000133629 estudio de protecciones edc

8/19/2019 000133629 Estudio de Protecciones Edc

1/145

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

EESSTTUUDDIIOO DDEE PPRROOTTEECCCCIIOONNEESS EENN EELL SSIISSTTEEMMAA DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN DDEE LLAA CC..AA EELLEEGGGGUUAA FFIILLIIAALL DDEE LLAA EE..DD..CC..

POR

JESSIKA DESIREE YAMOZA RODRÍGUEZ

INFORME FINAL DE PASANTÍAPRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DEINGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Abril 2007


2/145

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARCOORDINACIÓN DE INGENIERÍA ELÉCTRICA


PORJESSIKA DESIREE YAMOZA RODRÍGUEZ

TUTOR ACADÉMICO: PROF. OSWALDO RAVELOTUTOR INDUSTRIAL: ING. JOSÉ MANTILLA

INFORME FINAL DE PASANTÍAPRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Abril 2007


3/145


POR

JESSIKA DESIREE YAMOZA RODRÍGUEZ

RREESSUUMMEENN

En este trabajo se realiza un estudio de protección contra sobrecorriente en la red de distribución

de la Región Guarenas-Guatire de la C.A ELEGGUA, filial de la EDC, donde se evalúan un total

de 54 circuitos aéreos, que operan a un nivel de tensión de 12,47 kV.

Se realizó un análisis completo de los circuitos con problemas de fallas, siguiendo “La Norma de

Diseño (IID) 3-2006 “Protección Complementaria de Alimentadores Primarios de Distribución”

de la EDC., y con los resultados obtenidos se proponen estrategias para mejorar las condiciones

de operación y disminuir la energía interrumpida durante fallas, garantizando una mejor calidad

del servicio eléctrico y cumpliendo así con lo requerimientos impuestos por la Ley Orgánica del

Servicio Eléctrico.

La metodología empleada para el desarrollo de este trabajo se divide en tres (3) etapas: Selección

de circuitos primarios, ubicación tentativa de equipos de protección contra sobrecorriente y por

último, coordinación de los equipos de protección. Para el estudio en cuestión se emplean dos

herramientas computacionales las cuales facilitan el desarrollo del proyecto, estas son: ASP;

software para la ubicación de equipos reconectadores y CYMTCC; programa para coordinar los

equipos de protección contra sobrecorrientes.

A partir de los resultados del proyecto se decidió instalar 3 equipos reconectadores, reubicar 5 de

los 15 ya existentes en campo y desincorporar 2 de ellos. En cuanto a fusibles de línea, sólo se

desinstalaron 5 de estos elementos.

iv


4/145

DDEEDDIICCAATTOORRIIAA

A las tres personas más importantes de mi vida, mi madre Antonieta y mis hermanas Jenniffer y

Yadira. Todo el esfuerzo que he dado a lo largo de mi

carrera es gracias a su apoyo y al amor que me han brindado.

Las amo y este trabajo se los dedico a ustedes.

v


5/145

AAGGRRAADDEECCIIMMIIEENNTTOOSS

El mayor agradecimiento es a Dios, quien me ha dado salud, inteligencia, constancia y ha

ayudado en cada uno de los pasos de mi vida. Agradezco su gran bondad por poner a mi lado

gente maravillosa; una familia excepcional y amigos incondicionales.

Agradezco a mi familia, mi madre y mis dos hermanas, quienes siempre me han apoyado y me

han llenado de amor y alegría. Le doy las gracias especialmente a mi madre querida, por

brindarme siempre lo mejor, cuyo esfuerzo y amor han sido y serán siempre los mejores

incentivos para alcanzar mis metas. Sin ustedes tres nunca habría llegado hasta aquí y sé que

siempre estaremos juntas para apoyarnos.

A todos mis grandes amigos, en especial a los de la carrera, con quien siempre tuve el mejor

ambiente de estudio, lleno de buenos momentos y recuerdos que nunca olvidare. Meli, Anita,

Willy, Tomás, Annie, Freddy, Karol gracias por la amistad y la gran ayuda que siempre me

brindaron. Y a mi mejor amigo, Manu, sin su alegría y compañía no habría llegado tan rápido

este momento… Los Quiero Mucho

A mi Tutor Académico, Profesor Oswaldo Ravelo y mi Tutor Industrial, Ingeniero José O.

Mantilla; por brindarme su apoyo y sus conocimientos para obtener el mejor resultado. Y a los

Ingenieros Miriam Picón, Jorge Díaz, Moisés Marcano, Alan Lamb, y Gerardo Figueira; quienes

siempre estuvieron ahí para aclarar mis dudas y compartir su sabiduría.

vi


6/145

vii

ÍÍNNDDIICCEE GGEENNEERRAALL

RESUMEN .................................................................................................................................... iv RESUMEN .................................................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................... vi AGRADECIMIENTOS ............................................................................................................... vi

INDICE GENERAL.................................................................................................................... vii INDICE GENERAL.................................................................................................................... vii

INDICE DE TABLAS ................................................................................................................... x INDICE DE TABLAS ................................................................................................................... x

INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ xi INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ xi

CAPÍTULO 1 ................................................................................................................................. 1 CAPÍTULO 1................................................................................................................................. 1

INTRODUCCIÓN......................................................................................................................... 1 INTRODUCCIÓN......................................................................................................................... 1

1.1 Antecedentes. ................................................................................................................. 2 1.1 Antecedentes. ................................................................................................................. 2

1.2 Alcance............................................................................................................................ 3 1.2 Alcance............................................................................................................................ 3

CAPÍTULO 2 ................................................................................................................................. 4 CAPÍTULO 2................................................................................................................................. 4

C.A LA ELECTRICIDAD DE CARACAS................................................................................. 4 C.A LA ELECTRICIDAD DE CARACAS................................................................................. 4

2.1 Descripción General de la Empresa............................................................................. 4 2.1 Descripción General de la Empresa............................................................................. 4

2.1.1 Breve Reseña Histórica de la Empresa [1]...........................................................4 2.1.1 Breve Reseña Histórica de la Empresa [1]...........................................................4

2.1.2 Misión de la Empresa [1] .......................................................................................5 2.1.2 Misión de la Empresa [1] .......................................................................................5

2.1.3 Visión de la Empresa [1]........................................................................................5 2.1.3 Visión de la Empresa [1]........................................................................................5

2.1.4 Valores [1] ...............................................................................................................5 2.1.4 Valores [1] ...............................................................................................................5

2.1.5 Organización [2] .....................................................................................................6 2.1.5 Organización [2] .....................................................................................................6

2.1.6 Operación de Distribución [2]...............................................................................7 2.1.6 Operación de Distribución [2] ...............................................................................7

2.1.7 Organigrama de la C.A la Electricidad de Caracas [2] ......................................9 2.1.7 Organigrama de la C.A la Electricidad de Caracas [2] ......................................9

2.2 Objetivos del Trabajo.................................................................................................. 10 2.2 Objetivos del Trabajo.................................................................................................. 10

2.2.1 Objetivo General ..................................................................................................10 2.2.1 Objetivo General ..................................................................................................10

2.2.2 Objetivos Específicos............................................................................................10 2.2.2 Objetivos Específicos............................................................................................10

CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................... 11 CAPÍTULO 3............................................................................................................................... 11


7/145

viii

MARCO TEÓRICO.................................................................................................................... 11 MARCO TEÓRICO.................................................................................................................... 11

3.1 Definiciones Relacionadas con el Estudio.................................................................. 11 3.1 Definiciones Relacionadas con el Estudio.................................................................. 11

3.2 Protección contra Sobrecorrientes [11] ..................................................................... 19 3.2 Protección contra Sobrecorrientes [11] ..................................................................... 19

3.2.1 Principios Generales de la Coordinación contra Sobrecorrientes...................19 3.2.1 Principios Generales de la Coordinación contra Sobrecorrientes ...................19

3.2.2 Seccionamiento de la Línea Principal.................................................................19 3.2.2 Seccionamiento de la Línea Principal.................................................................19

3.2.3 Protección de los Circuitos Ramales...................................................................20 3.2.3 Protección de los Circuitos Ramales...................................................................20

3.2.4 Protección Temporal contra Fallas.....................................................................20 3.2.4 Protección Temporal contra Fallas.....................................................................20

3.2.5 Protección Permanente contra Fallas................................................... .............21 3.2.5 Protección Permanente contra Fallas..................................................................21

3.2.6 Combinación de Protección Permanente y Temporales contra Falla .............22 3.2.6 Combinación de Protección Permanente y Temporales contra Falla .............22

3.3 Herramienta Computacional Empleada ................................................................... 22 3.3 Herramienta Computacional Empleada ................................................................... 22

3.3.1 ASP (Análisis de Sistemas Primarios) [12].........................................................22 3.3.1 ASP (Análisis de Sistemas Primarios) [12].........................................................22

3.3.2 CYMTCC [13] ......................................................................................................25 3.3.2 CYMTCC [13] ......................................................................................................25


METODOLOGÍA PARA EL ESTUDIO DE PROTECCIÓN CONTRASOBRECORRIENTE EN CIRCUITOS Y SUBESTACIONES DE LA EDC ...................... 26 METODOLOGÍA PARA EL ESTUDIO DE PROTECCIÓN CONTRASOBRECORRIENTE EN CIRCUITOS Y SUBESTACIONES DE LA EDC ...................... 26

4.1 Etapa 1: Selección de Alimentadores Aéreos de Distribución [6] ........................... 27 4.1 Etapa 1: Selección de Alimentadores Aéreos de Distribución [6]........................... 27

4.1.1 Análisis de Fallas y Transitorias .........................................................................27 4.1.1 Análisis de Fallas y Transitorias .........................................................................27

4.1.2 Diagrama Unifilar ................................................................................................27 4.1.2 Diagrama Unifilar ................................................................................................27

4.2 Etapa 2: Ubicación Tentativa de Equipos de Protección contra Sobrecorrientesen Circuitos Primarios [6]....................................................................................................... 28 4.2 Etapa 2: Ubicación Tentativa de Equipos de Protección contra Sobrecorrientesen Circuitos Primarios [6]....................................................................................................... 28

4.2.1 Criterios Generales de Instalación......................................................................28 4.2.1 Criterios Generales de Instalación......................................................................28

4.2.2 Método del Bloque de Carga Expuesta ..............................................................29 4.2.2 Método del Bloque de Carga Expuesta ..............................................................29

4.2.3 Justificación Económica de los Equipos de Protección.....................................33 4.2.3 Justificación Económica de los Equipos de Protección.....................................33

4.3 Etapa 3: Coordinación de Equipos de Protección [6] .............................................. 40 4.3 Etapa 3: Coordinación de Equipos de Protección [6] .............................................. 40

4.3.1 Coordinación entre Fusibles................................................................................40 4.3.1 Coordinación entre Fusibles................................................................................40

4.3.2 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Fusibles.....................................41 4.3.2 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Fusibles.....................................41


8/145

ix

4.3.3 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador ...........................42 4.3.3 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador ...........................42

4.3.4 Coordinación entre Reconectadores Electrónicos.............................................43 4.3.4 Coordinación entre Reconectadores Electrónicos.............................................43

4.3.5 Coordinación entre Reconectador y Fusibles ................................................... 44 4.3.5 Coordinación entre Reconectador y Fusibles .....................................................44

4.4 Metodología Empleada en el Estudio de Protección contra Sobrecorrientes de laRegión ELEGGUA .................................................................................................................. 46 4.4 Metodología Empleada en el Estudio de Protección contra Sobrecorrientes de laRegión ELEGGUA .................................................................................................................. 46

4.4.1 Etapa 1: Selección de Circuitos Primarios.........................................................46 4.4.1 Etapa 1: Selección de Circuitos Primarios.........................................................46

4.4.2 Etapa 2: Ubicación De Los Equipos De Protección...........................................47 4.4.2 Etapa 2: Ubicación De Los Equipos De Protección...........................................47

4.4.4 Etapa 3: Ajustes y Coordinación de Equipos de Protección ............................52 4.4.4 Etapa 3: Ajustes y Coordinación de Equipos de Protección ............................52

4.4.4 Estimación De La Demanda De Los Circuitos...................................................62 4.4.4 Estimación De La Demanda De Los Circuitos...................................................62


ESTUDIO DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTES DE LA REGIÓNELEGGUA, FILIAL DE LA EDC............................................................................................. 64 ESTUDIO DE PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTES DE LA REGIÓNELEGGUA, FILIAL DE LA EDC............................................................................................. 64

5.1 Condiciones Actuales de la Región Eleggua.............................................................. 64 5.1 Condiciones Actuales de la Región Eleggua.............................................................. 64

5.2 Análisis de Resultados ................................................................................................. 69 5.2 Análisis de Resultados................................................................................................. 69

5.3 Indicadores TTIK y FMIK ......................................................................................... 84 5.3 Indicadores TTIK y FMIK ......................................................................................... 84

CAPÍTULO 6 ............................................................................................................................... 87 CAPÍTULO 6............................................................................................................................... 87CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 87 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 87

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 90 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...................................................................................... 90

APÉNDICES ................................................................................................................................ 93 APÉNDICES ................................................................................................................................ 93


9/145

ÍÍNNDDIICCEE DDEE TTAABBLLAASS

Tabla I. Valores Límites de FMIK y TTIK……………………………………………............37

Tabla III. Carácter de la Sanción………………………………………………………............37

Tabla III. Ajustes del TAP de Fase………………………………………….…………............54

Tabla IV. Ajustes Del TAP De Neutro………………………………………….………….......56

Tabla V. Coordinación entre Fusible de Línea y Fusible del TRX…………………………..61

Tabla VI. Reconectadores Instalados en la Región ELEGGUA……………………………..65

Tabla VII. Distribución de Fallas en la Región ELEGGUA…………………………….……66

Tabla VIII Alimentadores Críticos de la Región ELEGGUA………………………….…….68

Tabla IX. Circuitos Seleccionados para el Estudio de Ubicación Tentativa de Equipos

Reconectadores…………………………………………………………………………….……70

Tabla X. Resultados Obtenidos del Estudio de Ubicación de Equipos de Protección contra

Sobrecorrientes………………………………………………………………………….………71

Tabla XI. FMIK en los Circuitos Ubicados Equipos de Protección…………………………84

Tabla XII. TTIK en los Circuitos Ubicados Equipos de Protección…………………………85

x


10/145

ÍÍNNDDIICCEE DDEE FFIIGGUURRAASS

Figura 1. Organigrama de la EDC………………………………………………………………9

Figura 2. BCE - Regla 1………………………………………………………………………...30

Figura 3. BCE - Regla 2………………………………………………………………………...31

Figura 4. BCE - Regla 3………………………………………………………………………...32

Figura 5.BCE - Regla 4………………………………………………………………….……...32

Figura 6. Instalación de un Equipo de Protección Complementaria………………….……..35

Figura 7. Instalación de dos Equipos de Protección Complementaria………………………39

Figura 8 Coordinación entre Fusibles…………………………………………………………40

Figura 9. Coordinación entre RSC y Fusible de Línea……………………………………….41

Figura 10. Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador…………………….42

Figura.11 Coordinación entre Reconectadores Electrónicos………………………………...43

Figura.12 Coordinación entre Reconectador y Fusible………………………………………45

Figura 13. Coordinación entre Fusible de Línea y Fusibles del TRX……………………….61

Figura 14. Distribución de Fallas en la Región ELEGGUA………………………………….66

Figura 15. Porcentaje de las Causas Principales de Fallas en la Región ELEGGUA………67

Figura 16. Alfa B1 – Reubicación del equipo Reconectador…………………………………74

Figura 17. Alfa B2 – Ubicación del equipo Reconectador……………………………………75

Figura 18. Beta A3 – Ubicación de Equipos Reconectadores………………………………..77

Figura 19. Coordinación de fase de los Equipos de Protección de Alfa B1……………….…80

Figura 20. Diagrama Unifilar de Alfa B1……………………………………………………...81

Figura 21. Coordinación de Fase de los Equipos de Protección de Beta A3……………...…82

Figura 22. Diagrama Unifilar de Beta A3…………..…………………………………………83

xi


11/145

LLIISSTTAA DDEE SSÍÍMMBBOOLLOOSS YY AABBRREEVVIIAATTUURRAASS

A Amper

BCE Bloque de Carga Expuesta

C.A Compañía Anónima

EDC - Electricidad de Caracas.

FMIK Frecuencia Media de Interrupciones por kVAinst.

kV Kilo Voltios.

kVA - Kilo Voltios Amperios.

kVAdem - kVA de Demanda.

kVAinst - kVA de Capacidad Instalada.

Km Kilómetros

kW - Kilo Vatios.

kWh Kilo Vatios Hora

MmBs Millones de Bolívares

MT/BT Media Tensión / Baja Tensión

MVA-min. - Mega Voltios Amperios por Minuto.

MW Mega Vatios

RSC Relé de Sobrecorriente

S/E - Subestación.

TRX - Transformador.

TTIK Tiempo Total de Interrupciones por kVAinst.

xii


12/145

CCAAPPÍÍTTUULLOO 11

IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN

El sistema de suministro eléctrico comprende un conjunto de medios y elementos útiles para la

generación, transporte y distribución de la energía eléctrica. Esta conformado por un sistema de

control centralizado y sistemas de control distribuido, los cuales garantizan la explotación

racional de los recursos de generación con una calidad de servicio acorde con los estatutos

impuestos por la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico.

La red de suministro que parte desde las subestaciones más cercanas al área de consumo es

responsabilidad de la compañía distribuidora, la cual debe garantizar un sistema con un diseño

técnico-económico adecuado, que brinde al usuario un servicio continuo, seguro y confiable,

minimizando las interrupciones del servicio.

Para el proceso de mejoramiento de la calidad de servicio al suscriptor, las compañías

suministradoras de electricidad requieren diseñar esquemas de protecciones adecuados; donde los

equipos de protección estén capacitados para detectar las anomalías de la red y actuar

oportunamente ante ellas, siendo capaces de interrumpir el flujo de corriente en forma rápida y

segura, permitiendo el aislamiento selectivo de la zona fallada.

Para cumplir esta labor, en la C.A la Electricidad de Caracas existe un Departamento de

Planificación y Desarrollo el cual se encarga de realizar un análisis completo de los circuitos de

la red, teniendo como prioridad aquellos con problemas de fallas que generen mayores

perturbaciones al sistema, a fin de ubicar y ajustar equipos de protección complementaria

necesarios para mejorar el desempeño del mismo, cumpliendo así con los requerimientos de la

empresa y sus normas.

1


13/145

2

En este proyecto, se realiza el estudio de protección contra sobrecorriente en los circuitos

primarios de la red de distribución de la Región Guarenas-Guatire, perteneciente a la C.A La

Electricidad de Caracas. Esta tarea consiste en estudiar las fallas de los circuitos de la región,donde una vez diagnosticadas las deficiencias en materia de protección, se proponen las

soluciones que se consideren más viables, mediante la ubicación y ajuste de equipos de

protección contra sobrecorriente; todo ello a fin de prevenir y minimizar daños en los equipos del

sistema y mejorar la calidad y continuidad del servicio eléctrico, cumpliendo así con los objetivos

propuestos por la empresa.

11..11 AAnntteecceeddeenntteess . .

Una de las tareas que ha venido desarrollando el Departamento de Planificación y Desarrollo de

la C.A la Electricidad de Caracas es la de diseñar los sistemas de protecciones en circuitos

primarios de distribución. Asimismo, actualizar los ajustes de los equipos de protección existente

en la red, como también la reubicación o desincorporación de los mismos de acuerdo a las

condiciones de operación del sistema.

Debido a la variabilidad en las condiciones de demanda de la red y a factores externos,

actualmente se esta trabajando en la evaluación y coordinación de protecciones de los circuitos

del sistema de distribución de la Región ELEGGUA, considerando las condiciones reales de

operación de los circuitos, el análisis de fallas, clientes importantes y violación de los límites

indicadores de calidad de servicio acuerdo a la ley eléctrica. Para ello se propone la realización de

un proyecto que evalué las funciones referentes al diseño del sistema de protecciones contra

sobrecorriente en busca de tiempos de respuesta oportunos, de tal manera de prevenir y

minimizar daños en equipos y mejorar la continuidad del servicio al cliente.


14/145

3

11..22 AAllccaannccee . .

♦ El estudio está aplicado a los circuitos primarios que operan a un nivel de tensión de 12.47

kV instalados en la Región ELEGGUA perteneciente a la C.A La Electricidad de Caracas.

♦ El proyecto abarca la protección de los alimentadores de distribución mediante la ubicación y

coordinación de dispositivos de protección complementaria: reconectadores y fusibles. Para

la coordinación de los equipos protección se trabajará a partir de los ajustes ya existentes en

los relés de sobrecorrientes ubicados en las subestaciones.

♦ El proyecto desarrolla estrategias de protección para cada uno de los circuitos que conforman

la región en estudio, en función de sus requerimientos inmediatos, cumpliendo con las

imposiciones de la empresa.


15/145


CC..AA LLAA EELLEECCTTRRIICCIIDDAADD DDEE CCAARRAACCAASS

22..11 DDeessccrriippcciióónn GGeenneerraall ddee llaa EEmmpprreessaa

2.1.1 Breve Reseña Histórica de la Empresa [1]

El Ing. Ricardo Zuloaga con deseos de traer a Venezuela las nuevas ideas que estaban surgiendo

en Europa y Norteamérica sobre el aprovechamiento colectivo de la energía eléctrica, asiste en

1891 a la exposición internacional de Electricidad en Frankfurt, Alemania; para el año de 1895

funda la C.A. La Electricidad de Caracas, pocos meses después comienzan los trabajos de

construcción de la primera estación hidroeléctrica en una finca de su propiedad llamada “El

Encantado”, con dos plantas de 420kW se presta servicio eléctrico a 72.500 habitantes

pertenecientes a la ciudad de Caracas. Hoy en día, la empresa cuenta con un parque de

generación conformado por tres plantas, con una capacidad instalada de 2.236 MW, destinadas a

satisfacer la demanda de energía eléctrica de la ciudad de Caracas aproximada a 1.887 MW.

La C.A. La Electricidad de Caracas junto con sus empresas filiales: C.A. Luz Eléctrica de

Venezuela (CALEV), La Electricidad de Guarenas y Guatire (ELEGGUA) y la C.A. Luz

Eléctrica del Yaracuy (CALEY), dan energía eléctrica al Distrito Capital; a los Estados Miranda

y Vargas; al Municipio Tovar del Estado Aragua y a la ciudad de San Felipe y sus alrededores;

atendiendo a más de 4 millones de habitantes y cubriendo una extensión de 6.886 km 2.

En la actualidad The AES Corporation posee el 84 % de las acciones de la C.A. la Electricidad

de Caracas y de Corporación EDC. Así, la C.A.La Electricidad de Caracas ha pasado a formar

parte de la red de distribución de AES, el cual dispone de 124 empresas en 24 países,

4


16/145


17/145

6

♦ Honra sus compromisos. Honramos los compromisos con nuestros clientes, compañeros,

comunidades, accionistas, proveedores y socios. Queremos que nuestro negocio, en general,

sea una contribución positiva a la sociedad.

♦ Se esfuerza por la excelencia. Nos esforzamos para ser los mejores en todo lo que hacemos

y para operar con niveles de clase mundial.

♦ Disfruta su trabajo. El trabajo puede ser divertido, gratificante y emocionante. Disfrutamos

de nuestro trabajo y apreciamos la satisfacción de ser parte de un equipo que está marcando

una diferencia. Y cuando deje de ser de esa manera, cambiaremos lo que hacemos o cómo

hacemos las cosas.

2.1.5 Organización [2]

Una vez que la “AES Corporation” adquiere la mayoría accionaría de la C.A La Electricidad de

Caracas (EDC) y la Corporación de la Electricidad de Caracas (CEDC), inicia un proceso de

reestructuración organizacional en busca de adaptarse a los requerimientos de la nueva Ley de

Servicio Eléctrico. De esta manera el Grupo EDC se encamina hacia un nuevo estilo de

liderazgo, enfocado en ofrecer un óptimo servicio a un mercado cada vez más competitivo.

La estructura organizativa del Grupo EDC es específica para cada empresa, donde una misma

Junta Directiva responde a las expectativas de un único grupo de accionistas. Actualmente la

EDC presenta cuatro áreas de negocios:

♦ Área de generación: se encarga de trabajar con los equipos dedicados a proveer potencia

eléctrica confiable, al menor costo, con seguridad y con el menor impacto ambiental.


18/145

7

♦ Área de transmisión: son los responsable de la operación, mantenimiento, diseño y

construcción de la red eléctrica de transmisión, desde los puntos de suministro de energía por

parte de los generadores hasta los puntos de entrega en las subestaciones.

♦ Área de distribución: esta dividida en Unidades de Negocio, donde cada uno de sus líderes

tendrá como función garantizar la confiabilidad del suministro eléctrico en el sistema de

distribución en cada una de las regiones.

♦ Área de comercialización: desarrolla negocios relacionados con: Telecomunicaciones e “e-

Business”, Servicios de Gestión de Energías, Tecnologías de información,

Telecomunicaciones Inalámbricas y Administradora Serdeco.

2.1.6 Operación de Distribución [2]

La red de distribución servida por la C.A. La Electricidad de Caracas y sus empresas filiales

abarca aproximadamente 6.886 Kilómetros cuadrados, con una población estimada de más de

cuatro millones de habitantes. Los estados que se benefician de este servicio son: Distrito Capital,

Miranda, Vargas, parte de Aragua y Yaracuy.

La unidad de Operación de Distribución tiene como función gerenciar y establecer las

condiciones de Operación de la Red de Distribución de energía eléctrica de la EDC y sus filiales

en forma segura, ágil y eficiente; mediante sistemas de control, suministro de información

estadística, información geográfica de la red de Distribución y adicionalmente es responsable de

los procesos de Normas de Ingeniería.

El Departamento de Distribución en busca de garantizar la calidad del servicio y producto

técnico, realiza ciertas actividades dentro de la que tenemos:


19/145

8

♦ Elaborar planes de acción que permiten definir soluciones a problemas operativos tales como:

evaluación de nuevas tecnologías, reconfiguración de redes, compensación reactiva,

protecciones suplementarias, entre otros.

♦ Instrumentar planes de contingencia.

♦ Certificar al personal responsable de las maniobras.

♦ Coordinar la operación de la red con el Despacho de Carga y Distribución.

♦ Coordinar y consolidar los estudios de planificación a corto, mediano plazo y largo plazo,

realizados por cada una de las regiones y velar por su realización periódica.

♦ Documentar todas las exigencias de actualización de planos, equipos y los procedimientos

operativos.


20/145

9

2.1.7 Organigrama de la C.A la Electricidad de Caracas [2]

Figura 1. Organigrama de la EDC


21/145

10

22..22 OObb j jeettiivvooss ddeell TTrraabbaa j joo

2.2.1

Objetivo General

Seleccionar las protecciones contra sobrecorriente necesarias para minimizar el impacto en los

indicadores TTIK (Tiempo Total de Interrupciones por kVA) y FMIK (Frecuencia Media de

Interrupciones por kVA) y reducir los costos asociados a la operación.

2.2.2 Objetivos Específicos

Los objetivos que se tienen previstos evaluar con el desarrollo de este proyecto son:

♦ Análisis de fallas de los circuitos primarios.

♦ Evaluar las condiciones en operación normal y de emergencia de los circuitos.

♦ Evaluar las protecciones existentes.

♦ Especificar los tipos de protecciones contra sobrecorrientes requeridos en los circuitos

analizados.

♦ Realizar la coordinación de protecciones.

♦ Evaluar las posibles soluciones y recomendaciones a los problemas encontrados.


22/145


MMAARRCCOO TTEEÓÓRRIICCOO

33..11 DDeef f iinniicciioonneess RReellaacciioonnaaddaass ccoonn eell EEssttuuddiioo

En esta sección se definen algunos términos de importancia empleados durante el desarrollo del

estudio de protección contra sobrecorrientes.

Alimentador [3]: Circuito de distribución en media tensión.

Alimentador de alta densidad [3]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 550

kVA/km y menor o igual que 1000 kVA/km.

Alimentador de baja densidad [3]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor que 75

kVA/km y menor o igual que 150 kVA/km.

Alimentador de mediana densidad [3]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor

que 150 kVA/km y menor o igual que 550 kVA/km.

Alimentador de muy alta densidad [3]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es mayor

que 1000 kVA/km.

Alimentador de muy baja densidad [3]: Alimentador cuya densidad lineal de carga es menor o

igual que 75 kVA/km.

11


23/145

12

Calidad de servicio [4]: Es el conjunto de propiedades y estándares que conforme a la ley y el

reglamento, son inherentes a la actividad de distribución de electricidad concesionada, y

constituyen las condiciones bajo las cuales debe desarrollarse dicha actividad.

Capacidad de emergencia o de sobrecarga de un conductor [5]: Es la carga máxima que

puede soportar un conductor durante contingencia sin sufrir daños irreversibles. Para conductores

desnudos se asume que la capacidad de emergencia es igual a la capacidad nominal, mientras que

para cables esta es igual a 1.2 veces la capacidad nominal.

Capacidad de interrupción: Es la corriente que es capaz de interrumpir el equipo a la tensión de

diseño sin que el mismo sufra daños.

Capacidad firme [5]: Es la capacidad que tiene la subestación de satisfacer la demanda en caso

de que la unidad de mayor capacidad esté fuera de servicio por falla o mantenimiento. Ante esta

condición se asume que cada unidad transformadora que quede en servicio puede sobrecargarse

un 20% de su capacidad nominal.

Capacidad instalada de la subestación: Es la potencia total de la cual dispone una

subestación para satisfacer el suministro eléctrico. La sumatoria de las capacidades nominales de

cada una de los equipos de transformadores conectados a la subestación es igual a la capacidad

instalada de la misma.

Capacidad nominal de un conductor: Es la carga máxima que puede soportar un conductor en

condición de operación normal sin que se reduzca su vida útil.


24/145

13

Circuitos primarios [3]: Es el tramo de la red de distribución que esta ubicada entre la barra

secundaria de la subestación hasta el primario de los transformadores de distribución de MT/BT

(Media Tensión/Baja Tensión).

Confiabilidad [4]: Es el grado al cual un sistema eléctrico puede entregar energía a los

suscriptores en condiciones normales o de emergencia, cumpliendo con los estándares

reguladores aceptables. La confiabilidad se puede medir por la frecuencia, la duración, y la

magnitud de efectos nocivos sobre la fuente eléctrica.

Corriente a plena carga [7]: es la corriente nominal o de placa de los transformadores de

distribución instalados en el tramo de circuito ramal a ser analizado.

Corriente de conexión de transformadores (inrush) [6]: Es una corriente muy elevada y de

corta duración que se presenta al energizar un transformador de distribución; su valor depende de

diversos factores tales como: la potencia del transformador, la remanencia existente en el núcleo,

el valor de la onda de tensión al momento de cerrar el circuito, entre otros.

Corriente de descarga [6]: Es una corriente transitoria, tal como la causada por una descarga

atmosférica, o por maniobras en los equipos. Las corrientes transitorias causadas por el arranque

en frío después de una falla prolongada y las corrientes de arranque de motores, también se

consideran como corrientes de descarga.

Corriente de falla [6]: Es la corriente que fluye de una fase del circuito a tierra, o a otra fase,

debido a condiciones anormales del sistema.


25/145

14

Corriente de reenergización en frío (cold load pickup) [6]: se trata de una corriente superior a

la de máxima demanda, que ocurre al energizar un circuito luego de una interrupción superior a

20 minutos de duración. Es ocasionada por la pérdida de la diversidad existente antes de lainterrupción, especialmente en equipos de refrigeración, bombas, calentadores, hornos eléctricos,

etc.

Corriente máxima de carga [7]: es la corriente correspondiente a la demanda máxima registrada

para el tramo de circuito ramal a ser analizado.

Corriente nominal del fusible [7]: valor indicado por el fabricante en el elemento fusible,

siendo la corriente que el elemento puede soportar de manera continua sin sufrir alteración

alguna.

Demanda máxima [5]: Es el máximo valor de demanda registrada en un período determinado,

para atender los requisitos del sistema. Estos períodos pueden ser diarios, semanales, mensuales o

anuales y se expresan en kW.

Dial de tiempo [8]: Es un ajuste de la posición del resorte del contacto móvil del relé que

permite variar el tiempo de actuación del relé para un mismo nivel de corriente, cambiando la

posición de reposo cerca o lejos del contacto.

Disyuntor [8]: Es un dispositivo de protección que tiene la capacidad de interrumpir corrientes

de cortocircuito seccionando el sistema fallado mediante la separación de sus contactos.


26/145

15

Factor de Potencia: Es un indicador del correcto aprovechamiento de la energía eléctrica. Puede

tomar valores de 0 hasta 1, siendo esta la relación entre la potencia activa (P) y la potencia

aparente (S).

Factor de utilización: Es un indicador del uso del sistema que relaciona la demanda máxima

registrada con la carga instalada en el mismo.

Falla permanente [6]: Es aquella falla que persiste en el circuito a pesar de la velocidad de

operación de los dispositivos de protección y de la cantidad de veces que estos actúen. Ejemplo

de este tipo de fallas son los conductores rotos por caídas de árboles, o quemados por arcos u

objetos extraños entre los conductores, caídas de postes y fallas en equipos

Falla temporal [6]: Es una falla que se despeja por si misma o después de la interrupción

momentánea del circuito. Ejemplo de este tipo de fallas son los arcos entre los conductores aéreos

desnudos cuando se acercan entre si por la acción del viento y las ramas de los árboles que hacen

contactos momentáneos con las líneas del circuito. Cuando estas fallas no se despejan

rápidamente pueden convertirse en permanentes.

Fusible [6]: Es un dispositivo, generalmente metálico, que se intercala en un punto determinado

de una instalación eléctrica para que se funda cuando una sobrecorriente excesiva fluya a través

de él. Estos dispositivos de protección son los elementos más utilizados en los alimentadores

aéreos ya que además de cumplir con el propósito de despeje de fallas, son de bajos costos y una

vez que operan pueden ser localizados con facilidad por el personal de operación.


27/145

16

Fusible protector [7]: cuando existan fusibles instalados en secuencia, se denominará protector

al ubicado aguas abajo.

Fusible protegido [7]: cuando existan fusibles instalados en secuencia, se denominará protegido

al ubicado aguas arriba.

Nivel de cortocircuito: máxima corriente que podría circular en un punto del sistema ante la peor

condición de falla.

Protección complementaria: Son todos aquellos dispositivos instalados en el alimentador que

operan ante corriente de fallas o sobretensiones, a fin de proteger los equipos y personas que se

pudieran ver afectadas por dichas perturbaciones.

Ramal [6]: Tramo de línea que deriva del troncal, generalmente con calibre inferior y alimenta

uno o más puntos de transformación. Los tramos considerados como ramales tienen generalmente

longitudes iguales o superiores a los 80 metros.

Reconectador [9]: es un dispositivo automático de protección complementaria capaz de detectar,

interrumpir y reconectar el circuito bajo condiciones de fallas. Los reconectadores de última

generación son equipos bastante rápidos, con controles automatizados que permiten incorporar

funciones de monitoreo, control y comunicación con los centros de operación. A continuación se

describe algunas de estas funciones.

♦ Interrupción más rápida: La instalación de un reconectador automático en un alimentador

permite interrupciones más rápidas de las corrientes de falla, debido al aumento de la


28/145

17

sensibilidad de los ajustes de disparo. Los reconectadores son más rápidos que los

interruptores de potencia ubicados en las subestaciones, el interruptor de potencia actúa entre

5 y 8 ciclos y el reconectador en 3 ciclos.♦ Evaluación de Fallas: Los reconectadores automáticos, por su capacidad de almacenar

información, permiten al ingeniero de distribución evaluar la efectividad de las prácticas de

coordinación facilitando la ubicación de fallas, proceso difícil en el nivel de distribución,

especialmente en alimentadores largos.

Relé de sobrecorriente [9]: es un dispositivo de protección diseñado para identificar corrientes

de fallas. Los relés de sobrecorriente con retardo poseen características de operación tal que el

tiempo varía en forma inversamente proporcional a la corriente que detecta. Los tipos de

dispositivos mas comúnmente usados son lo que se designan por “tiempo inverso”, “tiempo muy

inverso” y “tiempo extremadamente inverso”.

Seccionador [6]: Es un equipo que permite seccionar el circuito primario, puede ser operado bajo

carga, con capacidad de cierre en condiciones de falla.

Sistema de distribución [5]: Es la parte del sistema eléctrico que permite el transporte de la

energía a partir de la barra de la subestación de distribución (donde termina la transmisión o

subtransmisión) hasta los puntos de consumo.

Sobrecarga [6]: Es una corriente que causa un aumento de temperatura en los componentes del

circuito, lo cual resultará en una temperatura final superior a la temperatura nominal de operación

del componente, si se le permite fluir indefinidamente.


29/145


30/145

19

33..22 PPrrootteecccciióónn ccoonnttrraa SSoobbrreeccoorrrriieennttee [[1111]]

3.2.1 Principios Generales de la Coordinación contra Sobrecorrientes

Para lograr una coordinación apropiada de los equipos de protección contra sobrecorriente debe

realizarse una ubicación adecuada de dichos dispositivos a lo largo del circuito de distribución, de

modo que estos puedan restablecer las condiciones normales de trabajo al producirse fallas en las

líneas y equipos, de acuerdo a la zona de protección y cumpliendo la secuencia preestablecida de

operación

La ubicación y coordinación apropiada de los equipos de protección:

♦ Puede eliminar las interrupciones del servicio que se producen por fallas transitorias.

♦ Reduce la extensión de las paralizaciones; es decir, se afecta a un menor número de clientes

conectados.

♦ Facilita la localización de fallas, lo que implica una reducción en la duración de las

interrupciones.

3.2.2 Seccionamiento de la Línea Principal

El primer dispositivo de protección en un alimentador primario es un interruptor automático de

circuito ubicado en la subestación. Si el circuito es aéreo es muy frecuente que el interruptor

tenga relevadores de reconexión, de manera que el mismo opere prácticamente como un

reconectador.

Para los casos en que la protección de la subestación no llegue a cubrir partes del alimentador

principal o ramales largos del circuito, es necesario ubicar equipos adicionales de protección a lo

largo del alimentador.


31/145

20

De igual manera, es necesaria la ubicación estratégica de equipos de seccionamiento manual en el

circuito, a fin de:

♦

Suministrar un medio conveniente para aislar fallas, de modo que se puedan realizarreparaciones luego de haber restablecido el servicio eléctrico en otras partes del alimentador.

♦ Proporcionar un medio para conectar el alimentador fallado con circuitos adyacente, para

prestar el servicio eléctrico a la mayor parte de los consumidores mientras se realizan

trabajos de reparación o mantenimiento.

3.2.3 Protección de los Circuitos Ramales

La mayoría de los circuitos suelen tener mucho más kilómetros y mucha más exposición de carga

en los ramales o subramales que en el alimentador. Por ello es de gran importancia proteger

dichos tramos, a fin de que antes fallas en este nivel, se mantenga el servicio eléctrico en el resto

del circuito. Estos equipos contra sobrecorrientes, generalmente fusibles, además de despejar

fallas, reduciendo la cantidad de clientes afectados, también son de gran utilidad para la

disminución de los tiempos de localización.

3.2.4 Protección contra Fallas Temporales o Transitorias

En los circuitos aéreos de distribución una gran cantidad de las fallas son de naturaleza

transitoria, y para atacar dichas perturbaciones los equipos reconectadores son de gran utilidad,

ya que proporcionan la función de desenergización en fallas, pausa para la desionización de la

trayectoria del arco y restablecimiento del voltaje. Si la falla ha desaparecido durante el tiempo

muerto, la reconexión se hace con éxito, de no ser así, se intenta con una o más operaciones de


32/145

21

reconexión y de persistir la falla, el reconectador abrirá, o bien, se eliminará la falla por la

operación de un fusible.

Es necesario acotar que se proporciona la función de reconexión para eliminar los efectos de lasfallas temporales, ya que si todas las fallas fueran de naturaleza permanente, la reconexión sería

inútil. De igual manera, las fallas temporales en los circuitos ramales conducen a paralizaciones

momentáneas para todos los consumidores aguas abajo del equipo reconectador, si se aplica la

reconexión. Algunas empresas distribuidoras, en un esfuerzo por reducir el número de

paralizaciones momentáneas, dejan que el fusible del ramal opere ante fallas transitorias, lo cual

tiene el efecto negativo de crear paralizaciones de carácter permanente en los clientes que se

encuentren en el ramal afectado, además de generar costos de operación.

3.2.5 Protección contra Fallas Permanentes

Las fallas de carácter permanente requieren reparaciones, mantenimiento o reemplazo del equipo

por parte del departamento de operaciones de la empresa de servicio, antes de que se pueda

restablecer el voltaje en el punto de la falla. Se suministra protección contra sobrecorriente en el

sistema para desconectar en forma automática la parte afectada por las fallas ocurrida, de modo

de que se paralice un número mínimo de usuarios. El despeje de este tipo de fallas se suele

realizar a través de la operación de fusibles de líneas y en algunos casos mediante la operación de

reconectadores. En caso de que ninguno de estos equipos esté abarcando la zona fallada, habría la

necesidad de suspender el suministro eléctrico a todo el alimentador hasta que se determine la

ubicación de la falla.


33/145

22

3.2.6 Combinación de Protección contra Fallas Permanentes y Temporales

Si todas las fallas fueran de naturaleza permanente, los fusibles de línea serían la mejor solución

para la protección primaria de las líneas, mientras que si todas las fallas fueran transitorias, lo

serían los dispositivos de reconexión automática. En la práctica real se presenta las dos clases de

fallas en el sistema, por lo que el problema se convierte en seleccionar el tipo de dispositivo o

combinación de ellos que den lugar a los mejores resultados posibles; para ellos es necesario

considerar una gran cantidad de factores, tales como la importancia del servicio, el número total

de fallas por año, la relación entre las fallas temporales y permanentes, el costo de la

interrupciones, entre otros.

33..33 HHeerrrraammiieennttaa CCoommppuuttaacciioonnaall EEmmpplleeaaddaa

3.3.1 ASP (Análisis de Sistemas Primarios) [12]

El ASP es una herramienta computacional diseñada por el Doctor Alberto Naranjo, la cual fueelaborada para cubrir necesidades puntuales y específicas en estudios de planificación de la EDC.

Este programa utiliza como datos de entrada los archivos en formato *DAT, los cuales presentan

información actualizada de los planos digitalizados del sistema; equipos, longitudes de tramos,

calibre de conductores, seccionamientos, interconexiones, además de información relacionada

con voltaje, densidad del circuito, factor de uso, de potencia y de carga, en fin, un conjunto de

parámetros que muestra la distribución geográfica del circuito en campo, los equipos que lo

conforman y las condiciones actuales de operación.

Entre las opciones con las que cuenta este programa, las cuales son aprovechadas en el estudio de

protección complementaria, se encuentran el flujo de carga, el análisis de contingencias y la


34/145

23

aplicación de equipos de protección contra sobrecorriente. A continuación se describe

brevemente cada una de estas opciones:

Flujo de Carga

Consiste en la simulación de las condiciones actuales en la que opera la red. El reporte obtenido

en esta aplicación presenta la siguiente información por tramo:

♦ Caída de Tensión

♦ Carga conectada (kVA)

♦ Bancos de capacitores conectados

♦ Longitud del tramo

♦ Calibre del conductor

♦ Corriente de cortocircuito trifásico.

♦ Corriente de cortocircuito fase-neutro.

Además, se puede verificar en pantalla si el circuito cumple con el criterio de capacidad de carga

o si se encuentran sobrecargados algunos de sus tramos. Para este estudio la librería del programa

tiene definido tres niveles de capacidad de carga de conductores, los cuales se presentan a

continuación:

- Capacidad normal de operación (100% para líneas aéreas y 100% cables subterráneos).

- Capacidad de emergencia (100% conductores aéreos y 120% cables subterráneos).

- Capacidad de diseño (67 % conductores aéreos y 80% cables subterráneos).


35/145


36/145

25

El reporte obtenido con esta aplicación muestra la ubicación de cada uno de los equipos de

protección contra sobrecorriente, el valor de los indicadores de calidad (anuales) y las sanciones

(anuales) generadas antes y después de la instalación de los equipos de protección, la energía noservida para cada caso y la ganancia obtenida tras la ubicación de dichos equipos.

3.3.2 CYMTCC [13]

El programa de aplicación CYMTCC desarrollado por CYME International sirve para efectuar la

coordinación de dispositivos de protección en redes de distribución eléctrica y sistemas radiales,industriales y comerciales. CYMTCC incluye una base de datos que contiene las hojas técnicas

de más de 3000 dispositivos de protección permitiendo así graficar las curvas características

tiempo-corriente y generar los reportes de ajustes correspondientes. Si se requiere, pueden

agregarse nuevos dispositivos a esta base de datos y modificar las curvas y ajustes de los

dispositivos ya existentes.

CYMTCC despliega y actualiza automáticamente el diagrama unifilar en una ventana separada

mientras que el usuario introduce nuevos dispositivos en la ventana del gráfico de curvas. En

cualquier momento, es posible consultar y modificar los ajustes de los dispositivos. Asimismo, se

pueden medir fácilmente en pantalla las márgenes de coordinación y verificar igualmente la

coordinación según los criterios preestablecidos por el usuario. Es muy sencillo modificar datos

como la escala de corriente, la tensión del trazado, el color de las curvas, la anchura de las líneas

y las etiquetas de identificación de los ajustes de las curvas.


37/145


MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA PPAARRAA EELL EESSTTUUDDIIOO DDEE PPRROOTTEECCCCIIÓÓNN CCOONNTTRRAA

SSOOBBRREECCOORRRRIIEENNTTEE EENN CCIIRRCCUUIITTOOSS YY SSUUBBEESSTTAACCIIOONNEESS DDEE LLAA EEDDCC

La metodología empleada para la protección contra sobrecorriente de los circuitos primarios de

distribución de la EDC., se basa en la norma de diseño desarrollada por el Departamento de

Normas de Ingeniería en conjunto con la Vicepresidencia y la Gestión de Apoyo de la red de

distribución de la compañía, “Norma de Diseño (IID)3-2006: Protección Complementaria de

Alimentadores Primarios de Distribución”.

Este estudio de protección, abarca la instalación de reconectadores electrónicos y fusibles de

línea en el alimentador; siendo estos los equipos de protección con los cuales trabaja la compañía.

En caso de que el circuito ya tenga instalados equipos reconectadores, se verificará la ubicación y

justificación del mismo, y con base a esto se analizará la posibilidad de mantenerlos, reubicarlos

o desinstalarlos.

El procedimiento que se presenta, permite realizar de manera ordenada el estudio de protección

contra sobrecorriente, y se encuentra estructurado en tres (3) etapas:

Etapa 1: Selección de alimentadores aéreos de distribución.

Etapa 2: Ubicación tentativa de los equipos de protección contra sobrecorriente en

circuitos primarios.

Etapa 2: Coordinación de los equipos de protección.

A continuación se explica de manera detallada cada una de las etapas y criterios de diseño que se

deben tomar en consideración.

26


38/145

27

44..11 EEttaappaa 11:: SSeelleecccciióónn ddee AAlliimmeennttaaddoorreess AAéérreeooss ddee DDiissttrriibbuucciióónn [[66]]

Para la selección de los alimentadores es necesario realizar un análisis de fallas permanentes ytransitorias en cada uno de los circuitos de las subestaciones en estudio. Los pasos a seguir son:

4.1.1 Análisis de Fallas Permanentes y Transitorias

♦ Se deberá obtener el Reporte de Fallas Permanentes y Transitorias de los alimentadores de

la región, preferiblemente de los tres últimos años.

♦

Se debe determinar la cantidad de fallas de los alimentadores por año. Si se hace para

varios años se puede obtener la tasa promedio de fallas por año (λ ).

♦ Se debe priorizar los alimentadores de manera descendiente de acuerdo a los MVA-min.

interrumpidos por año tomando en cuenta la duración como segunda variable de

importancia.

♦ Seleccionar los alimentadores con mayores MVA-min. interrumpidos por año.

♦ Analizar el Reporte de Fallas del alimentador, observando las fallas que reinciden en el

mismo tramo, el tipo, la causa y el síntoma de las de fallas, además de esto toda la

información relacionada con la duración de las fallas.

♦ En la duración de la falla se debe calcular los tiempos promedios de asignación,

localización, reparación y el tiempo total promedio de restablecimiento del servicio.

4.1.2 Diagrama Unifilar

♦ Se debe obtener o solicitar los Planos de Operación de los Circuitos seleccionados.

♦ Identifique la ruta troncal y los ramales del alimentador y verifique en ellos:


39/145

28

Interconexiones existentes.

Nodos principales (troncal) y secundarios (ramales).

Cargas importantes.♦ Obtener y señalar en el plano las longitudes entre los nodos.

♦ Indicar las corrientes nominales que entran y salen de cada nodo (esto puede ser medido en

campo, calculado con base a los kVA instalados o mediante el cálculo del flujo de carga

realizado con herramientas como ASP, ADEPT y SCADA).

♦ Calcule las corrientes de cortocircuito máximo y mínimo en cada nodo.

Se deben realizar simulaciones con las herramientas nombradas anteriormente y así poder obtener

el porcentaje de recuperación de carga existente en cada interconexión.

44..22 EEttaappaa 22:: UUbbiiccaacciióónn TTeennttaattiivvaa ddee EEqquuiippooss ddee PPrrootteecccciióónn ccoonnttrraa SSoobbrreeccoorrrriieenntteess eenn

CCiirrccuuiittooss PPrriimmaarriiooss [[66]]

4.2.1 Criterios Generales de Instalación

Las pautas a seguir para la ubicación de equipos de protección contra sobrecorrientes en etapa de

proyecto son:

Reconectadores: Se instalarán en alimentadores de más de 15 km. de longitud, donde la

protección principal de la subestación no cubre todo el alimentador y en alimentadores menores

de 15 km. que alimenten cargas institucionales, comerciales o industriales de importancia.

Fusibles: Se instalarán al inicio de ramales que alimentan cargas monofásicas.


40/145

29

4.2.2 Método del Bloque de Carga Expuesta

El Bloque de Carga Expuesta (BCE) se puede definir como el producto de la longitud del tramo

de línea expuesto a fallas por el número de clientes alimentados por dicho tramo; este último

puede ser sustituido por los kVA instalados en el tramo.

El estudio del BCE en los alimentadores seleccionados permitirá conocer el nivel de

confiabilidad de los mismos, debido a que mientras mayor sea el BCE mayor será el grado de

afectación en tramos debido a fallas (mayor frecuencia y duración de las interrupciones). De ahí

la importancia de conocer el incremento de la confiabilidad, que junto con el análisis de fallas,

permite obtener una ubicación adecuada de los equipos de protección contra sobrecorrientes.

Finalmente, la ubicación de los dispositivos de protección en el alimentador reducirá el BCE,

permitiendo aislar un tramo bajo falla con el mínimo impacto posible sobre la red y reduciendo

de esta manera gastos y penalizaciones por la energía no suministrada.

En línea general, este análisis se sustenta en dos planteamientos:

Todo equipo de distribución tiene la misma probabilidad de falla. El incremento de la confiabilidad depende de dos variables: la longitud del tramo

nuevamente protegido y los kVA instalados. entre el equipo considerado y el próximo

aguas arriba.

El método de BCE establece cuatro (4) reglas generales para la ubicación de protección

complementaria en los circuitos de distribución. Estas reglas se basan en la relación directa que

existe entre el BCE y la confiabilidad.


41/145

30

Regla 1

Cuando un equipo de protección contra sobrecorriente es instalado en un tramo del alimentador,

la mejora en confiabilidad es directamente proporcional a la longitud del tramo protegido,multiplicado por la carga conectada en el tramo aguas arriba al equipo instalado (ver Figura 2).

Figura 2. BCE - Regla 1

Donde; PCS: Protección Contra Sobrecorrientes

L1 y L2: Longitudes del tramo.

kVA1 y kVA2: kVA instalados en cada tramo

Empleando la definición de BCE:

∑=

=n

i

TOTAL BCEi BCE 1

; Para n: número de tramos en los que puede existir PCS

BCE del circuito de distribución antes de añadir el equipo de protección:

))(( 2121 kVAkVA L L BCE ++= ; (1)

BCE del circuito de distribución después de añadir el equipo de protección:

22211 *)( kVA LkVAkVA L BCE ++= ; (2)

La Reducción en el BCE o Incremento en confiabilidad se obtiene al restar la ecuación (1) y (2):

12 *kVA L


42/145

31

Regla 2

Si la carga y tasa de fallas se encuentran distribuidas uniformemente a lo largo del alimentador

del circuito de distribución, la ubicación óptima del equipo de protección contra sobrecorrientesse encuentra en el centro geográfico del mismo, aumentado la confiabilidad en un 25% (ver

Figura.3).


Donde; PCS: Protección Contra Sobrecorrientes.

L1 y L2: Longitudes del tramo.

kVA1 y kVA2: kVA instalados en cada tramo

Tenemos que L1 = L2 = L/2 y kVA1= kVA2 = kVA/2

Luego la Reducción del BCE o Incremento de la confiabilidad:

(L/2) * (kVA/2) = L *kVA/4

Regla 3

Si la carga no se encuentra distribuida uniformemente a lo largo del alimentador y existen

grandes cargas concentradas en un punto del mismo, el incremento de la confiabilidad es mayor

cuando el equipo de protección se instala inmediatamente aguas abajo de la carga concentrada

(ver Figura.4).


43/145

32

Hay que acotar que si la carga concentrada se encuentra al final del alimentador, la instalación del

equipo de protección no incrementará de manera notable la confiabilidad del circuito.


Donde; PCS: Protección Contra Sobrecorriente

Regla 4

Cuando un alimentador tiene en un punto dos ramales de aproximadamente la misma longitud, la

confiabilidad se incrementa al instalar el equipo de protección contra sobrecorrientes en el ramal

que tiene menos carga instalada.

Esto también se aplica cuando existen dos ramales de los cuales uno tiene carga de mayor

importancia que el otro (ver Figura. 5).

Figura 5.BCE - Regla 4

Donde; PCS: Protección Contra Sobrecorrientes

L’: Longitudes del tramo.

kVA1, kVA2 y kVA3: kVA instalados en cada tramo

Para kVA2 > kVA3


44/145

33

4.2.3 Justificación Económica de los Equipos de Protección

La justificación puramente técnica para realizar inversiones en la red no es suficiente, pues se

requiere además una justificación económico-financiera. Es por ello que para instalar equipos de

protección contra sobrecorriente en un circuito es necesario estudiar la factibilidad económica de

dicha instalación. Esta justificación pudiera obtenerse empleando una aplicación para la

ubicación adecuada de protecciones, pero en caso de no disponer de la misma, se puede realizar

de manera manual siguiendo los pasos descritos a continuación:

Costo de la inversión

Para trabajar en una base común, los costos de adquisición e instalación de los equipos de

protección son calculados como una anualidad, utilizando la siguiente ecuación:

1)1(

)1(

−+

+×=

n

n

í

iiCinvCe

Rentabilidad de la inversión

Es necesario evaluar los costos por la energía no suministrada, tanto en el estado original del

alimentador (CENSo), como luego de añadir la protección contra sobrecorriente (CENS f ). Para

ambos casos, el costo de la energía no suministrada depende de dos componentes, uno es la

disminución de los ingresos por concepto de la interrupción del servicio eléctrico y el otro, son

las penalizaciones que pudiesen existir; de acuerdo a las regulaciones vigentes.

La rentabilidad de la inversión se garantiza cuando:

AHORRO = CENSo – (CENSf + Ce) > 0


45/145

34

Dado que CENSo no depende de la protección contra sobrecorriente a ser instalada, el máximo

ahorro será alcanzado cuando los costos luego de instalar la protección complementaria

disminuyan. Para ello es necesario obtener la cantidad y ubicación de los equipos de protección,tal que el costo de la energía no suministrada mas el costo equivalente a la anualidad de la

inversión sea el mínimo. Para asegurar la rentabilidad de la inversión, se debe corroborar que:

CENSf + Ce < CENSo

Donde:

CENS= (ENS* costo de la energía)+Penalizaciones generadas por dichas interrupciones

La energía no suministrada se calculará de la siguiente manera:

ENS= MVA-min.* FU * FC * FP * 1000 / 60

Donde:

ENS: Energía anual no suministrada por el alimentador

MVA-min.: MVA minutos anuales interrumpidos en el alimentador.

FU: Factor de utilización

FC: Factor de carga

FP: Factor de potencia del alimentador.

En la condición original del alimentador se utilizarán los MVA-min obtenidos del registro de

falla, mientras que en la condición final es necesario calcularlos tomando en cuenta los equipos

instalados. Los MVAminutos interrumpidos tanto en la condición inicial como en la final deben

ser obtenidos o calculados trimestralmente para el período de estudio.

El método sugerido para el cálculo de los MVA-min. interrumpidos una vez instalados los

equipos de protección es:


46/145

35

Dividir el alimentador en segmentos aproximados a 1000kVA de carga conectada, que coincidan

con la ubicación de seccionamientos existentes, y en los nodos correspondientes a dicha división

se instalarán los equipos de protección contra sobrecorriente.Las fallas asumidas en el alimentador deben ser las mismas reportadas en el registro de fallas

(cantidad y ubicación), donde los tiempos de localización y de reparación serán el promedio de

los tiempos reales de las fallas, luego los MVA-min. interrumpidos serán:

Para la instalación de un equipo de protección complementaria en el nodo k (ver Figura 6):

Figura 6. Instalación de un Equipo de Protección Complementaria

( )∑∑ ∑ ∑ == += += ⋅+⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟ ⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ +=

n

i

ii R

K

i

n

K i

n

K j

iiT L

K kVAF T kVAjF F KVAT MVA11 1 1 10001000

min

1,...,1, −=∀ nK K

Donde:

n: número de nodos del alimentador.

MVA-min.k : MVAmin en el alimentador cuando la protección esta ubicada en el nodo k.kVAT: Carga total instalada en el alimentador.

LT < Minutos>: Tiempo promedio desde el inicio de una interrupción hasta que culmina la

localización.


47/145

36

RT < Minutos>: Tiempo promedio desde el inicio de la reparación hasta restablecimiento del

servicio, minutos.

Fi : Tasa de fallas para el segmento i en el período de estudio.

kVAi: Carga instalada en el segmento i.

El cálculo de penalizaciones se realiza para períodos trimestrales, donde es necesario obtener los

indicadores de frecuencia y duración de las fallas. Para ello se utilizarán las siguientes ecuaciones

estipuladas en las Normas de Calidad del Servicio de Distribución de Electricidad perteneciente a

la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico [3]:

( )

T

n

i fs

kVA

ikVAFMIK

∑ == 1 ( )T kVA

MVATTIK

min.1000=

nii ,...,1, =∀

Donde;

FMIK: Frecuencia media de interrupción por kVA instalado.

TTIK: Tiempo total de interrupción por kVA instalado.

kVAfs(i): Carga instalada fuera de servicio en la interrupción “i”.

kVAT: Carga total instalada en el alimentador.

MVAmin.: MVA-min. interrumpidos en el alimentador.

Los valores límites admitidos por alimentador, para los índices de frecuencia media de

interrupción y tiempo total de interrupción se muestran en la Tabla I:


48/145

37

Tabla I. Valores Límites de FMIK y TTIK.

Valores Límites

Tipo de Usuario FMIK TTIK

Muy Alta Densidad 2 2

Alta Densidad 2 3

Mediana Densidad 3 3

Baja Densidad 3 4

Muy Baja Densidad 4 4

Las sanciones originadas por el incumplimiento de los valores admisibles de los indicadores de la

Calidad del Servicio Técnico, se aplicarán considerando el Factor de Penalización de acuerdo con

el Carácter de la Sanción. Ver tabla III

Tabla III. Carácter de la Sanción

Carácter de la Sanción

Ocasional Reiterada

10 15

Carácter ocasional: cuando en hasta tres (3) períodos de control se incurran en infracciones de la

misma naturaleza, en un año calendario.

Carácter reiterado: cuando en cuatro (4) períodos de control se incurra en infracciones de la

misma naturaleza, en un año calendario.


49/145

38

En caso de que algunos de los indicadores exceda los valores límites, se calculará la energía

sujeta a sanción de la siguiente manera:

Incumplimiento únicamente de la frecuencia de interrupción:

( ) NHP

ETF

FMIK

TTIKi LimFMIKiFMIKi ENSTi ⋅⋅−= )(

Incumplimiento únicamente del tiempo de interrupción:

( ) NHP

ETF LimTTIKiTTIKi ENSTi ⋅−=

Incumplimiento de ambos indicadores: Se calculan los valores indicados en las ecuaciones

anteriores y se utiliza el mayor de ellos.

Donde;

ENST: energía sujeta a sanción por Duración de interrupciones ocurridas en el período.

ENSF: energía sujeta a sanción por Frecuencia de interrupciones ocurridas en el período.

LimTTIK: límite permisible de duración total de interrupciones en el período.

LimFMIK: límite permisible de Frecuencia total de interrupciones en el período.

ETF: energía total facturada por el circuito o grupo de circuitos en el período

NHP: número de horas del período de evaluación.

Luego, los montos de las sanciones por incumplimientos de los niveles de Calidad del Servicio

Técnico se calcularán mediante la siguiente expresión:

PPE FP ENS Sanción **=

Donde:

Sanción : Monto base de la sanción a ser aplicada.


50/145

39

ENS : Energía No Suministrada por concepto de la sanción.

FP: Factor de Penalización.

PPE : Costo de venta de la energía para el consumidor.

De esta manera, se cumplen con las variables necesarias para obtener el valor CENSf para cada

nodo y se selecciona el menor, donde el costo mínimo de esta opción será CENSf + Ce. Luego se

procede a verificar la condición de rentabilidad: AHORRO>0

De considerar el análisis con la instalación de un segundo equipo de protección contra

sobrecorriente, los MVA minutos serán (ver Figura 7.):

Figura 7. Instalación de dos Equipos de Protección Complementaria

( )∑∑ ∑ ∑ ∑∑== += += +=+=

+⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ +⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ +=

n

i

ii

RK

i

l

K i

n

li

n

li

i

n

K i

iiT

L kVAF T

kVAiF kVAiF F kVAT

MVA11 1 1 11

.10001000

min

nii ,...,1, =∀ , lK ≠

Donde se fija el primer equipo en el nodo 1 y se mueve el segundo equipo desde el nodo 2 hasta

n-1 y así sucesivamente hasta que el primer equipo esté en el nodo n-2. Las penalizaciones serán

calculadas de la manera explicada anteriormente.

Una vez obtenidos el valor de CENSf para cada caso, se selecciona el menor y se calcula el costo

mínimo de esta opción CENSf +Ce1+Ce2. Luego se compara el costo mínimo obtenido con el de


51/145

40

la opción anterior (un solo equipo instalado), de ser este mayor, se descarta la opción de dos

equipos y de ser menor, se podrá analizar el caso con un equipo más de protección.

44..33 EEttaappaa 33:: CCoooorrddiinnaacciióónn ddee EEqquuiippooss ddee PPrrootteecccciióónn [[66]]

Una vez realizada la justificación técnica y económica de la instalación de los equipos de

protección contra sobrecorriente se debe efectuar la coordinación de dichos equipos. A

continuación se presentan los esquemas de coordinación necesarios para culminar la protección

de los alimentadores.

4.3.1 Coordinación entre Fusibles

Figura 8 Coordinación entre Fusibles

Para obtener la coordinación entre dos fusibles existentes en un alimentador (ver Figura 8.), se

requiere que el fusible A2 (aguas abajo) actué antes que el fusible A1 (aguas arriba) al ocurrir una

falla en la zona de protección de A2. En este caso, se debe considerar que el fusible trabaja bajo

carga, es decir, que se encuentra previamente calentado. Por lo tanto, como medio de asegurar la

coordinación para cualquier rango de corriente de falla, el tiempo máximo de despeje del fusible

protector A2 (aguas abajo) será menor a 0.75 veces el tiempo mínimo de fusión del fusible

protegido A1 (aguas arriba).

t t mínmáx protegido protector

75.0≤


52/145

41

4.3.2 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Fusibles

En este caso se puede encontrar dos configuraciones: una con el RSC (relé de sobrecorriente) del

lado de la fuente, en un sistema de igual tensión y la otra con el fusible del lado primario de un

transformador en cuyo lado secundario se encuentra el relé de sobrecorriente (ver Figura 9.)

Figura 9. Coordinación entre RSC y Fusible de Línea.

Para el caso A de la Figura.9, el objetivo es lograr que para una falla en la zona de protección del

fusible, éste se funda y despeje la falla antes de que el RSC actúe. Para ello tomaremos el

siguiente criterio: IC tf

f r t t +=)(

Donde;

)( f r t : tiempo de operación del relé para la falla.

t tf : tiempo total de despeje del fusible para la falla.

IC : intervalo de coordinación. (0.2-0.4 seg.)

De presentarse el caso B de la Figura.9, el tiempo de operación del relé mas el tiempo de

operación del interruptor debe ser menor que el tiempo mínimo de fusión del fusible reducido en

un 75%.


53/145

42

4.3.3 Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador

Figura 10. Coordinación entre Relé de Sobrecorriente y Reconectador

Al realizar una coordinación entre RSC y reconectador (ver Figura 10.) el objetivo principal es

asegurar que ante una falla aguas abajo del reconectador, el contacto móvil del relé no alcance su

nivel de operación aun cuando se lleven a cabo todas las operaciones del reconectador.

A fin de garantizar la coordinación entre ambos equipos, se debe asegurar que el porcentaje de

avance neto del RSC durante toda la secuencia de operación del reconectador es menor al 80%.

Para ello se debe calcular cada avance del disco de inducción durante las operaciones del

reconectador y restarle la reposición del mismo durante los tiempos muertos.

Las ecuaciones que permiten verificar la coordinación son las siguientes:

%80% ≤neto Avance

)Re%(%% ∑ −= troceso Avance Avanceneto

100Re

Re% ⋅=

lé T

conectador T Avance

operación

operación

100Re

ReRe% ⋅=

lé T

conectador T troceso

reposición

muerto


54/145

43

4.3.4 Coordinación entre Reconectadores Electrónicos

Figura.11 Coordinación entre Reconectadores Electrónicos

El objetivo de la coordinación entre reconectadores es lograr la operación adecuada de sus

disparos. Esto se alcanza, si el reconectador más cercano al punto de falla dispara para fallas

permanentes o transitorias aguas abajo del mismo sin que el reconectador de respaldo realice

alguna operación (ver Figura 11).

Para lograr la coordinación de estos equipos se tiene que:

♦ El reconectador protector debe actuar en su curva lenta antes que el reconectador protegido

para cualquier valor de corriente de cortocircuito. La diferencia entre sus curvas lentas deberá

ser mayor que tres ciclos (50ms).

♦ Si la corriente de disparo es igual para ambos reconectadores, se utilizan curvas de operación

lenta diferentes con secuencias de operación iguales o curvas de operación lenta iguales con

secuencias de operación diferentes.

♦ Si la corriente de disparo es diferente se puede utilizar las mismas curvas de operación lenta.

♦ Para las curvas rápidas se hacen operaciones simultáneas.


55/145

44

4.3.5 Coordinación entre Reconectador y Fusibles

Para realizar la coordinación entre estos equipos, se deberá elegir una de las dos filosofías de

protección que se muestra a continuación:

Ahorro de Fusibles

Cuando el ramal a proteger por fusibles alimenta una zona con alta frecuencia de fallas

temporales (producto de roce de conductores con ramas de árboles, animales sobre los

conductores, descargas atmosféricas, entre otros), el reconectador debe ser ajustado de manera tal

que ejecute dos ciclos rápidos de apertura y cierre y dos ciclos lentos; a fin de dar tiempo

suficiente para que la falla se despeje sin que opere el fusible. De lograr el despeje exitoso de la

falla temporal no sólo se estará evitando la salida del servicio de los clientes conectados al ramal,

sino también los costos asociados al restablecimiento del servicio.

Sacrificio de FusiblesCuando el troncal del circuito de distribución alimenta clientes con cargas sensibles a las fallas

temporales, que originan perturbaciones bruscas de voltaje y corriente, es preferible dejar que

actúe el fusible que protege al ramal bajo falla y para ello se debe ajustar el reconectador de

manera tal que ejecute un ciclo rápido y tres

000133629 estudio de protecciones edc

Documents