigos de los fusibles antiguos ahora cambiaron por nuevos códigos mostrados a continuación.
antiguo
nuevo
232418
Fuse 22259549935
232412
Fuse 22259555739
232417
Fuse 22259563745
N0
Fuse 22259546033
232408
Fuse 22259523927
232407
Fuse 22259525229
232410
Fuse 22259519521
232415
Fuse 22259516019
N1
Fuse 22259505815
Tabla 3.29. Códigos nuevos de los seccionadores fusibles implementados Realizando un análisis de corrientes de fallas mediante el software obtenemos las nuevas corrientes de falla para los nuevos seccionadores fusibles, observemos la figura mostrada a continuación:
Figura 3.196. Corrientes de fallas en los nuevos seccionadores fusibles
Una vez conocida la corriente la falla podemos realizar nuestro estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente, observemos las siguientes gráficas.
262
UPS
Figura 3.197. Coordinación actual del F 445 (coordinado)
Figura 3.198. Coordinación actual del F 440 (coordinado)
263
UPS
Figura 3.199. Coordinación actual entre F 439 y F 441 (coordinado)
Figura 3.200. Coordinación actual del F 438 (coordinado)
264
UPS
Figura 3.201. Coordinación actual entre F 437 y F 438 (coordinado)
Figura 3.202. Coordinación actual del F 445 (coordinado)
265
UPS
Figura 3.203. Coordinación actual del F 444 (coordinado)
Figura 3.204. Coordinación actual del F 443 (coordinado)
266
UPS
Figura 3.205. Coordinación actual entre F 443 y F 442 (coordinado)
Figura 3.206. Coordinación actual entre F 446 y F 425 (coordinado)
267
UPS
Con los mismos criterios de selección de coordinación de fusibles como en el alimentador 0412 presentamos a continuación la coordinación reconectadorfusible para el alimentador 0414.
Figura 3.207. Coordinación entre F 446 y reconectador (coordinado)
ALIMENTADOR 0414 # curva rápida
B(117)
# curva lenta disparos rápidos disparos lentos Pickup Factor de multiplicación curva rápida Factor de multiplicación curva lenta disparos rápidos disparos lentos
18(151) 2 2 280 A 2 5 activados activados
Tabla 3.30. Configuración modificada del reconectador ABB “OVR” del alimentador 0414
268
UPS
Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a continuación.
269
UPS
Figura 3.208. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
270
UPS
Figura 3.209. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
271
UPS
Figura 3.209. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
271
UPS
Figura 3.210. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
272
UPS
Figura 3.210. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
272
UPS
Figura 3.211. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
273
UPS
Figura 3.211. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
273
UPS
Figura 3.212. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
274
UPS
Figura 3.212. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
274
UPS
Figura 3.213. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
275
UPS
Figura 3.213. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
275
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es alimentador de sobrecorr iente 0415 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible
UPS
Estudio de coordi naci ón de proteccion es alimentador de sobrecorr iente 0415 Pasos para l a coordin ación:
Dimensionaremos todos los fusibles para que soporten la corriente de falla máxima producida en el punto de protección,
Realizaremos la coordinación entre fusibles según la filosofía establecida y
El fusible predominante o el fusible de mayor amperaje lo coordinaremos con el reconectador.
En la parte superior derecha de las graficas presentadas a continuación se indica el código del seccionador fusible
Figura 3.214. Coordinación actual del F 51 (coordinado)
276
UPS
Como se mencionó anteriormente en este alimentador se implemento nuevos seccionadores fusibles, los mismos que son mostrados a continuación con sus respectiva corriente de falla, observemos la siguiente tabla
Figura 3.215. Corrientes de fallas en los nuevos seccionadores fusibles Una vez obtenida las corrientes de falla mediante el análisis de corto circuitos, proseguimos con el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente.
Figura 3.216. Coordinación actual del F 54 (coordinado)
277
UPS
Figura 3.217. Coordinación actual entre F 52 y F 54 (coordinado)
Figura 3.218. Coordinación actual del F 53 (coordinado)
278
UPS
Figura 3.219. Coordinación actual del F 56 (coordinado)
Figura 3.220. Coordinación actual del F 58 (coordinado)
279
UPS
Figura 3.221. Coordinación actual del F 59 (coordinado)
Figura 3.222. Coordinación actual entre F 57 y F 58 (coordinado)
280
UPS
Figura 3.223. Coordinación actual del F 510 (coordinado)
Figura 3.224. Coordinación actual entre F 512 y F 57 (coordinado)
281
UPS
Figura 3.225. Coordinación actual del F 514 (coordinado)
Figura 3.226. Coordinación actual del F 513 (coordinado)
282
UPS
Figura 3.227. Coordinación actual del F 516 (coordinado)
Figura 3.228. Coordinación actual entre F 515 y F 512 (coordinado)
283
UPS
Con los mismos criterios de selección del fusible del para el alimentador 0412 presentamos a continuación la coordinación reconectador - fusible para el alimentador 0415.
Figura 3.229. Coordinación actual entre F 516 y reconectador (coordinado)
ALIMENTADOR 0415 # curva rápida
B(117)
# curva lenta disparos rápidos disparos lentos Pickup Factor de multiplicación curva rápida Factor de multiplicación curva lenta disparos rápidos disparos lentos
18(151) 2 2 280 A 2 5 activados activados
Tabla 3.30. Configuración modificada del reconectador ABB “OVR” alim entador 0415
284
UPS
Los reportes presentados por el programa para la aprobación de las reglas de coordinación (regla de los tiempos), los podemos observar en la figura mostrada a continuación.
285
UPS
Figura 3.230. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8
286
UPS
Figura 3.231. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8.
287
UPS
Figura 3.231. Reporte presentado por la regla de tiempos SynerGEE Electrical 3.8.
287
UPS 3.5 Coordi nación de Proteccion es Di ferencial 3.5. 1 Identificación de los equi pos de medición exi stente. Los transformadores de potencia de la subestación
“Machala”
se encuentran
protegidos por una protección diferencial con control electrónico “ABB” , cuando se produce una falla de sobrecorriente esta actúa tanto en el lado de de 69 KV como en el lado de 13,8 KV dejando al transformador aislado totalmente. En la siguiente figura se muestra la conexión actual de los TC de la protección diferencial.
UPS 3.5 Coordi nación de Proteccion es Di ferencial 3.5. 1 Identificación de los equi pos de medición exi stente. Los transformadores de potencia de la subestación
“Machala”
se encuentran
protegidos por una protección diferencial con control electrónico “ABB” , cuando se produce una falla de sobrecorriente esta actúa tanto en el lado de de 69 KV como en el lado de 13,8 KV dejando al transformador aislado totalmente. En la siguiente figura se muestra la conexión actual de los TC de la protección diferencial.
Figura 2.332. Conexión actual de la protección diferencial A continuación mostraremos las características eléctricas del equipo de protección para el transformador de potencia de la subestación Machala.
288
UPS Para el cálculo de la protección diferencial necesitamos obtener las corrientes de cargas que circulan que circulan por los dos devanados siendo el lado de alta devanado 1 y el lado de baja el devanado 2, en primera instancia detallaremos los datos del transformador al cual se le aplicaremos la coordinación diferencial.
Tabla 3.32. Datos del transformador de potencia Subestación Machala Cálcul o y Procedimi ento para el aj uste de protección diferenci al.
1.- El ajuste de compensación del ángulo de desfase es de 0 grados según la conexión del transformador con el lado de alta conectado como devanado 1 y el lado de baja conectado como devanado 2.
2.- Máxima corriente de carga a 20 MVA.
IH IH
P .transf KVA
IL
V .alta 3 10000
P .transf KVA
IH
69 3
V .media 3 10000 13,8 3
IH 418,86 Amp
IH 83,77 Amp
289
UPS 3. Máximas corrientes de falla pasante suponiendo una barra infinita: IHF IHF
P .transf KVA V .alta 3 Z % 10000 69 3 7,11
IHF 11,78 Amp
ILF ILF
P .transf KVA V .media 3 Z % 10000 13,8 3 7,11
ILF 58,9 Amp
4. Escoja las Relaciones de TC: Según los cálculos obtenidos los Transformadores de Corriente a utilizar son Lado de alta: 100/1 = 100 Lado de media 500/1= 500
Corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante: IHFS
11,78
ILFS
100
IHFS 0,1178 Amp.
58,91 500
ILFS 0,1178 Amp.
5. Corrientes de Carga en el lado secundario del TC con máxima capacidad del transformador de 10 MVA: IHS
83,7
IHS
100
IHS 0,837 Amp.
418,8 500
IHS 0,837 Amp.
290
UPS 6. Corrientes del relé bajo máximas corrientes de carga: conexión del transformador
conexión del TC
Factor de multiplicación de Factor de multiplicación de compensación interna compensación externa HS LS HS LS
HS
LS
HS
LS
estrella
estrella
delta
delta
1
1
es trel la
e st re ll a
√3
√3
√3
√3
1
1
delta
delta
estrella
estrella
1
1
1
1
estrella
delta
estrella
estrella
√3
1
1
1
delta
estrella
1
1
√3
1
delta
estrella
estrella
delta
1
1
1
√3
estrella
estrella
1
√3
1
1
Tabla 3.33. Factores de multiplicación
Conexión del secundario del TC, lado alto Según la conexión del transformador, Conexión del TC secundario estrella HSECF = 1 IHR 1 0,837 IHR 0,837 Amp. Conexiones del secundario del TC, lado bajo Conexión del TC estrella LSECF = 1 ILR 1 0,837 IHR 0,837 Amp. Conexión del TC estrella LSECF = 1 ILR 1 0,837 IHR 0,837 Amp.
7. Corrientes aparentes del relé bajo máximas corrientes de carga: Lado de alta, conexión HSICF = 1
IHAR 1 0,837 IHAR 0,837 Amp.
291
UPS Lado de baja, conexión estrella – estrella LSICF = 1,73 ILAR 1,73 0,837
ILAR 1,73 0,837
ILAR 1,44 Amp.
ILAR 1,44 Amp.
8. Seleccione los ajustes de toma 87T-1 para el lado alto y 87T-2 para el lado bajo: 87T 1 0,837. Amp 87T 2 1,44. Amp 87T 2 01,44. Amp
9. Verifique si las corrientes aparentes de falla pasante del relé en los secundarios de TC de los lados alto y bajo son menores que 35 veces los ajustes de tomas seleccionados. 0,11 35 0,837 29,3 estrella 0,11 1,73 35 1,73 29,3
estrella 0,11 1,73 35 1,73 29,3
3.5.2 Deter mi naci ón de los aju stes del equi po. Entonces los ajustes para la protección diferencial son los calculados anteriormente por ende su nueva configuración seria.
Tabla 3.34. Ajustes de la protección diferencial
292
UPS Nomenclatura:
IH = corriente en el lado de alta IL = corriente en el lado de baja IHF = corriente de falla en el lado de alta ILF = corriente de falla en el lado de baja IHFS = corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante lado de alta ILFS = corrientes secundarias del TC con máxima falla pasante lado de baja IHS = corrientes de Carga en el lado secundario del TC IHR = corriente del relé en el lado de alta ILR = corriente del relé en el lado de baja.
Análisis de los cambi os efectuados en l os alimentador es de la subestaci ón 04.
El sistemas de protecciones juega un papel predominante dentro de todo sistema de distribución, una de las coordinaciones más utilizadas por su economía es la coordinación fusible – fusible, siendo esta la de mayor uso dentro alimentadores de la Subestación 04.
Existen algunos implementaciones dentro de los alimentadores de la subestación 04, una de ellas es la implementación de seccionadores fusibles en algunas derivaciones de los alimentadores, gracias a la implementación de estos seccionadores se protegerá y se respaldará a todos los equipos de distribución que se encuentran dentro del respectivo ramal.
Dentro del alimentador 0411 no existía protección alguna dentro del ramal principal esto significaba que al momento de presentarse alguna falla de sobre corriente actuaba directamente el reconectador (actualmente como disyuntor) dejando a todo el alimentador sin energía, fue por este motivo
293
UPS que se implemento dos seccionadores fusibles dentro del ramal principal y se comprobó que al inicio de todas las derivaciones existiera un fusible de protección.
En el alimentador 0414 existían conexiones al ramal principal de seccionadores fusibles y transformadores auto protegidos casi al inicio del alimentador, lo crítico era que al momento de presentarse alguna falla esta afectaría directamente al reconectador ya no contaban con protección de respaldo, por este motivo es el que se decidió la construcción de una línea monofásica de estuviera ubicada desde el nodo anterior del seccionador fusible principal hasta lograr la conexión de todo los equipos nombrados anteriormente y en la salida de cada derivación instalamos dos fusibles para que respalde a todos los fusibles instalados aguas abajo, gracias a la construcción de estas líneas monofásicas se reducirá considerablemente la corriente máxima de falla.
Una vez instalados todos los requerimientos de seccionadores fusibles en cada uno de los alimentadores de la Subestación 04 podemos decir que el sistema de protecciones de cada alimentador está listo y acto para actuar ante cualquier falla, dejando al menor número de abonados desconectados al momento que suceda una falla.
Los cambios no son significativos en la protección diferencial ya que esta depende directamente de la potencia del transformador, para este caso no aplicamos ningún tipo de ventilación externa por ello no intervienen factores externos en la parte del cálculo, este tipo de protección se la realiza solo con magnitudes es decir con valores de corrientes las mismas que son programadas en la menoría del programa por si se presentara algún tipo de falla. Por este motivo concluimos que no debería existir ningún cambio dentro de la protección diferencial de la Subestación 04.
294
UPS Los nuevos valores de los seccionadores fusibles, códigos y el código de la sección en donde están colocados, los podemos observar en las tablas mostradas a continuación.
Al imentador 0411. Al imentador 0412. Al imentador 0413. Al imentador 0414. Al imentador 0415.
295
UPS
CAPÍTULO IV
Estudio Económico
En este capítulo se pretende realizar una valoración económica del estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente y obtener resultados económicos de la rentabilidad alcanzada por CNEL EL ORO S. A.
296
UPS 4.1 Estudi o de costos del proyecto de coordinaci ón.
Para la elaboración del estudio económico consideraremos los valores en los cambios de la topología de la red, los costos que i ntervendrán en este estudio son:
Estructuras.
Postes.
Conductores.
Seccionador fusible trifásico.
Tensores.
Mano de obra.
Costos de los materi ales utilizados en l as estr uctu r as
Tabla 4.1. Costos de los materiales de las estructuras utilizados para la instalación de la estructura tipo VP
Tabla 4.2. Costos de los materiales de las estructuras utilizados para la instalación de la estructura tipo CP 297
UPS
Tabla 4.3. Costos de los materiales de las estructuras utilizados para la instalación de la estructura tipo CR
Tabla 4.4. Costos de los materiales de las estructuras utilizados para la instalación de la estructura tipo CR
Val ores de un poste
Tabla 4.5. Costos de los postes utilizados para la instalación de la estructura tipo CR
298
UPS Conductores
Tabla 4.6. Costos de los conductores desnudos AWG, ASCR
Seccion ador fu sible
Tabla 4.7. Costos de los conductores desnudos AWG, ASCR
Tensores
Tabla 4.8. Costos de materiales utilizados para tensor postes de 11 m
299
UPS
Tabla 4.9. Costos de materiales utilizados para tensor postes de 11 m
Tabla 4.10. Costos de materiales utilizados para tensor postes de 11 m
M ano de obra Al momento de realizar un estudio económico de mano de obra intervienen muchos factores importantes los mismos que están a consideración del contratista que realice la obra indicada. Por lo cual para la realización de este estudio consideraremos valores de mano de obra de los contratistas que trabajan para la CNEL El Oro S. A. Estos contratistas son los encargados de realizan las diferentes modificaciones que se presentaran en cada alimentador. En las tablas mostradas a continuación presentamos los precios de instalación por unidad de los materiales instalados en los alimentadores.
300
UPS
Tabla 4.11. Valores de mano de obra para contratistas
Al imentador 0411 M ater iales uti lizados para la impl ementación de la l ínea tr ifásica en el ali mentador 0411.
Para la construcción de esta línea se van a considerar tramos de 40 m, los materiales utilizados para la construcción de esta nueva línea son mostrados en la siguiente tabla.
Tabla 4.12. Valores de materiales alimentador 0411
301
UPS Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0411.
Tabla 4.13. Valor de mano de obra del alimentador 0411
Al imentador 0412
Tabla 4.14. Valores de materiales alimentador 0412
Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0412.
Tabla 4.15. Valor de mano de obra del alimentador 0412
302
UPS Al imentador 0413
Tabla 4.16. Valores de materiales alimentador 0413 Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0413.
Tabla 4.17. Valor de mano de obra del alimentador 0413
Al imentador 0414 Para la construcción de esta línea consideraremos los tramos de 40 m, a continuación presentamos los materiales utilizados en la construcción de esta línea.
Tabla 4.18. Valores de materiales alimentador 0414
303
UPS Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0414
Tabla 4.19. Valores de mano de obra del alimentador 0414
Al imentador 0415
Tabla 4.20. Valores de materiales alimentador 0415
Valor de mano de obra utilizada en el alimentador 0415.
Tabla 4.21. Valor de mano de obra del alimentador 0415
304
UPS Val or total de materiales:
Tabla 4.22. Valor total de materiales
Val or total de mano de obra: VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA
CNEL EL ORO
SUBESTACION MACHALA
Item.
P.U.
P.T.
ALIMENTADOR 0411
2496,73
2496,73
2
ALIMENTADOR 0412
136,92
136,92
3
ALIMENTADOR 0413
107,34
107,34
4
ALIMENTADOR 0414
4509,65
4509,65
5
ALIMENTADOR 0415
107,34
107,34
1
Descripción
TOTAL
7.357,97
DESMONTAJE 40 % DEL MONTAJE
2.943,19
TOTAL
10.301,16
IVA
1.236,14
TOTAL
11.537,30
Tabla 4.23. Valor total de mano de obra
Costos I ndi rectos: S e consideran Costos Indirectos todos aquellos gastos de ejecución que no sean directamente imputables a unidades de obra concretas, sino al conjunto o parte de la obra.
En otras palabras, estos costos indirectos representan los gastos generales necesarios para agilizar la ejecución de una unidad de obra. El método que se usa para cuantificarlos consiste en aplicar un porcentaje a los costos directos en función de parámetros los mismos que son mostrados a continuación:
305
UPS Administración general Impuestos y garantías Administración materiales Imprevistos Utilidades
7% 3% 3% 5% 12%
TOTAL
30%
Tabla 4.24. Valor de costos indirectos
El valor total de la obra es presentado en la siguiente tabla. costos indirectos Administracion general 7% Impuestos y garantías 3% Admisnistración de materiales 3% Imprevistos 5% Utilidades 12% costos indirectos total de mano de obra total de mano de obra
807,610787 346,118909 346,118909 576,864848 1384,47564 3.461,19 11.537,30 14.998,49
Tabla 4.25. Valor total de mano de obra
Valor total de la obra: VALOR TOTAL DE MANO DE OBRA
CNEL EL ORO
SUBESTACION MACHALA
Item. 1
Descripción MANO DE OBRA TOTAL
2 MATERIALES
TOTAL
P.U.
P.T.
1 49 98 ,4 9
1 49 98 ,4 9
5 49 04 ,3 5
5 49 04 ,3 5
69.902,84
IVA
8.388,34
TOTAL
78.291,18
Tabla 4.26. Valor total de la obra
El valor total de la obra es de 78.291,18 dólares americanos.
306
UPS 4.2 Estudio de la r entabili dad económi ca obteni da por CN EL El Or o S. A. El estudio de la rentabilidad económica obtenida por CNEL El Oro S. A. lo realizaremos analizando los siguientes aspectos:
Energía no suministrada por fallas de sobre corriente en los alimentadores.
Valor de energía no suministrada a todos los abonados del alimentador.
Nuevo proyecto del CONELEC por energía no suministrada. Valor promedio de pérdidas económicas por producción hora de los abonados especiales.
Energía no sumi ni str ada por f all as de sobre corriente en l os alimentador es.
ALIMENTADOR 0411 ít em 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28
fecha 12/01/2009 9:05 12/01/2009 10:12 17/01/2009 14:54 26/01/2009 10:50 02/02/2009 13:40 02/02/2009 14:27 10/02/2009 3:00 13/02/2009 5:55 22/02/2009 8:48 26/02/2009 6:56 05/03/2009 10:29 06/03/2009 16:55 22/04/2009 19:23 28/04/2009 14:56 28/04/2009 23:30 29/04/2009 0:17 29/04/2009 12:50 29/04/2009 19:57 29/04/2009 20:54 29/04/2009 22:28 29/04/2009 23:21 30/04/2009 21:13 03/05/2009 16:35 07/05/2009 15:10 24/05/2009 6:23 29/05/2009 10:28 13/07/2009 17:32 14/08/2009 15:04
ti empo horas t iempo 0,25 0,55 0,85 0,417 0,633 0,85 0,017 0,017 0,017 0,033 0,05 0,05 0,05 0,05 0,467 0,167 0,133 0,017 0,083 0,033 0,033 0,05 0,1 0,25 1,483 0,05 0,067 0,15 horas
en minut os 15 33 51 25 38 51 1 1 1 2 3 3 3 3 28 10 8 1 5 2 2 3 3 15 89 3 4 9 7,2
ALIMENTADOR 0411 demanda total Tiempo en horas factor de carga costo KWH 5524,26 7,2 0,67 0,0874
2329,13
Tabla 4.28. Valor en dólares de la energía no suministrada por el alimentador 0411
Tabla 4.27. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0411
307
dólares por energía no suministrada
UPS I nterr upcion es por sobre corr iente alim entador 0412.
ALIMENTADOR 0412 ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
fecha tiempo horas tiempo en minutos 24/01/2009 16:50 0,033 2 30/01/2009 1:35 0,233 14 30/01/2009 2:36 0,067 4 01/02/2009 19:30 0,917 55 02/02/2009 13:40 1,1 66 28/03/2009 9:20 0,033 2 29/03/2009 15:22 0,383 23 29/03/2009 16:25 0,017 1 25/04/2009 15:00 0,267 16 29/04/2009 16:04 2,733 164 29/04/2009 20:54 0,083 5 29/04/2009 22:28 0,083 5 29/04/2009 22:36 0,167 10 29/04/2009 23:14 0,233 14 04/05/2009 16:30 0,017 1 25/06/2009 9:02 0,033 2 23/07/2009 8:40 1,167 70 27/07/2009 21:55 0,117 7 01/08/2009 19:10 1,45 87 horas 9,13
ALIMENTADOR 0412
demanda total 1946,35
tiempo 9,13
1009,52
factor de carga costo KWH 0,65 0,0874
dólares por energía no suministrada
Tabla 4.30. Valor en dólares de la energía no suministrada por el alimentador 0412
Tabla 4.29. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0412
I nterr upcion es por sobre corr iente alimentador 0413.
ALIMENTADOR 0413 ítem 1 2 3 4 5 6 7
fecha tiempo horas tiempo en minutos 01/01/2009 10:20 0,083 5 07/05/2009 15:10 0,3 18 29/07/2009 10:54 0,233 14 31/05/2009 18:27 0,75 45 21/07/2009 16:40 0,733 44 29/07/2009 10:54 0,05 3 29/07/2009 11:40 0,033 2 horas 2,2
demanda total 2970,42 331,36
ALIMENTADOR 0413 tiempo factor de carga costo KWH 2,2 0,58 0,0874 dólares por energía no suministrada
Tabla 4.32. Valor en dólares de la energía no suministrada por el alimentador 0413
Tabla 4.31. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0413
308
UPS I nterr upcion es por sobre corr iente alim entador 0414.
ALIMENTADOR 0414 ítem 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
fecha tiempo horas tiempo en minutos 02/02/2009 14:18 0,15 9 10/01/2009 9:46 0,15 9 26/02/2009 14:40 0,05 3 26/02/2009 15:23 0,767 46 29/04/2009 19:17 0,683 41 03/05/2009 15:15 0,05 3 15/05/2009 10:30 0,25 15 15/05/2009 13:25 0,083 5 18/05/2009 11:30 0,033 2 06/06/2009 16:20 0,217 13 10/06/2009 14:10 0,033 2 22/07/2009 5:18 2,283 137 16/08/2009 7:14 0,067 4 29/08/2009 13:35 0,017 1 horas 5
ALIMENTADOR 0414
demanda total 3923,37 1200,15
tiempo 5
factor de carga costo KWH 0,7 0,0874
dólares por energía no suministrada
Tabla 4.34. Valor en dólares de la energía no suministrada por el alimentador 0414
Tabla 4.33. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0414
I nterr upcion es por sobre corr iente alim entador 0415.
ALIMENTADOR 0415 ít em 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
fecha 28/01/2009 8:23 08/02/2009 6:28 08/02/2009 9:47 04/03/2009 17:36 04/03/2009 18:35 05/03/2009 8:02 05/03/2009 9:19 14/03/2009 11:55 21/03/2009 7:20 08/04/2009 10:25 29/04/2009 1:05 29/04/2009 3:07 29/04/2009 19:57 29/04/2009 20:54 29/04/2009 22:28 29/04/2009 23:14 06/05/2009 9:16 18/05/2009 9:50 22/05/2009 9:30 31/05/2009 19:42 01/06/2009 4:46 01/06/2009 8:30 06/06/2009 3:07 15/06/2009 19:45 25/06/2009 16:50 02/08/2009 19:30 27/08/2009 6:25
ti empo horas t iem po en mi nutos 0,033 2 0,05 3 0,083 5 0,033 2 0,25 15 0,017 1 2 120 0,017 1 0,033 2 1 60 0,033 2 0,05 3 0,017 1 0,033 2 0,067 4 0,233 14 0,067 4 0,033 2 0,033 2 0,583 35 0,067 4 0,667 40 0,033 2 0,05 3 0,05 3 0,05 3 0,433 26 horas 6,02
ALIMENTADOR 0415
demanda total 2960,23
tiempo 6
1071,11
costo de energía no suministrada
Tabla 4.36. Valor en dólares de la energía no suministrada por el alimentador 0414
Tabla 4.35. Interrupciones por sobre corriente del alimentador 0414
309
factor de carga costo KWH 0,69 0,0874
UPS En la tabla mostrada a continuación presentamos la suma en dólares de la energía no suministrada por cada alimentador. ALIMENTADOR 0 411 0 412 0 413 0 414 0 415
DOLARES / ENS 2239,13 1009,52 331,36 1200,15 1071,11
TOTAL
5851,27
Tabla 4.37. Valor total en dólares de la energía no suministrada
Con el tiempo de energía no suministrada por alimentador obtenemos la tasa de fallas por mala coordinación (TFMC) de los datos de los 8 meses de registro de fallas, obteniendo los siguientes valores:
TFMC = horas de interrupciones debido a la mala coordinación y salida de todo el alimentador / Periodo de análisis hora. Periodo de análisis hora = meses de análisis*días*horas
Al imentador 0411
TFMC = 7,2 / 8*30*24 TFMC = 0,00125 Al imentador 0412
TFMC = 9,13 / 8*30*24 TFMC = 0,00158 Al imentador 0413
TFMC = 2,2 / 8*30*24 TFMC = 0,00038 310
UPS Al imentador 0414
TFMC = 5 / 8*30*24 TFMC = 0,00086 Al imentador 0415
TFMC = 6,02 / 8*30*24 TFMC = 0,00104 Las variables de análisis son: 75 % de la energía total del alimentador, ya que de EN S recuper ada (KWH ) = igual manera se perdería en energía por el accionamiento del fusible y no el reconectador. ENS (energía total) * TFMC * 0,75 EN S recuperada = = ENS recuperada anual * valor del KWH ENS recuperada en dólares aproximado
KWH aprox = 0,08 centavos de dólar
Una de las maneras de recuperar la inversión seria prolongar el proyecto de coordinaciones para 10. Tomando un crecimiento de la facturación del 3 % anual. Realizando el análisis correspondiente obtenemos los siguientes resultados:
Al imentador 0411
ALIMENTADOR 0411 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
[kWh]
[kWh]
[USD]
19914 19920 19926 19932 19938 19944 19950 19956 19962 19968 19974 19980 19986 19992 19998 TOTAL
1593 1594 1594 1595 1595 1596 1596 1596 1597 1597 1598 1598 1599 1599 1600 23947
21.241.511 21.247.883 21.254.258 21.260.634 21.267.012 21.273.392 21.279.774 21.286.158 21.292.544 21.298.932 21.305.322 21.311.713 21.318.107 21.324.502 21.330.900
TOTAL
311
Tabla 4.38. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa
UPS Al imentador 0412 ALIMENTADOR 0412 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
5.671.124 5.672.825 5.674.527 5.676.230 5.677.932 5.679.636 5.681.340 5.683.044 5.684.749 5.686.454 5.688.160 5.689.867 5.691.574 5.693.281 5.694.989
6720 6722 6724 6726 6728 6730 6732 6734 6736 6738 6740 6742 6745 6747 6749 TOTAL
538 538 538 538 538 538 539 539 539 539 539 539 540 540 540 8081
Tabla 4.39. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa
Al imentador 0413
Tabla 4.40. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa
312
UPS Al imentador 0414 ALIMENTADOR 0414 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
6671 6673 6675 6677 6679 6681 6683 6685 6687 6689 6691 6693 6695 6697 6699 TOTAL
534 534 534 534 534 534 535 535 535 535 535 535 536 536 536 8022
10.342.134 10.345.237 10.348.340 10.351.445 10.354.550 10.357.657 10.360.764 10.363.872 10.366.981 10.370.091 10.373.202 10.376.314 10.379.427 10.382.541 10.385.656
Tabla 4.41. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa
Al imentador 0415 ALIMENTADOR 0415 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
6671 6673 6675 6677 6679 6681 6683 6685 6687 6689 6691 6693 6695 6697 6699 TOTAL
534 534 534 534 534 534 535 535 535 535 535 535 536 536 536 8022
10.342.134 10.345.237 10.348.340 10.351.445 10.354.550 10.357.657 10.360.764 10.363.872 10.366.981 10.370.091 10.373.202 10.376.314 10.379.427 10.382.541 10.385.656
Tabla 4.42. Valor de ingresos por energía recuperada a la empresa
313
UPS Val or total de in gresos por E nergía no sumini str ada recuper ada ENS RECUPERADA EN DOLARES POR ALIMENTADOR ALIMENTADOR 0 411 0 412 0 413 0 414 0 415
TOTAL
DOLARES 23947 8081 680 8022 8022 48751
Tabla 4.43. Valor total de ingresos por energía recuperada a la empresa
Propuesta de Regul ación de la Cali dad de Di stribu ción Según esta propuesta de regulación por energía no suministrada se realizara una sanción a la empresa distribuidora de energía. Esta sanción cubrirá valores de pérdidas de los consumidores finales, si esta ley se estableciera los valores que la empresa distribuidora debería pagar por energía no sumistrada serían los siguientes:
Tabla 4.44. Sanción por energía no sumistrada
SANCION ENS u C ENSi Donde
ENS U: Energía No Suministrada al consumidor en kWhCENSi: Costo de la Energía No Suministrada para cada tipo de Tarifa (i)
314
UPS Realizando un análisis por alimentador de la energía recuperada obtendríamos los siguientes valores, considerando que el valor de los consumidores residencia les.
Al imentador 0411 ALIMENTADOR 0411 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
19914 19920 19926 19932 19938 19944 19950 19956 19962 19968 19974 19980 19986 19992 19998 TOTAL
29871 29880 29889 29898 29907 29916 29925 29934 29943 29952 29961 29970 29979 29988 1600 420609
21.241.511 21.247.883 21.254.258 21.260.634 21.267.012 21.273.392 21.279.774 21.286.158 21.292.544 21.298.932 21.305.322 21.311.713 21.318.107 21.324.502 21.330.900
Tabla 4.45. Valor de energía no sumistrada alimentador 0411 (proyecto de regulación del CONELEC)
Al imentador 0412 ALIMENTADOR 0412 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
5.671.124 5.672.825 5.674.527 5.676.230 5.677.932 5.679.636 5.681.340 5.683.044 5.684.749 5.686.454 5.688.160 5.689.867 5.691.574 5.693.281 5.694.989
6720 6722 6724 6726 6728 6730 6732 6734 6736 6738 6740 6742 6745 6747 6749 TOTAL
10080 10083 10086 10089 10093 10096 10099 10102 10105 10108 10111 10114 10117 10120 10123 151524
Tabla 4.46. Valor de energía no sumistrada alimentador 0412 (proyecto de regulación del CONELEC)
315
UPS Al imentador 0413 ALIMENTADOR 0413 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
565 566 566 566 566 566 566 567 567 567 567 567 567 568 568 TOTAL
848 848 849 849 849 849 850 850 850 850 851 851 851 851 852 12747
1.983.697 1.984.292 1.984.887 1.985.483 1.986.079 1.986.674 1.987.270 1.987.867 1.988.463 1.989.059 1.989.656 1.990.253 1.990.850 1.991.447 1.992.045
Tabla 4.47. Valor de energía no sumistrada alimentador 0413 (proyecto de regulación del CONELEC)
Alimentador 0414 ALIMENTADOR 0414 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
6671 6673 6675 6677 6679 6681 6683 6685 6687 6689 6691 6693 6695 6697 6699 TOTAL
10006 10009 10012 10015 10018 10021 10024 10027 10030 10033 10036 10039 10042 10045 10048 150406
10.342.134 10.345.237 10.348.340 10.351.445 10.354.550 10.357.657 10.360.764 10.363.872 10.366.981 10.370.091 10.373.202 10.376.314 10.379.427 10.382.541 10.385.656
Tabla 4.48. Valor de energía no sumistrada alimentador 0414 (proyecto de regulación del CONELEC)
316
UPS Al imentador 0415 ALIMENTADOR 0415 Año
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Facturación
ENS recuperada
TOTAL
[kWh]
[kWh]
[USD]
6671 6673 6675 6677 6679 6681 6683 6685 6687 6689 6691 6693 6695 6697 6699 TOTAL
534 534 534 534 534 534 535 535 535 535 535 535 536 536 536 8022
10.342.134 10.345.237 10.348.340 10.351.445 10.354.550 10.357.657 10.360.764 10.363.872 10.366.981 10.370.091 10.373.202 10.376.314 10.379.427 10.382.541 10.385.656
Tabla 4.49. Valor de energía no sumistrada alimentador 0415 (Proyecto de regulación del CONELEC)
TOTAL DE ENS RECUPERADA EN DOLARES ALIMENTADOR 0 411 0 412 0 413 0 414 0 415
TOTAL
DOLARES 420609 151524 12747 150406 8022 743307
Tabla 4.50. Valor total de energía no sumistrada (Proyecto de regulación del CONELEC) Como podemos observar la sanción que se evitaría la empresa de presentarse esta nuevo proyecto de regulación es de 743307 dólares. Realizando un análisis costo beneficio obtendríamos:
Total de egresos = 65.617 Total de ingresos por energía recuperada = 48.741 dólares Total de ingresos si se presentara el nuevo proyecto de regulación = 743.307 dólares Total de ingresos = 792.048 dólares 317
UPS
Costo benefici o:
B/C = 792.048 - 78.291,18 = 713.757 de beneficio Representaci ón gr áfica del estudio benefi cio – costo del pr oyecto:
Figura 4.1. Gráfica del estudio beneficio – costo del proyecto de coordinación
Como podemos observar el beneficio obtenido al realizar este proyecto de coordinación de protecciones es muy rentable para CNEL EL Oro S. A. También existen algunos beneficios extras óseas beneficios que trae para las empresas privadas el no corte de energía eléctrica, para la realización de este análisis tomaremos en cuenta las siguientes configuraciones:
Actividad que realiza la empresa privada, valor de producción en dólares diario que representa a la empresa, horas de trabajo diarias, valor de producción hora y total de horas que de energía no suministrada por alimentador
Tomando en cuenta los aspectos nombrados anteriormente presentamos los valores en dólares que dejaría de producir una empresa privada por la interrupción del servicio de energía.
318
Consumidores Especiales Plastisur S. A Unilever andina Ecuador S. A
ALIMENTADOR 0411 ACTIVIDAD Valor de producción/ dia Elaboracion de fundas de plástico 2500 Elaboracion de Helados pinguinos 2000
Horas de trabajo Valor de producción / hora 8 312,5 12 166,67 total 479,17 total de horas de 7 interrupción total 3354
Tabla 4.51. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0411
Consumidores Especiales Gonzales Juan Conjunto Habitacional ARMILAB Fundacion Esperanza
ALIMENTADOR 0412 ACTIVIDAD Valor de producción/ dia Despensa 500 Sevicio de habitaciones 0 Laboratorio de larbas de camarones 3500 Entidad Privada de salud 1200
Horas de trabajo Valor de producción / hora 14 35,71 0 0 8 437,5 8 150 total 623,21 total de horas de 9,13 interrupción total 5690
Tabla 4.52. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0412
319
UPS
Cons um idores Es pec iales Machuca Darwin Cely Collaguazo
ALIMENT ADOR 041 3 Actividad Valor de producc ión/ dia Taller de Soldadura y Carpinteria 1250 Taller de carpintería 1200
Horas de trabajo 12 10 total total de horas de interrupción total
Valor de producc ión / hora 104,2 120 224,17 2,2 493
Tabla 4.53. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0413
Consum idores Especiales Importadora Inveresa Mendoza Vera
ALIMENTADOR 0414 Actividad Valor de producción/ dia Venta de equipos de accsesorios para hogar 1250 Elaboración de piezas mecanicas para maq.pesada 1800
Horas de trabajo 12 10 total total de horas de interrupción total
Tabla 4.54. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0414
320
Valor de producción / hora 104,2 180 284,17 5 1421
UPS
Cons um idores Es pec iales Machuca Darwin Cely Collaguazo
ALIMENT ADOR 041 3 Actividad Valor de producc ión/ dia Taller de Soldadura y Carpinteria 1250 Taller de carpintería 1200
Horas de trabajo 12 10 total total de horas de interrupción total
Valor de producc ión / hora 104,2 120 224,17 2,2 493
Tabla 4.53. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0413
Consum idores Especiales Importadora Inveresa Mendoza Vera
ALIMENTADOR 0414 Actividad Valor de producción/ dia Venta de equipos de accsesorios para hogar 1250 Elaboración de piezas mecanicas para maq.pesada 1800
Horas de trabajo 12 10 total total de horas de interrupción total
Valor de producción / hora 104,2 180 284,17 5 1421
Tabla 4.54. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0414
320
UPS
Consumidores Especiales Hoteleri Machala
Actividad condominios
ALIMENTADOR 0415 Valor de producción/ dia 0
Horas de trabajo 0 total total de horas de interrupción total
Tabla 4.55. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0415
El valor total de pérdidas de las empresas es = 10. 958 dólares.
321
Valor de producción / hora 0,0 0,00 6 0
UPS
Consumidores Especiales Hoteleri Machala
Actividad condominios
ALIMENTADOR 0415 Valor de producción/ dia 0
Horas de trabajo 0 total total de horas de interrupción total
Valor de producción / hora 0,0 0,00 6 0
Tabla 4.55. Valor de pérdidas por ENS para las empresas privadas del alimentador 0415
El valor total de pérdidas de las empresas es = 10. 958 dólares.
321
UPS
CAPITULO V
Recomendaciones y Conclusiones
UPS
CAPITULO V
Recomendaciones y Conclusiones
UPS
5.1 Recomendaciones Recomendaciones por alimentador:
En el alimentador 0411 se recomienda la construcción de una nueva línea trifásica la misma que ayudara a la corrección del sistema de protecciones de sobrecorriente y por ende protegeremos a las líneas y transformadores existentes en todo el alimentador.
Se recomienda realizar todas las implementaciones de seccionadores fusibles en el alimentador 0411 los mismos que servirán para proteger las líneas y equipos de transformación existentes en dicho alimentador.
En el alimentador 0412 se recomienda realizar las reinstalaciones e implementaciones de los nuevos seccionadores fusibles obtenidos a través del estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente el mismo que ayudara a la corrección del sistema eléctrico de protecciones de este alimentador.
Se recomienda realizar las implementaciones de seccionadores fusibles obtenidas por el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en alimentador 0413, el cual no necesita de cambios en sus redes de distribución ya que estas se encuentran bien diseñadas para la aplicación de un estudio de protecciones.
En el alimentador 0414 se recomienda la construcción de una nueva línea de distribución la misma que servirá para eliminar los seccionadores existentes antes del primer seccionador fusible que coordina con el reconectador.
También se recomienda la reinstalación, implementación y retiro de seccionadores fusibles en el alimentador 0414, estos cambios son obtenidos
UPS mediante el estudio de coordinación de protecciones y mejorar el sistema de protecciones de sobrecorriente en este alimentador.
Se recomienda la reinstalación, implementación y retiro de seccionadores fusibles en el
alimentador 0415, estos cambios son obtenidos mediante el
estudio de coordinación de protecciones y mejorar el sistema de protecciones de sobrecorriente en este alimentador.
Recomendacion es General es:
Antes de realizar las implementaciones mencionadas con anterioridad se recomienda, para todos los alimentadores de cualquier Subestación realizar un balance de cargas en cada una de las fases del mismo para luego realizar de una manera correcta el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente en primera instancia de la Subestación 04 y luego implementado en todas los alimentadores pertenecientes a CNEL EL ORO S. A.
El GIS es un software moderno y muy utilizado en la recopilación de la información de las líneas de distribución y subtransmisión, por lo cual se recomienda actualizar la información cada vez que se pretenda realizar un estudio eléctrico de potencia en cualquiera de los alimentadores de CNEL El Oro S. A. También se recomienda la adquisición de dos nuevas licencias para agilitar el ingreso de la información dentro de los alimentadores ya levantados.
Se recomienda que al momento de realizar un estudio de coordinación de protecciones no debería existir alguna conexión antes del primer fusible que está coordinando directamente con el reconectador, porque, si se presentara una falla en cualquiera de estas conexiones actuaria directamente el
UPS reconectador colocado en cabecera y se desconectaría todo el alimentador dejando sin energía a todos los usuarios del mismo.
Se recomienda que al momento de crear un nuevo alimentador en cualquiera de las subestaciones de CNEL El Oro S. A, no se debería colocar tira fusibles en exceso ya que esto complica la coordinación de protecciones debido a su parecido valor de corriente de falla, por lo cual se recomienda colocar seccionadores fusibles a ramales que sobrepasen los 100 m de longitud con esto se reducirá el número de seccionadores fusibles instalados en cada alimentador.
Con el estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente se obtuvieron nuevos valores de tira fusibles, por lo cual se recomienda la inmediata instalación en cada uno de los puntos de protección de los alimentadores de la Subestación Machala.
Cada uno de los alimentadores de la Subestaciones 04 están divididos en ramal principal y en derivaciones, por lo cual se recomienda colocar un fusible al comienzo de cada derivación, con esto evitaremos que cuando se produzca una falla no afecte a todo el alimentador sino al ramal en donde se produzca cada falla.
Se recomienda realizar las nuevas configuraciones a los reconectadores de la Subestación 04 por las
obtenidas en el estudio de coordinación de
protecciones, ya que ahora si existe una debida coordinación entre los fusibles aguas abajo del reconectador, por lo cual el reconectador ya puede cumplir sus funciones de protección como tal.
Se puede decir como recomendación aprovechar al máximo todos los beneficios que ofrece un Sistema Geográfico de Información y el software utilizado para realizar estudios eléctricos de potencia llamado SynerGEE Electrical 3. 8, y una de las formas de conseguirlo, es incorporando personal capacitado, profesionales que puedan desempeñar eficientemente este
UPS cometido y cuyo objetivo común sea el bienestar y desarrollo de CNEL EL ORO S. A.
Finalmente se recomienda llevar un registro de cambios de tira fusibles en cualquiera de los alimentadores de CNEL El Oro S. A, este registro llevaría datos de mucha importancia como: dirección (calles en donde se encuentre instalados el seccionador fusible), valor del seccionador fusible reemplazo en amperios, nombre del operador o cuadrilla, hora de cambio y causa de la falla. Con estos datos obtenidos se modificara los valores de tira fusibles dentro del programa y se realizara un nuevo estudio de chequeo de protecciones dentro del alimentador modificado y con ello observaríamos si se está cumpliendo los criterios de coordinación establecidos por el ingeniero que realiza el estudio de coordinación de protecci ones.
5.2 Concl usion es
El estudio de coordinación de protecciones de sobrecorriente es de mucha importancia en una empresa eléctrica ahora llamada Corporación Nacional de Electricidad, ya que de este depende la vida útil de los equipos de potencia, en lo personal, he tenido la oportunidad de trabajar con profesionales de la rama de Ingeniería Eléctrica, compartir conocimientos, ideas y experiencias las cuales representan un aporte fundamental para la culminación del presente estudio. A continuación se presenta las siguientes conclusiones.
La eficiencia y el desarrollo, es uno de los factores fundamentales dentro de una empresa de servicios públicos, en la actualidad CNEL El Oro S. A. ha venido
implementando
nuevas
tecnologías
para
la
recopilación
de
información dentro de sus sistemas de distribución y subtransmisión, una de las tecnologías nuevas y muy aplicadas a nivel mundial es el GPS la misma que ha revolucionado los métodos, manejo y manipulación de la información.
UPS
Este software es de mucha ayuda para el desarrollo de este estudios de tesis, el mismo que lleva un registro de la información gráfico computarizado de las líneas, estructuras, distancias en sistemas de subtransmisión y distribución, esta información es de mucha ayuda al momento de realizar los estudios eléctricos, cumpliendo de esta manera con el ente regulador CONELEC el mismo que exige a las empresas distribuidoras de energía tengan digitalizadas e integradas sus redes eléctricas de alta tensión, media tensión y baja tensión (resolución especificada en Oficio CONELEC No. DE07-1222 del 26 de junio de 2007).
Mediante una programación (interface) se logró trasladar la información del GIS al SynerGEE Electrical 3. 8, el segundo utilizado para realizar análisis de distribución de la carga, flujos de potencia, cortocircuitos y chequeo de protecciones, con este software se logró manipular las curvas de los tira fusibles utilizados para en este estudio de coordinación de protecciones de la subestación Machala.
Un método que es de mucha importancia y para mi parecer el primordial es la distribución de la carga, en primera instancia se colocó medición de corriente y factor de potencia en las zonas sobrecargadas del alimentador 0411 (por 7 días), estos valores son colocados en formas de medidor en SynerGEE Electrical 3. 8, en la misma dirección que fueron instalados. Una vez distribuida la carga podemos obtener resultados casi precisos en el análisis de flujos de potencia y ende obtener la corriente de carga en cada punto de protección.
SynerGEE Electrical 3. 8, presenta un módulo de chequeo de protecciones de sobrecorriente el mismo que es realizado gráficamente por curvas de tira fusibles de distintos valores de amperaje y de las distintas marcas existentes en el mercado, este módulo permite realizar la coordinación de protecciones de sobre corriente mediante
criterios establecidos por la persona que se
encontrara realizando el estudio.
UPS
Cuando se realiza un estudio de coordinación de protecciones el objetivo final es dejar al menor número de abonados desconectados al momento de producirse alguna falla, ya que por el momento no existe alguna ley que aplica una sanción para la empresa distribuidora de energía, pero con la nueva propuesta de regulación de calidad de distribución preparada por el Concejo Nacional de Electrificación CONELEC por cada KWH de energía no sumistrada la empresa distribuidora pagaría al abonado residencial un valor de 1,50 centavos de dólar lo cual representaría pérdidas económicas muy elevadas para la empresa distribuidora. Es por este motivo que el estudio de coordinación de protecciones debería estar fundamentalmente presente dentro de una empresa distribuidora de energía.
Como conclusión final del estudio realizado puedo decir que el levantamiento de la información en los alimentadores es de vital importancia al momento de realizar los estudios eléctricos de potencia anteriormente mencionados, este proyecto es una de las revoluciones tecnológicas
dentro un sistema de
distribución, posteriormente y con la ayuda de estudios e implementación de equipos de protección electrónicos podemos llegar a obtener redes eléctricas inalámbricas (consideradas como redes eléctricas del futuro). Esta propuesta es debidamente justificada ante la CNEL Matriz para de esta forma obtener la ayuda económica necesaria y poder totalizar este estudio en todos los alimentadores de las Subestaciones de CNEL El Oro S. A.
UPS 5.3 Bibliogr afía L ibros y manual es
GRAINGER J. J., STEVENSON W. D.,
“Análisis de Sistemas de Potencia” ,
McGraw-Hill, México, 1996.
EX INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrifica ción), “Normas para diseño
de Líneas de distribución a 13, 8 KV.”, Quito, 1979.
JACINTO VIQUEIRA LANDA
“Redes Eléctricas en régimen permanente
desequilibrado en régimen transitorio” Representaciones y servicios de ingeniería, México, 1973.
Manual de sobre SynerGEE Electrical 3.8. Perteneciente a la Departamento de Planificación de CNEL El Oro S. A.
Unidad de Protección de Transformadores ABB, “TPU 2000 R”, 1MRA588372 – MIB, Diciembre 2001.
Tesis
JAVIER VILLÓN VILLACRESES, ANDRÉS LEÓN CARRERA “Estudio de Coordinación de las protecciones eléctricas para la Empresa Eléctrica Península de Santa Elena (EMEPE) Año 2001, Sub-Estaciones: Sta. Rosa,
Libertad, Salinas y Chipipe” Tesis Escuela Superior Politécnica del Litoral, Facultad de Ingeniería en Electricidad y Computación, Guayaquil 2002.
BYRON VINICIO OCHOA OROZCO, “Análisis de la coordinación de protecciones del sistema aislado de Santa Elena Petén” Tesis Universidad de San Carlos de Guatemala, Facultad de Ingeniería – Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica, Guatemala Noviembre 2005.
JOSE MANUEL GUTIERREZ SANCHEZ, “Correlación entre la protección y los dispositivos de control en las redes de distribución”
Instituto
Politécnico Nacional, Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, México Junio 2007.
UPS Pági nas web
http://voltajes de secuencia unidad_4_seccion3.mht
www_monografias_com-trabajos43-red-electrica-maracaibo
http:// www_ilustrados_com-publicaciones-multimedia-10018b2_gif.mht
http:// Telergia.mht
UPS
ANEXOS CAPITULO II Anexo 2.1 subestaciones de Cnel. el oro. Lamina A0.
Anexo 2.2. Transformadores de Potencia Subestación Machala.
Anexo 2.3. Alimentadores de la Subestación 04.
UPS
Anexo 2.4. Pérdidas de vacío de transformadores trifásicos.
Anexo 2.4.1. Pérdidas de vacío de transformadores monofásicos.
UPS Diagrama de las subestaciones de cnel el oro. Lamina A0. Madero Vargas. Anexo 2. 5.
UPS
Anexo 2.6. Configuración actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0411.
Anexo 2.6.1. Curva actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0411.
UPS
Anexo 2.7. Configuración actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0412.
Anexo 2.7.1. Curva actual del reconectador “Cooper F 5” en el alimentador 0412.
UPS
Anexo 2.8. Configuración actual del reconectador “ABB” en el alimentador 0414.
Anexo 2.9. Configuración actual del reconectador “ABB” en el alimentador 0415.
UPS ALIMENTADOR 0411 CODIGO FUSIBLE PRICIPAL 209363 209364 212883 209365 209686 209684 209690 209691 210008 212566 212564 230163 216723 217043 217045 210652 216727 216726 210650 216725 210969 216098 216097 210971 216095 216094 229843 216091 216092 216089 216088 216087 215763 211604 211605 215445 215443 214815 214918 214814 211926
CODIGO FUSIBLE REPALDO Recl 346726 Recl 346726 209683 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 209697 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 210652 210652 217046 216726 210652 210652 210652 216404 210969 210971 210975 210975 210972 216091 210977 210977 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726 211608 211608 211608 211606 211606 211924 Recl 346726 Recl 346726 Recl 346726
COORDINAN SI NO x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Anexo 2.10. Coordinación actual en el alimentador 0411
UPS
ALIMENTADOR 0412 CODIGO FUSIBLE PRINCIPAL 213535 213538 213847 213851 213855 213857 214803 214165 214108 214165 214167 214166 214172 214169 214173 214492 214489 214486 214483 214484
CODIGO FUSIBLE RES PALDO Recl 34672 3 Recl 34672 3 Recl 34672 3 Recl 34672 3 213853 213853 214165 214164 214165 214164 214164 214164 214166 214166 214166 214489 214486 214166 214166 214166
COORDINAN SI NO x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Anexo 2.11. Coordinación actual en el alimentador 0412
ALIMENTADOR 0412 CODIGO FUSIBLE PRINCIPAL 213203 233044 213206 213208 213525 213528
CODIGO FUSIBLE RESPALDO D 347632 D 347632 D 347632 D 347632 213524 213524
COORDINAN SI NO x x x x x x
Anexo 2.12. Coordinación actual en el alimentador 0413
UPS ALIMENTADOR 0414 CODIGO FUSIBLE PRINCIPAL 232497 232410 232408 232418 232412 232415 232417 232737 232739 232731 232735 232731 236563 237211 237212 236564 236566 236569 236568 237217 237215 236885 236886 237213 234643 234646 234648 234644 234650 234656 234652 234654 234964 235925 235923 234969 235297 235294 235292 235284 234976 235283 234973 235291 236245
CODIGO FUSIBLE RESPALDO 232410 Recl 346723 232410 Recl 346723 Recl 346723 Recl 346723 Recl 346723 Recl 346723 232737 232737 232731 232737 232737 237212 236563 236563 236563 236563 236563 232737 232737 236886 237216 237216 237213 237213 237213 237213 237213 234650 234650 234650 237213 237213 237213 237213 237213 235297 235297 235297 235297 235297 235297 235297 235297
COORDINAN SI NO x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x
Anexo 2.13. Coordinación actual en el alimentador 0414
UPS
ALIMENTADOR 0415 CODIGO FUSIBLE PRINCIPAL 217685 217689 217687 217688 218004 218010 218653 218654 218966 218972 218975
CODIGO FUSIBLE RESPALDO D 374553 217685 217685 217685 217688 217688 217688 217688 218654 218654 218654
COORDINAN SI NO x x x x x x x x x x x
Anexo 2.14. Coordinación actual en el alimentador 0415
UPS An exo capitu lo 3. An exo 2.5 An exo 3.1
Alimentador
Madero
Vargas
0411 “Levantamiento GIS”
Alimentador
Unioro
0412
“Levantamiento GIS”
Alimentador Expreso II 0413 “Levantamiento GIS”
UPS
Alimentador
Emproro
0414
“Levantamiento GIS”
Alimentador
Condado
“Levantamiento GIS”
0415
UPS An exo 3.2
Alimentador 0411 vista SynerGEE
Electrical
3.8
Alimentador 0412 vista SynerGEE 3.8
Electrical
UPS
Alimentador 0413 vista
SynerGEE
Electrical 3.8
Alimentador 0414 vista
SynerGEE
Electrical 3.8
UPS
Alimentador vista
SynerGEE
Electrical 3.8
Anexo 3.3. Herramienta Editor Múltiple, SynerGEE Electrical 3.8
0415
UPS
Anexo 3.4. Base de equipos de transformadores de distribución, SynerGEE Electrical 3.8
Anexo 3.5. Base de equipos de transformadores de distribución, SynerGEE Electrical 3.8
UPS
Anexo 3.6. Curva ANSI de fusibles de 2 A tipo K, SynerGEE Electrical 3.8
Anexo 3.7. Curvas de un reconectador, SynerGEE Electrical 3.8
UPS
Anexo 3.8. Análisis propuestos por SynerGEE Electrical 3.8
Anexo 3.9. Ventana de configuración para la distribución de la carga
UPS
Anexo 3.10. Medidores de cabecera Subestación Machala
Anexo 3.11. Instalación de medidores en el alimentador Madero Vargas.
UPS
Anexo 3.12. Análisis de Distribución de la carga, SynerGEE Electrical 3.8
Anexo 3.13. Análisis de Flujos de Potencia, SynerGEE Electrical 3.8
UPS
Anexo 3.14. Análisis de Corrientes de Fallas, SynerGEE Electrical 3.8
Anexo 3.15. Análisis de Chequeo de Coordinación de protecciones, SynerGEE Electrical 3.8
