Decreto N° 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127, 128, 129/ 2013.
señor - Escuela Politécnica Nacional · 2019. 4. 8. · 111 120 120 121 123 123 1 -1Q 137 145 149...
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señor
y económicoon amor a
A la Escuela Politécina Nacional y a mis distinguidosmaestros quienes me han brindado sus valiosas
A la Empresa Eléctrica Ambato RCN por su colaboraciónen la realización de este trabajo, al Ing, Fabián Rubio, alIng* Iván Naranjo, al Ing. Kléber Mayorga, al Sr.Armando Lasluísa y a todas aquellas personas que
u avi
Pag. Ho
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN
1 ;. 1 Generalidades 11.2 Objetivo 71,3 Alcance 8
CAPITULO II: FUNCIONAMIENTO DE LA UNIDAD DE PROTECCIÓN
2-1
2,1.12.1.1.1
2 j 1 . 1 . 2i
2 J 1 . 1 . 3
2.1.1.4
2.1.1.52.1.22.1,2.12.1.3*-» ,í_ .:¿2.2.1o !o o
2 . ¿.' . 3
CAPITULO III:
3.1
3.1.13.1.2
3.1.33.1.43.2
3.2.1
3.2.1.1
3.2.1.1a
PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN (UPD) YUTILIZACIÓN DEL SISTEMA DMS
Funcionamiento de la unidad de proteccpara Sistemas de Distribución (UPD)Elemento de protección
10
ion1010
Protección temporizada de sobrecorrientede fase (51)Calibración de unidad instantánea de £baja (50)Protección de sobr acorriente de tierra(50N/51N)Calibración de la unidad instantánea a(50H/50NH)Calibración del reléElemento registradorDespliegue de eventosComunicacionesUtilización del Sistema DMSBase de datosFunciones de aplicación y soporteRegistradores portátiles
ANÁLISIS DE UN PRIMARIODE DISTRIBUCIÓN
Análisis del primario en estadoestacionarioRegulación y calda de voltajeCaracterísticas de cargabilidadde la líneaPérdidas de potencia y energíaDemandaAnálisis del primario en condicionesds fallaCortocircuitos
Cálculo de impedancias de secuenciaen líneas aéreasSecuencia positiva
11ase
12
12Ita
13131.116lfl
L>r!
212?-32
34
3446
7175108
110110
110111
3.2.1.Ib Secuencia cero3.2.2 índices de interrupciones3.2.2.I1 ' • índices Generales de Interrupciones
del Sistema3.2.2.1,1 Bajo el punto de vista del consumidor3.2.2.2 Significado de los índices3.2.2.3 Cálculo de los índices de
i n t e r rupe i o n e s3.3 Diagnóstico del alimentador3.4 Coordinación y calibración del
UPD con las protecciones de lasubestación
3.4.1 Coordinación del UPD conlas protecciones de 1?,subestación
3.4.2 Calibración del UPD
CAPITULO IV: ANÁLISIS ECONÓMICO
4.1
4.2
4.2.14.3
4.4
Costos de pérdidas por desbalance decarga del alimentador en análisisCostos de equipo y mano de obra parabalancear la cargaBalance de cargaDeterminación del beneficio aldisminuir las pérdidasRelación costo/benef i ció
111120
120121123
1231 -1Q
137145
149
loO
150150
1(53
5.15.2
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
CONCLUSIONESRECOMENDACIONES
165
1G5169
172
174
Un sistema de distribución a diferencia de los otros
elementos que . conforman un Sistema Eléctrico
'Estructural: Generación/ Transformación y Transmisión/
¡no permanece fijo a través del tiempo/ debido a que sus
centros de carga compuestos básicamente por los
transformadores de distribución/ se mueven acorde con la
'evolución de la carga de los.- consumidores y centros
poblados.
;La movilidad de los centros ¿de cai-ga pone de manifiesto
Ique no tenga mucho sentido hablar de la planificación de
los sistemas de distribución a largo plazo; sino más
bien que se busque a través de un proceso de
planificación integral y continua/ evaluar
periódicamente las condiciones de operación de sus
diferentes elementos/ la calidad y confiabilidad del
servicio -que se entrega a los usuarios, y la capacidad
de recuperación de recursos por la venta de energía.
Un diagnóstico físico-técnico, periódico de los
diferentes elementos del sistema de distribución pondrá
de relieve los cambios/ recursos y ampliaciones que a
corto y medianos plazos requiere el mismo para acoplarse
al crecimiento continuo de la carga.
El diagnóstico de un sistema de distribución comprende
dos etapas.
Ija primera etapa, se orienta a salvaguardar los equipos,
instalaciones existentes, eliminando equipos y
materiales sub ó sobreutilizados, voltajes y porcentajes
de pérdidas críticos.
Ija segunda etapa comprende de un proceso de: o'
planificación integral y continua que busca determinados
Refuerzos y ampliaciones necesarias para abastecer la
carga actual, la demanda potencial y restringida
actuales y futuras, de cada uno de los sectores del
consumo: Residencial, Comercial e Industrial; es decir,
que se busca la estructura óptima del sistema de
distribución de tal manera que la entrega del servicio
sea de buena calidad, de un alto grado de continuidad y
confiabilidad y que las pérdidas se reduzcan al minimo
posible, incrementándose consecuentemente los ingresos
por venta de energía.
Este proceso de planificación integral y continua es
necesario mantener durante el tiempo de vida del
sistema, puesto que esta es la única forma de garantizar
la entrega del servicio a los usuarios, que sea de buena
calidad con un alto grado de confiabilidad y continuidad
y, con un mínimo porcentaje de pérdidas.
Por lo que el interés de los ingenieros eléctricos
respecto de la calidad del servicio eléctrico ha venido
manifestándose con mayor fuerza. Este interés se debe a
varios factores pero fundamentalmente al hecho que la
-2-
dependencia de la energía eléctrica en todos los órdenes
de la actividad humana es cada dia mayor/ lo cual a su
vez origina que las personas sean más exigentes con este
servicio, especialmente con las entidades
suministradoras, por lo que se hace necesario relevar
los objetivos socioeconómicos que se trata de alcanzar a
través de la energía dando soluciones a los principales
problemas que se presentan.
En este sentido y debido a deficiencias del sistema
eléctrico en los alimentadores de distribución,
originando frecuentes fallas las que son solucionadas en
forma puntual, se plantea el estudio de todo un
aíimentador de distribución, con la ayuda de paquetes
computacionales y equipo de protección digital, con la
finalidad de mejorar las condiciones del mismo en cuanto
a la conflabilidad y calidad del servicio, , lo que
reflejará una disminución de las pérdidas de potencia y
de energia.
Para el análisis del aíimentador Patate del sistema de
la Empresa Eléctrica Ambato se va a utilizar el
siguiente Software:
Este programa se encuentra implementado en el Centro de
Control de Carga de la Empresa Eléctrica Ambato (CECON).
Los datos requeridos por el DMS se obtienen de
-3-
registradores portátiles que se instalan temporalmente
en ubicaciones estratégicas de la red de distribución a
analizar.
Con el DMS se realiza los siguientes estudios:
© Análisis de Carg.a.- Se realiza mediante los reportes
de datos de carga tanto gráfica como tabular/ los
datos de carga pueden ser los reportados por los
registradores portátiles o por valores de carga
calculados. Los despliegues de datos serán horarios
, para una semana, curva de duración de carga y picos
diarios.
* Proyección de Carga.- Se ejecuta la proyección de la
carga para la red/ tomando como base la curva de carga
registrada en la campaña de medida sin considerar días
festivos. Con los resultados obtenidos se analiza
tanto la curva de referencia y la proyectada.
• Flujos de Carga*- Se obtiene los flujos activos y
reactivos en las ramas, listado de voltajes, pérdidas
activas y reactivas y costos del consumo»
Para la evaluación de las pérdidas de energía en un
sistema de distribución es necesario considerar las
variaciones de la demanda en períodos de tiempo
determinado. Los resultados de las pérdidas de potencia
obtenidos del estudio de flujos de carga deben ahora
integrarse en el tiempo para obtenerse los resultados de
las pérdidas energéticas.
El Sistexsta unidad de Protección Digital (UPD) . - Este
Software propio del UPD se utiliza para obtener datos
sobre el desbalance de la carga, para el cálculo de
pérdidas por esta causa. Además se obtiene registros de
eventos para disponer de datos, para el cálculo de los
índices de conflabilidad del primario en análisis.
También con el UPD se calibra las protecciones del
alimentador, que sirve como equipo de protección del
primario.
El primer cálculo que se realÍ2a al analizar o proyectar
un circuito- es el de los voltajes en los nodos y las
pérdidas de energía. Normalmente las ecuaciones que se
uáan para este propósito se basan en que las cargas se
encuentran distribuidas por igual entre las fases de las
lineas, lo que siempre no ocurre, por lo tanto para
lograr que los resultados que se obtengan sean
verdaderamente confiables, es necesario balancear la
carga. Esto se logra pasando las cargas de las fases más
cargadas a las de menos carga.
- Se utiliza para el cálculo de los
niveles de cortocircuito del primario de distribución y
del sistema de la Empresa Eléctrica Ambato, datos que se.
utiliza para la coordinación de protecciones en la
subestación desde la que se alimenta el primario en
análisis.
-5-
- Sirve para la obtención de un flujo
dé carga simulando la representación de las cargas. Los
resultados se comparan con los obtenidos mediante el
programa DMS.
El Hardware que se va utilizar en el análisis del
alimentador es el siguiente:
Istradores Portátiles.» Estos equipos se instalan en
la red de distribución con el fin de determinar la forma
como se reparten las cargas a lo largo del alimentador
primario. Las mediciones se realizan en una sola fase y
sé toman de la red de alto voltaje,
La medición se almacena en una memoria interna y, una
vez concluida la campaña de medición/ se traslada a la
base de datos DMS.
Equipo de ABB que viene instalado en un
reconectador marca Westinghouse del primario, y que
cumple las funciones de medida y protección.
-il.- Se utiliza para la obtención de la
información del UPD mediante un pórtico serial.
Para el estudio que se va a realizar, se toma como
ejemplo el alimentador Patate, que corresponde a la
Subestación Pelileo del sistema de la Empresa Eléctrica
Ambato con un recorrido aproximado de 6 kilómetros
noreste y 1 kilómetro oeste-este que sirve al Cantón
Patate, considerándose una carga mayoritariamente rural.
La Subestación Peíileo, tiene un transformador de
67/13.2 Kv, de 10/12.5 MVAf la linea de 69 Kv viene de
la Subestación Totoras del Sistema Nacional
Interconectado, sirviendo a las Subestaciones Pelileo,
Baños, Puyo y Tena; el lado de 13.2 Kv es de barra
simple con by-pass y consta de tres alimentadores, el
Pelileo, el Huambalo, el Patate y dos de reserva.
Conocer las aplicaciones que tiene el UPD como elemento
de protección y elemento registrador, la utilización del
sistema DMS y demás programas computacionales, los
cuales van a servir para el análisis del alimentador de
distribución, tanto en estado estacionario como en
condiciones de falla.
Establecer un diagnóstico del alimentador de
distribución, en cuanto a caidas de voltaje o
regulación-, - pérdidas de potencia y energía, carga en los
conductores, Índices de confiabilidad y calidad en el
servicio eléctrico.
Verificación del sistema de protecciones utilizando el
UPD en conjunto con protecciones electromecánicas
actuales.
De acuerdo al diagnóstico del alimentador de
distribución dar posibles soluciones para garantizar una
mejor confiabilidad y continuidad en el servicio a los
abonados.
Además se realizará un análisis de costos de las
pérdidas de energía por desbalance de carga, costos para
balancear la carga y finalmente se determinará el
beneficio que tendrá la empresa al reducir las pérdidas
de energía.
Al finalizar el presente estudio se tendrá una idea
clara de como se utiliza el DMS y demás programas
computacionales en el análisis de primarios de
distribución y el UPD como equipo registrador de carga/
eventos y también como elemento de protección.
Dé acuerdo a este análisis se verifica en que estado se
encuentra el alimentador en estudio y se dan los
correctivos necesarios para tener un mejor servicio
eléctrico, y la posibilidad de la aplicación de estas
herramientas en otros alimentadores.
Para lo cual el estudio se lo plantea de la siguiente
manera:
Primeramente conocer sobre el funcionamiento del UPD y
adicionaImente la utilización del Sistema DMS para el
análisis de alimentadores de distribución (CAPÍTULOS I y
II).
Luego realizar el análisis mismo del alimentador de
distribución en estado estacionario y en condiciones de
falla, también se realiza la coordinación y calibración
del UPD con el resto de protecciones de la subestación
(CAPITULO III).
Además se realiza un análisis económico de las pérdidas
de energía del alimentador por desbalance de carga,
costos para balancear la carga y cuanto saldrá
beneficiada la empresa al reducir las pérdidas de
energía (CAPITULO IV)„
Finalmente se dan Conclusiones y Recomendaciones
(CAPITULO V).
-9-
El UPD es una unidad de protección basada en un
microprocesador y es diseñado para ser utilizado en
subestaciones de distribución para una protección
cpmpleta de los alitnentadores.
La unidad provee en un solo paquete integrado/ la
protección de fase y tierra/ recierre para varios
disparos, varias funciones de medidas y eventos.
El UPD opera con 5 amperios obtenidos del secundario de
un transformador de corriente y maneja contactos
auxiliares del disyuntor.
La unidad dispone de un Keypad que incluye un pequeño
pulsador para permitir la salida al display de funciones
amperimétricas como carga/ demanda/ picos/ etc.
El UPD, tiene una clave, la cual viene de fábrica como
"0000", una vez que el usuario ha ingresado una nueva
clave e ingresa al sistema, no es factible ingresar al
sistema si no se conoce la clave correcta.
i
El UPD como elemento de protección tiene las siguientes
funciones:
-10-
Protección contra sobrecorriente para cada una de las
fases del sistema trifásico (picos instantáneos y
también sobrecorriente en el tiempo que provoca
calentamiento)„
Protección contra sobrecorriente para el neutro (las
mismas condiciones anteriores).
El recloser puede ofrecer hasta 5 recierres, de
acuerdo a la calibración.
Calibración instantánea alta.
Se pueden seleccionar entre 8 curvas de corriente vs
tiempo.
Dispone de amplios rangos de derivación de corriente,
esto es usado en las curvas anteriores.
Un relé de recierre totalmente programable provee lo
último en protección flexible de alimentadores.
El usuario puede escoger 8 curvas características
tiempo-corriente: inversa, muy inversa, extremadamente
inversa, corto tiempo, tiempo definido, inversa de largo
tiempo, muy inversa de largo tiempo y extremadamente
inversa de largo tiempo.
Los gráficos de estas curvas se encuentran en el anexo
1.
La selección del dial para definir la curva de tiempo
-11-
está entre O a 10 segundos en incrementos de 0.05
segundos.
La selección del dial para las otras 7 curvas es de 1 a
10 segundos, en incrementos de 0.1 segundos.
La corriente de pickup es seleccionable de 1 a 12
amperios, en pasos de 0.1 amperios. Un segundo modelo
ofrece un rango de corriente de 0.2 a 24 amperios, en
pasos de 0.02 amperios.
Tres características de la calibración instantánea
están disponibles: Inversa, Standard y Retardada.
Las calibraciones del pickup instantáneo están en
múltiplos del pickup tiempo. El rango es 0.5 a 20X en
pasos de 0.1.
La conexión residual de las corrientes de fase provee la
entrada de corriente a tierra en los terminales 7 y 8 de
la unidad Standard, 9 y 10 de las unidades Drawout.
La selección de las curvas, elemento instantáneo y rango
de calibración del pickup están disponibles para la
función de sobrecorriente a tierra, como se muestra en
la protección de fase.
-12-
La función instantánea de calibración alta para fase y
tierra están provistas de un bloqueo de recierres para
corriente de falla .alta.
Es independiente de las características de calibración
baja.
Cuando estas funciones están habilitadas, disparan el
breaker, aún cuando la función instantánea de
calibración baja esté bloqueada por la entrada de
control del torque.
El rango de ajuste es 0.5 a 20 veces la calibración del
tiempo del pickup.
Cada una de las calibraciones del relé tiene un rango
definido.
Para la calibración del relé se sigue los siguientes
pasos:
1.- Selección de la relación de transformación del
transformador de corriente ubicado en las fases. (Pct).
2.- Selección de la relación de transformación del
transformador de corriente ubicado en el neutro. (NCT).
3. - Selección de la curva de sobrecorriente-tiempo en
las fases. (51).
-13-
4.-: Selección de la corriente pico de fase. (51,
[A,B,C,PICKUP] .
5.- Selección del DIAL de tiempo de fase.
(51); [A,B,C, TIME] .
6.- Selección de la curva instantánea de fase,
(5a);[A,B,C] .'
7.- Selección de picos múltiples instantáneos de fase de
baja calibración. (50);[A,B,CfINST].
8.- Selección de picos múltiples instantáneos de fase de
alta calibración. (50H);[A,B,C,INST]„
9.-: Selección de la curva de sobrecorriente-tiempo para
el neutro (51C);[GROUND].
A partir del paso anterior en adelante hasta el
paso 14 se considera para el neutro lo mismo que se
hizo anteriormente con las fases.
15.- Selección del tiempo de reset para reconexión. (79-
0);; [TIME] .
16..- Selección de habilitación de funciones para el
disparo 1 (79-1);[PICKUP].
La tabla 1 presenta los códigos usados para
habilitar o deshabilitar funciones de
sobrecorriente para el primer disparo.
-14-
1; Códigos de funciones de sobrecorriente ACTIVAS.
Código01234
FuncionesHabilitadas
51/51N51/51N,5G/5GN51/51M, 5QH/50NH
TODAS51
FuncionesDeshabilitadas50/50N,50H/50NH
50H/50NH50/50MNINGUNA
51N, 5Q/5QN, 50H/50MH
17.- Selección del tiempo de intervalo abierto luego del
primer disparo. (79-1);[TIME].
El UPD a más de brindar una protección completa de los
alimentadores/ también realiza otras funciones básicas
que a continuación se detalla:
• Dispone de 3 amperímetros (Ammeter) monofásicos los
cuales registran la demanda y los picos ocurridos.
» Registra eventos»
» Acumulación de la duración de la interrupción del
disyuntor,
• Chequeo continuo.
• El puerto de comunicaciones RS-232C para conección con
el terminal remoto se encuentra en la parte posterior
del equipo.
• Dispone de "Zona de secuenciamiento".
© Se muestra indiferente con aceleración de carga (Cold
Load Pickup).
• El Keypad incluye un pequeño pulsador para permitir la
-15-
salida al display de funciones amperimétricas como
carga, demanda, picos, etc.
»: Un registro de eventos guarda en memoria datos de
falla de hasta 16 recierres consecutivos,
© El registro anterior incluye: Tiempo de disparo,
Corrientes de fases y neutro en amperios del primario,
elementos de disparo.
» Los datos anteriores pueden ser llamados a través del
Keypad ó a través del terminal conectado al pórtico
RS-232C que se halla por detrás de la unidad,
* Existe un programa de autodiagnóstico que sirve para
asegurar la disponibilidad del equipo. Las funciones
que se chequea son: ROM, RAM, Voltajes de alimentación
(+/- 5V, +/- 15V), calibración de elementos análogos,
continuidad del circuito de disparo convertidor de
análogo a digital/ ganancia análoga,
2 1 O 1 nwCDT TÜí^STTtí1 ni? tPtrB1 W*Fl"lC. JL . ¿.. -L JJJsoJr.u.l,c«t?U,ei Ust ÍUvfiilM J-Uo ,
Los eventos son desplegados vía keypad o pórtico serial,
sí son via pórtico serial, los registros pueden ser
impresos completamente en la terminal. En los cuadros
(2.1.2a y 2.1.2b) se muestra como se obtienen los
eventos.
FECHA. HORA IA IB IC FASEFALLADA
19\MAR\95 20:30:10 O O 460 C
14\MAY\95 19:15:05 O O 240 C
12\aUN\95 10:10:20 20 760 20 B
09\JUL\95 15:05:16 60 20 520 C
50 12\NOV\95 13:35:16 40 1880 2100
Fases
Neutro
51;
515150:
50;50/H51'
51,5150
50,50;/H79
,79\
79\
79\79\
Relación deTransformación:Relación deTransformación:
Curva defaseFase PU
Fase TD
Curva defaseFase I
Fase ICurva detierraTierra PU
Tierra TD
Curva detierraTierra I
Tierra I
Tiempo deresetPick-up
Tiempo de disparo
Pick-upTiempo de disparo
rtTBO tu' ¿i
30
30
3
411
5,2201
221
6,82010
1101B
DRO 2.1.
A
TIPO DEFALLA
MonofásicaTierra
MonofásicaTierra
MonofásicaTierra
MonofásicaTierra
MonofásicaTierra
Este cuadro muestra los eventos ocurridos en
alimentador; mecanismo que actuó (relé instantáneo o
temporizado), fecha y hora que actuaron las protecciones
y .las corrientes de falla. De las corrientes de falla se
-17-
puede deducir que fase fue la que falló y si la falla es
monofásica o trifásica.
Además el cuadro muestra la calibración del UPD.
FECHA HORA A (A) B <A) C (A) In (A)
02-16-96 16:15 16 11 24 202-16-96 18:00 16 12 31 102-16-96 18:15 18 15 36 302-16-96 18:30 21 19 43 302-16-96 18:45 29 25 57 502-16-96 19:00 33 31 66 602-16-96 19:15 37 32 72 702-16-96 19:30 38 33 73 502-16-96 19:45 37 31 74 702-16-96 20:00 39 33 75 702-16-96 20:15 39 33 74 702-16-96 20:30 35 32 71 702-16-96 20:45 36 30 67 602-16-96 21:00 33 27 62 602-16-96 21:15 29 26 61 602-16-96 21:30 29 24 56 502-16-96 21:45 27 19 48 402-16-96 22:00 24 17 46 402-16-96 22:15 23 16 40 402-16-96 22:30 24 14 38 302-16-96 22:45 22 13 36 302-16-96 23:00 19 13 33 302-16-96. 23:15 21 11 31 202-16-96 23:30 21 11 31 302-16-96 23:45 17 10 30 202-17-96 0:00 17 10 28 202-17-96 0:15 19 10 29 302-17-96 0:30 16 9 27 202-17-96 0:45 16 10 28 202-17-96 1:00 18 7 25 202-17-96 1:15 14 6 24 202-17-96 1:30 14 5 24 302-17-96 1:45 19 10 25 202-17-96 2:00 20 10 28 202-17-96 2:15 16 10 26 202-17-96 2:30 19 11 28 202-17-96 2:45 20 8 25 202-17-96 3:00 17 11 27 202-17-96 3:15 16 9 27 202-17-96 3:30 21 11 28 202-17-96 3:45 17 10 28 202-17-96 4:00 17 11 29 3
El cuadro anterior muestra, un registro de carga, el
cual consta de la fecha y hora que se produjo ».l
registro, las corrientes de las tres fases y la
corriente por el neutro.
Las comunicaciones vía pórtico serial consiste de una
aplicación standar de interface RS-232C. Este pórtico
puede ser usado para interface del relé con un terminal
CRT, una impresora, u otros mecanismos semejantes, que
tienen la capacidad de comunicarse vía un enlace RS-
232C.
Para la comunicación de enlace ha ser establecida entre
el relé y el mecanismo de pórtico serial, la velocidad
(porcentaje de baudios) de transmitir y recibir, y el
formato de datos debe ser el mismo para el relé y el
mecanismo de pórtico serial.
Todos los comandos desde el mecanismo de pórtico serial
hacia el relé deberá ser terminado por un <CR>
("Carriage Return: o "Return") . El relé responde por la
transmisión de datos solicitado hacia el terminal. Un
comando inválido invoca un mensaje "COMANDO INVALIDO'7.
El transmitir datos consiste de una serie de caracteres
ASCII.
El UPD utiliza datos ASCII, transfiere caracteres XON
("Ctrl Q") para empezar la transmisión de datos, y XOFF
-19-
(^Ctrl S") para detener la transmisión de datos. Todos
los datos transmitidos desde el relé hacia el pórtico
serial es terminado por un <CR> y un <LF> (Linea
alimentada).
El pórtico serial e3 configurado como un equipo terminal
de datos. Esto significa que el pórtico puede ser
conectado hacia un MODEM, por un cable de canal directo.
Si un Modem es utilizado, el porcentaje de baudios del
relé y el terminal de datos debe ser compatible con la
capacidad del Modem,
La oficina del Centro de Control de Carga (CECON), de la
Empresa Eléctrica ñmbato, centra su actividad en la
operación de los equipos que conforman el sistema
conocido como SEDIS/DMS.
Este sistema está compuesto de dos sistemas:
a) SEDIS (Sistema -de Control Supervisorio y Adquisición
de datos)
b) DMS (Sistema de Manejo de Distribución).
Para propósito del análisis del primario de
distribución/ se necesita saber sobre la utilización del
Sistema DMS.
El Sistema DMS soporta el almacenamiento de datos off-
line y las funciones de procesamiento tales como
-20-
análisis de carga, provisión de carga/ análisis de la
red/ etc.
También funciona con la configuración PC clásica, ligada
al SEDIS por medio de una conexión de red aérea local
(LAN).
Los registradores portátiles y el software que los
acompaña, también son considerados como parte del
Sistema DMS. Estos registradores son instalados a lo
largo de la red para colectar información sobre la carga
en las localidades donde no está disponible el equipo de
adquisición de datos en tiempo real ¡UTR).
El paquete del software DMS está compuesto de una base
de datos, funciones de aplicación y soporte.
Todos los datos usados en el DMS están almacenados en
dos bases de datos:
A.- La Base de Datos de Carga (LDB)-
B.:- La Base de Datos del Sistema (SDB) .
Esta base de datos contiene toda la información de carga
usada en el DMS.
Todos los valores de carga están en amperios.
Cada registro es identificado por:
-21-
@ La localización.
. Identidicación de la Subestación,
. Identificación del Alimentado*:*
. Nombre del punto.
® La fecha.
La Base de Datos de Carga contiene las siguientes cla.ieí
de carga:
Al finalizar una campaña de medida, los registradores
portátiles son conectados al computador que contiene
el DMS para extraer sus contenidos y almacenar en el
LDB. Asi, para cada localización de red, dónde esté
instalado un registrador, allí se encontrará un
registro de carga por cada semana de la campaña de
medida.
Por cada registrador portátil, y para cada hora de una
semana, la relación promedio es calculada y almacenada
en el LDB.
Las siguientes clases de datos están contenidos en la
base de datos del sistema:
-22-
Cada punto (localización de la red) para los cuales
estos son registros en el LDB deberán ser definidos en
el SDB. Cada punto es definido por el nombre, fecha de
cr;eación y retiro. .•
En1 esta clase son definidos todos los seccionadores de
la: red. Cada interruptor es definido por un nombre SS-A-
NNN.
En: esta clase el operador ingresa la fecha de los días
festivos y otros días especiales.
Estos son necesarios para el sistema para excluir la
carga en esos días del cálculo de cargas referenciales,
pronóstico y valores por unidad.
El sistema DMS considera todas las cargas en esos días
como normales.
En esta clase son almacenados los códigos/nombre
correspondientes porque en el DMS, subestaciones y
alimentadores son siempre identificados por su código
SS-F.
En esta clase son definidos todos los alimentadores para
-23-
los cuales los cálculos del flujo de potencia pueden ser
pedidos en la función de análisis de la red del DMS.
Para cada alimentador son dados solamente esos datos los
cuales son usados en el cálculo del flujo de potencia
óptimo.
Estos son los nodos usados en los cálculos del flujo de
potencia de la red modelo.
Estos nodos determinan las ramas de la red del flujo de
potencia.
Se asume que la corriente en el inicio y en el final de
cada rama son medidas por un registrador portátil (a
menos que ahí no este carga sobre la rama).
Por cada nodo son definidos:
* Nombre:
* Susceptancia del reactor en ese nodo.
* La corriente del nodo, para los cálculos del
flujo de potencia del Modo de Estudio.
* El factor de potencia en el nodo.
En esta clase son descritas las ramas del flujo de
potencia de la red.
Para cada rama, se indica la siguiente información:
* Los nombres de los nodos del origen y
-24-
opuesto en el final de rama.
* Las características eléctricas de la rama:
resistencia y reactancia serie, conductancia y
susceptancia shunt, y la capacidad de la
linea.
* Nombre y estado (abierto, cerrado) de los
interruptores en ambos al final de la rama.
Note que el estado del interruptor son usados
en ESTUDIO solamente en modo de cálculos; el
modo de cálculos, en caso REAL, todos los
interruptores son asumidos para estar en su
posición normal.
• * Corriente de rama. Esta es la suma de todas
las cargas a lo largo de la rama, entre el
inicio y el fin de los nodos.
* Localización de carga. Se asume que la carga
: de la rama esta concentrada en un punto en la
rama. Este indicador de localización es
llamado el parámetro BETA de la rama.
* Los nombres de los registradores portátiles
se localizan en el inicio y final de la rama.
Se asume que la corriente ahi es la suma de
las corrientes dejando un fin de nodo en la
rama.
Para muchas funciones del DMS, el operador tiene que
especificar la localización y tiempo de selección para
la cual la función debe ser aplicada, además se debe
identificar la localización, la fecha y tiempo.
Mensajes de advertencia y mensajes de error son
desplegadas por la. base de la pantalla, y pausas del
software del DMS. Todos los textos de mensajes son por
sí explicativos.
Cuando el sistema DMS es iniciado, el menú Master es
desplegado. Este menú proporciona 5 funciones:
A. Análisis de Carga.
B. Registradores Portátiles.
C. Mantenimiento de la Base de Datos.
D. Envío de Datos hacia el SEDIS.
E. Análisis de la Red.
Cuando esta función es seleccionada en el Menú Master,
un sub-menú aparece. Este sub-menú propone.
- Resultados gráficos y tabulares.
Esta sub-función es usada para visualizar, en forma
gráfica y tabular, algunos datos almacenados en la Base
de Datos de Carga,
Un primer sub-menú permite al operador que defina
datos el requiere para visualizar.
TIPO DE DATOS:
Esto es, datos de medición en tiempo real obtenidos
desde el SEDIS, por ejemplo la corriente en la
cabeza del alimentador.
Estos datos son almacenados en el LDB en la clase
RTMEAS.
Estas son, las corrientes obtenidas desde los
registradores, y almacenadas en el LDB en la clase
PRMEAS.
Estos son, relaciones promedio de los. datos de los
registradores portátiles, divididos por la
corriente en la correspondiente cabeza del
alimentador. Estos datos son almacenados en el LDB
en la clase PUVALS*
Estos son, las estimaciones de las corrientes en
una localización particular en la red. Los valores
calculados se calculan cuando son necesarios y no
-27-
son almacenados permanentemente en el LDB.
Cuando uno de estos tipos de datos es seleccionado/
otro menú es desplegado, proponiendo varios
formatos disponibles para desplegar la selección de
datos.
FORMATOS DES PLEGADOS: "
1. Despliegue Diario de Valores Horarios.
2. Despliegue Semanal de Valores Horarios.
3. Curva de Duración de Carga.
4. Despliegues de Cuatro Semanas de Picos Diarios.
5* Picos Semanales a través de un período.
Esta función es invocada desde el menú Master para
iniciar las operaciones con los registradores
portátiles. Dos diferentes operaciones son propuestas en
un sub-menú:
1. Preparación de registradores portátiles para
medición.'
2. Lectura de datos de los registradores portátiles.
Esta función permite se programe un registrador portátil
antes de ser instalado en la red.
Esta función es invocada para transferir los contenidos
de la memoria de los registradores portátiles hacia la
base de datos de carga.
Esta función actualmente inicia uno de los varias
herramientas de mantenimiento de la base de datos
disponibles en el paquete DMS.
Actualmente, un menú es presentado para seleccionar una
de las siguientes herramientas:
*• El módulo completo de edición interactiva DBEDIT, es
usado para ver y modificar cualesquier dato de la base
de datos en la pantalla.
® DUNTIL: este programa permite borrar la serie de
tiempo vieja en la base de datos de carga (borrar
hasta que un usuario defina la fecha).
Actualmentef todos los datos correspondientes para las
semanas precedentes la fecha especificada será borrada.
La función de análisis de red calcula la solución de un
flujo de potencia para un alimentador. Este produce los
flujos de potencia, voltajes y pérdidas en las ramas y
-29-
en los nodos de la red del alimentador.
Cuando la función de análisis de la red es iniciado, una
selección del menú propone la selección entre:
1. Elegir el modo de ejecutar y alimentadores.
2. Ejecución del flujo de potencia.
Esta opción será seleccionada primeramente para preparar
los datos para el cálculo del flujo de potencia actual
(opción 2) . Cuando la opción 1 es seleccionada, un
segundo menú ofrece la selección entre:
1, Modo de Estudio.
2. Modo de Red.
En el modo de ESTUDIO las cargas a lo largo de las ramas
y en los nodos de la red, son indicadas en clases, RAMAS
y NODOS del SDB.
Además la posición de los interruptores en la clase
RAMAS serán considerados. Los nombres de los
registradores portátiles en la clase NODOS serán
ignorados.
En el modo de RED, las cargas en la red son determinadas
por medición real. Por lo tanto/ el usuario es invitado
para ingresar la fecha y hora (hora pasada) por lo cual
los cálculos deberían ser ejecutados. Las corrientes en
la localización de los registradores portátiles son
entonces calculadas como la corriente del alimentador en
-30-
ese tiempo (medición en tiempo real) multiplicada por
los valores en por unidad de los registradores
portátiles. Asi las corrientes obtenidas en la
localización de los registradores portátiles determinan
la carga de' las ramas y los nodos consumida y usada en
los cálculos del flujo de potencia.
En el modo de RED, además será verificado si todos los
interruptores del alimentador están en su estado normal
en el tiempo de cálculo.
Guando todos los datos son preparados para los cálculos
del flujo de potencia, el programa retorna hacia el
primer menú.
Cuando la ejecución del flujo de potencia es
seleccionado, un listado de todos los alimentadores es
desplegado para los cuales los datos han sido
preparados, en el mismo o en ejecuciones previas del
DMS.
Después de los cálculos, el usuario puede imprimir los
resultados.
Entonces, allí esta una tabla describiendo todos los
datos de entrada (nodos y ramas) . Notar que en un
programa de flujo de potencia, se tendría solamente
carga en los nodos. Por lo tanto las cargas en la mitad
de las ramas son extendidas sobre nodos adyacentes en
tal camino como para preservar la pérdidas totales en
las ramas. Esta es la razón porque la corriente mostrada
en los nodos de la red no necesariamente es la misma
como los valores definidos en la base de datos.
Después esta tabla _ llega a la "Señal de Convergencia".
Esto es útil porque es importante saber si una solución
podria ser alcanzada. Si este no es el caso significa
que no se puede hallar solución.
Después de esto se presentan varias tablas indicando
para la solución obtenida, el voltaje y las cargas en
los nodos, el flujo de la rama y las pérdidas, el
balance global y los costos globales. La última tabla da
el costo marginal de Megawatios y Megavares reactivos
demandados en cada nodo de la red.
Son equipos diseñados para ser instalados en distintos
puntos pre-establecidos de los alimentadores primarios,
con el fin de disponer de datos medidos de corriente.
Los registradores portátiles se instalarían durante un
mes en sitios estratégicos, lo que permitiría determinar
el porcentaje de la corriente total del alimentador que
es derivada en cada ramal.
El equipo se encuentra al mismo potencial del
alimentador primario, del cual se están tomando las
mediciones y aislado a tierra.
-32-
El programa sólo se carga una vez en los registradores
portátiles.
Es posible editar en pantalla los datos obtenidos por
los registradores, antes de transferirlos a las bases de
datos, con el fin (de adecuar las mediciones en caso de
ser necesario y disponer de datos representativos para
los cálculos posteriores de caidas de voltaje y de
predicción a corto plazo.
Luego de esto, los datos se transfieren a las bases de
datos del DMS y es posible obtener reportes estadísticos
realizados en base a las mediciones obtenidas, tales
como la dispersión en las lecturas, porcentajes de
lecturas en distintos rangos, etc., y analizar la
información relacionándola con anteriores mediciones
efectuadas para cada uno de los nodos definidos.
-33-
CAPITULO III
3.1 &NAMSIS DEIi PRIMARIO EN ESTADO ESTACIONARIO.
En el anexo 2 se presenta el plano del primarlo de
distribución del cual se va a realizar el análisis. La
configuración geométrica de la linea se muestra en la
figura 3.1.
Para el análisis del primario en estado estacionario se
corren flujos de carga en el sistema DMS en demanda
mínima, media y máxima, estos determinan básicamente los
voltajes en cada una de ' las barras del sistema, los
flujos y pérdidas de potencia en cada uno de los
elementos que la componen.
Para el estudio de flujos de carga se necesita ingresar
en el DMSr la configuración del primario esto es,
impedancia de la linea por ramas, distancia, carga por
nodo y por rama, voltaje nominal, todos estos elementos
deberán ser por cada fase del primario. Al ingresar
datos de una sola fase y al correr el flujo de carga, el
siatema DMS considera que el primario es balanceado. El
estudio de flujos es para cada fase del primario de
-34-
distribución, debido a que el sistema es desbalanceado.
Además de correr el flujo de carga en el sistema DMS, se
hace también en el programa HECHO solamente a demanda
máxima, lo cual sirve para hacer una comparación aunque
no tan real pero si de una manera aproximada con los
resultados del DMS, en lo que respecta a las pérdidas de
potencia y energía. Este programa necesita de los mismos
datos que el DMS para poder ser ejecutado considerando
lo que tiene que ver con la potencia activa y reactiva
en los nodos del primario de distribución.
Todos los elementos que se necesitan para correr los
flujos en el DMS y el programa HECHO se detallan a
continuación en los cuadros (3.1a, 3.Ib, 3.le y 3,Id).
El cuadro 3.1a se realiza de la siguiente manera:
« Primero se obtiene la potencia instalada por cada fase
y por nodo de acuerdo a las configuraciones de las
figuras 3.1a, 3.Ib, y 3.le. Esta potencia instalada se
obtiene del plano del primario de distribución que se
encuentra en el anexo 2.
• Segundo se obtiene las corrientes en la cabeza del
alimen tador por fase a la hora pico (19h30) del
registro de carga del UPD.
• A partir de este registro y de la potencia instalada
total en cada fase se calcula la corriente en cada
nodo, aplicando una relación lineal de acuerdo a la
potencia instalada en cada nodo. Por ejemplo en la
-35-
figura 3.1, .1 a fase A tiene un a c o r r i e n te t o t a .1 d o * °
.amperios y una potencia instalada de 711.66 KVA,
entonces la corriente en el nodo 2 que tiene una
potencia instalada de 20 KYA, será de 1.09 amperios.
Este cálculo se realiza para los demás nodos y en LT?
otras foses.
• Luego do calcular las corrientes en cada fase y per
nodo, .se procede a calcular la potencia activa y
reactiva monofásica por nodo, tomando come voltaje
nominal 13.2 KV y factor de potencia 0.95. El v.'dloi.
del factor de potencia se obtiene como promedie de los
pa rtft.s tomados en 1 a subesf.ao i ón -
®; P=V.I.fp Q=V.I.sen0 (F y Q monofásicas)
Los cuadros 3. Ib/ 3. le y 3. Id se realizan de leí
siguiente manera:
® Se realiza una inspección del alimentador/ para
obtener los calibres del conductor por ramal de éste,
para luego buscar en tablas la resistencia y
reactancia en ohmios por milla.
® Luego del anexo 2 se obtiene las distancias de cada
ramal y por fase de acuerdo a las configuraciones de
las figuras 3.1a, 3.Ib y 3.le.
® Después se calcula la carga por ramal y por nodo do
cada fase, non sí de r ando R! vol r.a je nomi nal de 13.? KV
y la potencia instalada por rama y por nodo/ aplicando
la fórmula: I=S/V (S monofásica)
Además de estos cuadros en, las figuras 3.la, 3.Ib y
3.le se muestran las configuraciones de las fases Af B y
C del primario de distribución.
Estas configuraciones se obtiene del anexo 2, tomando
como nodo todo punto de bifurcación y fin de carga.
-37-
UJ 00
O
NO
DO
!
NO
DO
2
NO
DO
S
NO
DO
4
NO
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S
NO
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NO
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S
NO
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S
NO
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NO
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NO
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NO
DO
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NO
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NO
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DO
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NO
DO
17
NO
DO
18
NO
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19
NO
DO
20
NO
DO
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NO
DO
22
NO
DO
23
NO
DO
24
NO
DO
25
NO
DO
26
NO
DO
27
NO
DO
28
NO
DO
29
NO
DO
30
NO
DO
31
NO
DO
32
NO
DO
33
NO
DO
34
NO
DO
35
NO
DO
36
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B
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168.
66 0 6 26 16 10 0 0 30 36 15 0 15 16 10 0 16 26 16 25 0 90 16 25 60 60 185
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SE
C
0 65 60 0 26 0 26 16
166.
66 0 26 16 10 0 0 0 0 16 0 0 0 16 0 10 146
16 76 0 20 15 410
160
55 70 80 85
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£740
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0 0
1.37
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253
0
0.82
2021
762
9.13
3209
679
1.37
0036
253
0
1.37
0036
253
0.82
2021
762
0.64
8014
501
0
0.82
2021
752
0 0
0.82
2021
752
0.64
8014
501
0 0
0.82
2021
762
0
0.54
8014
501
0.82
2021
762
3.56
2094
268
0.82
2021
752
0,54
8014
601
0
1.09
6029
003
0.82
2021
752
1.64
4043
604'
3.01
4079
757
1.09
6029
003
2.74
0072
507
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SE
B
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0.76
6522
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0.38
2761
26
0,67
4141
891
0.38
2761
26
0
6.37
9099
168
0
0.19
1330
63
0.95
6903
151
0.57
4141
891
0.38
2761
26
0 0
1.14
8283
781
1.33
9664
411
0.67
4141
891
0
0.67
4141
891
0.57
4141
891
0.38
2761
26
0
0.57
4141
891
0.95
6903
161
0.57
41 4
T891
0.95
6903
151
0
3.44
4861
344
0.67
4141
891
0.95
6903
151
1.91
3806
302
2.29
6567
563
7.08
1083
318
FA
SE
C
0
2.54
3908
111
2.31
2643
737
0
1,15
6321
869
0
1,16
6321
889
0.69
3793
121
7.70
8604
106
0
1.16
8321
869
0.69
3793
121
0.46
2528
747
0 0 0 0
0.69
3793
121
0 0 0
0.69
3793
121
0
0.46
2528
747
6.70
8666
838
0.69
3793
T21
3.46
8965
606
0
0.92
5057
495
0.69
3793
121
18.9
6367
865
7400
4599
59
2.54
3908
111
3.23
7701
232
3.70
0229
98
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1494
353
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0
6.17
7028
35
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3090
298
10.2
9504
726
0
10.2
9504
726
6.17
7028
36
4.11
8018
9
0
6.17
7028
35
0 0
6.17
7028
36
4.11
8018
9
0 0
6.17
7028
35
0
4.1 1
801
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6.17
7028
35
26.7
8712
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6.17
7028
35
4.11
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0
8.23
6037
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6037
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298
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4361
447
2.87
6234
298
0
47.9
3532
081
0
1.43
8117
149
7.19
0586
746
4.31
4351
447
2.87
6234
298
0 0
8.62
8702
894
10.0
6882
004
4.31
4351
447
0
4.31
4351
447
4.31
4351
447
2.87
6234
298
0
4.31
4361
447
7.19
0685
746
4.31
4351
447
7.19
0585
745
0
26.8
8610
868
4.31
4351
447
7.19
0586
746
14.3
8117
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17.3
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0
8.68
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0
8.68
9104
673
6.21
3462
744
67.9
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0
8.68
9104
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6.21
3462
744
3.47
6641
829
0 0 0 0
6,21
3462
744
0 0 0
5513
4627
44
0
3.47
6641
829
60.3
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6.21
3462
744
26.0
6731
372
0
6.95
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658
6.21
3462
744
142.
5013
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3277
633
0
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9966
58
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5428
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3277
633
0
3.38
3277
633
2.02
9966
68
1.35
3311
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NO
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El cuadro 3.1a contiene, potencia instalada/ corrientes,
potencia activa y reactiva de demanda/ todos estos
parámetros son por nodo y por fase del alimentador en
estudio. Además se puede observar la potencia total
instalada y las corrientes totales del por fase. Este
cuadro se utiliza para el programa de flujos de carga
HECHO, el cual necesita de las potencias activas y
reactivas demandadas por cada nodo del alimentador.
Los cuadros 3.Ib, 3. le y 3. Id contienen, calibre del
conductor, resistencia y reactancia del conductor,
distancia, potencia instalada y corrientes, todos estos
parámetros son por rama del alimentador. Además contiene
potencia instalada y corrientes por nodo del mismo.
Estos cuadros se utilizan en el programa DMS.
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12
SIMBOLOGIA
RED AEREA MONOFÁSICA A.T, FASE A
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
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PORTAFUSI8LE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
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NORMALMENTE ABIERTO
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DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
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7
SIMBOLOCIA
RED AEREA MONOFÁSICA A.T. FASE B
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
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PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
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NORMALMENTE ABIERTO
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DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
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Fecha December
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NORMALMENTE CERRADO
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rórmíD'i serio:
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NODO L
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RAÚL PARRA
•echa ftecémber 3, 1996HoJa:
de
Las f iquras anteriores muest ran Los diagramas un.i f i 1.3 rr».
de cada fase del alimentado!?, los que están compuestos
de nodos y ramas. Estos diagramas se inúresan al
programa DMS.
En el análisis del primario en estado estacionarlo se va
a tratar los siguientes puntos:
1. Regulación y Caída de Voltaje,
2. Características de Cargabilidad de la Línea.
3. Pérdidas de Potencia y Energía.
4. Demanda.
3 1 1••«* » -4. » «A.
La distribución de energía eléctrica desde las f vientes
de alimentación a los receptores, va acompañada por
pérdidas de voltaje en las líneas y transformadores, por
eso generalmente el consumidor no conserva una magnitud
constante de voltaje.
Se puede distinguir la variación de voltaje, producid-:!
por los procesos lentos que transcurren, debido al
cambio de carga en distintos puntos del sistema, por lo.:-:
cambios de regímenes en las fuentes de alimentación,
etc. como resultado de lo cual, en el transcurso del
año, en diferentes puntos del sistema el valor del
voltaje varía con relación a su valor nominal; la
oscilación del voltaje, que son los cambios de voltaje
que transcurren rápidos y de corta duración, corno
-46-
resultado de la perturbación vi.ol.enta del réqunen norma].
de trabajo de la red (cortocircuitos, conecc.i en de
receptores muy potentes, etc.).
La calda del voltaje se expresa en porcentaje del
voltaje nominal:
m =(Vf - Vo)/Vn * 100
dónde,
Vf Es el voltaje del nodo de inicio de una rama.
Vo Es el voltaje del nodo final de una rama.
Vn Es el voltaje nominal del alimentador.
Para dotar a los consumidores de una magnitud de voltaje
que se encuentre dentro de los limites establecidos
anteriormente en las redes se realizan las siguientes
medidas:
• A los transformadores se les dota de coeficientes de
transformación de tal manera que, éstos tomen en
cuenta tanto las pérdidas de voltaje en las bobinas de
los transformadores, como las pérdidas de voltaje que
se producen en las redes que éstos alimentan. A parte
de ésto, las bobinas de alto voltaje de los
transformadores se fabrican con ramificaciones capaces
de cambiar el coeficiente de transformación, en un
determinado limite.
® El esquema, el voltaje nominal de la red y la sección
de los conductores de las lineas que alimentan a los
consumidores, deben elegirse de tal manera que las
-47-
pérdi dns en ^11 os n^ sobr^pnr^ .1 a m.iqn it-ud t "l^raM o.
El problema de cálculo de las redes en lo que a Alicia de
voltaje se refiere, consiste en la determinación del
nivel de voltaje de J.os consumidores tornando en cuenta
todos los factores anteriormente indicados, como también
las oscilaciones diarias de carga en las líneas, y las
oscilaciones de voltaje en las fuentes de alimentación.
Bajo caída de voltaje, se entiende como la diferencia
algebraica entre los valores absolutos del voltaje en
determinados puntos de la línea.
El análisis de los problemas de regulación de voltaje,
se presentan indistintamente cuando se considera el
análisis de regulación de una línea de transmisión o una
línea de distribución. De hecho, la solución a estos
problemas tendrán diferente contenido como realización y
criterio técnicos.
Si se tiene dispositivos de regulación instalados en
determinados puntos de las líneas de transmisión o de
las redes de distribución, la variación del voltaje debe
ser tal, que no se sobrepase a las posibilidades de
estos dispositivos, transmitiéndose con esto, las
fluctuaciones de voltaje de unos a otros.
Es así que, en una red de distribución es muy importante
tratar de mantener un voltaje lo más constante posible,
pues todos los consumidores y aparatos eléctricos
instalados, no aceptan una variación mayor de voltaje, y
-48-
mas bien se han d jseñado pa ra traba jar bajo un vo11a jo
determinado.
Los métodos de regulación de voltaje como consecuencia
de lo anteriormente expuesto, se basan en actuar
directamente sobre la potencia reactiva, pues es posible
demostrar que en cualquier punto de una red electriza,
sea de transporte o de distribución, existe una relación
estrecha entre el voltaje en dicho punto y la potencia
reactiva que entra y/o sale de él.
Los métodos más utilizados son:
» Inyección de potencia reactiva.
» Inserción de una potencia adicional.
En: el cuadro 3.1.la se muestra los voltajes de las tres
fases en cada nodo, para demanda mínima.
En las figuras 3.1.1a, 3.1.Ib y 3.1.le se muestran las
configuraciones de las tres fases con el voltaje en cada
nodo y su respectiva caída de voltaje, para demanda
mínima.
En el cuadro 3.1.le se muestra los voltajes de las tres
fases en cada nodo, para demanda media.
En las figuras 3.1.Id, 3.1.le y 3.1.If se muestran las
configuraciones de las tres fases con el voltaje en cada
nodo y su respectiva caída de voltaje, para demanda
media.
En el cuadro 3.1.le se muestra los voltajes de las tres
fases en cada nodo, para demanda máxima.
En las figuras 3.1.1g, 3.1.1h y 3.1.1 i. se muestran Jas
configuraciones de las tres fases ron el voltaje en cada
nodo y su respectiva calda de voltaje, para demanda
máxima.
En el cuadro 3.1.Iq se muestra los resultados en lo que
respecta a los voltajes, obtenidos del programa HECHO en
demanda máxima.
En la figura 3.1.1J, 3.1-lk, 3.1.11 se muestran las
configuraciones de las fases A, B y C con sus
respectivos voltajes.
De acuerdo a estos resultados se procede a calcular las
caldas de voltaje asi como la regulación.
En el cuadro 3.1.Ib, 3.1.Id y 3.1.If se muestran las
caldas de voltaje para demanda minima, media y máxima
respectivamente.
En el cuadro 3.1. Ih se muestra los resultados de caldas
de voltaje del programa HECHO en demanda máxima.
NODO012345678910111213141516171819 ..2021222324252627282930313233343536
VOLTAJE LINEAFASE A13.213.1913.1913.1813.1813.1713.1713.1713.1613.1613.1313.1713,1713.1713.1713.1713.1713.1713.1713.5713.1713.1613.1613.1613.1613.1613.1613.14 _j13.1613.1613.1613.1613.1613.1313.0813.0813.07
-LINEA (KV)FASE B13.213.1713.1713.1613.1613.1613.1513.1513.1513.1513.1513.1413.1413.1413.1413.14
• 13.1413.1413.1413.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1113.1313.1113.1113.1013.08
FASE C13.213.1713.0813.1613.1613.1613.1613.1613.1513.1513.1413.1413.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1313.1213.1213.1213.1213.1213.0213.1313.1313.1313.1313.1312.9313.0313.0212.9912.9912.98
3.1.
-51-
FASE A FASE B FASE C
RAMAL
0-20-40-60-70-90-330-350-360-12
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CAÍDA DEVOLTAJE (%)
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CAÍDA DEVOLTAJE <%)
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CAÍDA DEVOLTAJE (%)
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Estos cuadros muestran los voltajes y caídas de voltaje
obtenidos del programa DMS, por cada fase del
alimentador en estudio, para demanda mínima. Estos
resultados serán comentados posteriormente.
En los diagramas siguientes/ se puede observar también
gráficamente los resultados que presenta el programa DMS
en demanda mínima por cada fase del alimentador.
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FASE C13.213.1713.0613.1613.1613.1513.1513.1513.1513.14.13.1313.1313.1213.1213.1213.1213.1213.1213.1213.1213.1013.1013.1013.1013.1012.9913.1213.1113.1213.1213.1212.8913.0012.9912.9612.9512.94
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CAÍDA DEVOLTAJE (%)
0 ,30,40 ,40,50,50,50,60,60,60,60,60,60 ,60,60,70,70,91,01,2
RAMAL
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Estos cuadros muestran los voltajes y caídas de voltaje
obtenidos del programa DMS, por cada fase del
alimentador en estudio, para demanda media. Estos
resultados serán comentados posteriormente.
En los diagramas siguientes, se puede observar también
gráficamente los resultados que presenta el programa DMS
en demanda media por cada fase del alimentador.
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-LINEA (KV)FASE B13.213.1313.1313.1113.1113.1113.0913.0813.0713.0713.0713.0513.0513.0513.0513.0513.0513.0513.0413.0313.0313.0313.0313.0313.0313.0213.0213.0112.9713.0112.9612.9512.9412.87
FASE C13.213.1312.8613.0913.0913.0813.0813.0813.0613.0513.0213.0213.0013.0013.0013.0013.0013.0013.0012.9912.9512.9512.9512.9412.9412.6412.9812.9812.9812.9812.9812.4212.7012.6312.5512.5312.51
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CAÍDA DEVOLTAJE <%)
0,30,50,7
. 0,71,11,83,03,10,90,90,90 ,90,91,01,01,11,11,11,01,01,0
RAMAL
0-20-40-50-70-9
0-100-120-140-160-170-200-210-230-230-260-290-310-320-33
CAÍDA DEVOLTAJE (%)
0,60,70,70,91,01,01,11,11,21,21,31,31,31,31,31,41,92,02,5
RAMAL
0-310-320-40-60-70-9
0-110-130-150-170-180-210-220-240-330-350-360-270-290-30
CAÍDA DEVOLTAJE <%)
5,93,80,80,90,91,11,41,51,51,51,51,91,91,94 , 35,15,31,71,71,7
Estos cuadros muestran los voltajes y caldas de voltaje
obtenidos del programa DMS, por cada fase del
alimentador en estudio/ para demanda máxima. Estos
resultados serán comentados posteriormente.
En los diagramas siguientes, se puede observar también
gráficamente los resultados que presenta el programa DMS
en demanda máxima por cada fase del alimentador.
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12.99
-LINEA (KV)FASE B13.213.1913.1913.1913.1913.1913.1813.1813.1513.1513.1413.1313.1313.1313.1313.1313.1213.1313.1213.1213.1213.1213.1213.12.13.1113.1113.1113.1013.0713.1013.0513.0513.0312.92
FASE C13.213.1913.0913.1713.1713.1713.1713.1713.1613.1613.1113.1113.1013.1013.0913.0913.0913.0913.0913.0813.0513.0513.0513.0513.0512.7613.0813.0713.0813.0813.0812.7512.9712.7512.6712.6512.61
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CAÍDA DEVOLTAJE (%)
0,150,230,380,3
0 ,450,831,511,590,530,530,530,530,530,60,60,60,6
0,750 ,60,60,6
RAMAL
0-20-40-50-70-90-100-120-140-160-170-200-210-230-240-260-290-310-320-33
CAÍDA DEVOLTAJE <%)
0,0750,0750,0750,150,370,450,530,530,60,530,60,60,60,680,680,751,131,282,12
RAMAL
0-310-320-40-60-70-9
0-110-13 •0-150-170-180-210-220-240-330-350-360-270-290-30
CAÍDA DEVOLTAJE (%)
3,41,740,230 ,230,230,3
0,680,750,830,830,831,131,131,133,44,174 , 4 70,980,90,9
Estos cuadros muestran los voltajes y caldas de voltaje
obtenidos del programa HECHO, por cada fase del
alimentador en estudio, para demanda máxima. Estos
resultados serán comentados posteriormente.
En los diagramas siguientes, se puede observar también
gráficamente los resultados que presenta el programa
HECHO en demanda máxima por cada fase del alimentador.
Í3.2KV
Ox 00
U-
SIMBOLOGIA
RED AEREA MONOFÁSICA A,T.FASE A
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
25 13.Í2KV
13.42KV 13.12KV
j
30
'13.13KV
13.I2KV
13.12KV
Í.J.2KV
31
Í3.12KV
_X—
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
Í3.ÍOKV
NC
NA ,
SECCIONADOR TIPO BARRA
NORHALMENTE CERRADO
NORMALMENTE ABIERTO
NODO I
FASE A
DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
Form
ARAÚL PARRA
H
o* vo
13.2
KV
S/E
PE
LIL
LO — tt » NC
NA
13
.Í9
KV
C
—#L_
M
¥13.
15K
V
13.Í
SK
V
13.1
3KV 12
I3.1
9K
V
V.
13.19KV
13.1
9KV
NC
~¿¿—
I11—
NC
13.1
9KV
3 Ja ^3
.19
KV
01
3.14
KV
14
'
^
13.1
9KV
SIMBOLOGIA
RED AEREA HONOFASICA A.T.FASE B
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
NORMALMENTE CERRADO
NORMALMENTE ABIERTO
NODO 1
Í3.Í3KV
Í3.12KVB
13.Í2KV
13.I3KV
il
13.Í3KV
as....
13.12KV
13.Í3KV" 25
113.1ÍKV 13.11KV
S"T2W"
Í3.12KV
L3.12KV
!2
27,
13.IOKV
13.
Í3.Q5KV
28
13.07KV
w 33
12.92KV
13.XOKV
FASE B
DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
Form
AREV
RAÚL PARRA
•echa
Decerobgr
3, T996HoJa:
H H
13.Q3KW
13.2 KV
4 ?13.17KV
Í3.10KV
13
13.11KV
13.19KV
S/E PELILEO
Í3.17KV
13.17KV
13.17KV
•T3Í17KV
13.11KV
13.09KV
13.16KV
813.16KV
-X-
—«o—
NC
NA
SIMBOLOGIA
RED AEREA MONOFÁSICA A.T.FASE C
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL.
INTERRUPTOR
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
NORMALMENTE CERRADO
NORMALMENTE ABIERTO
NODO 1
13.05KV,,
12.75KV
13.10KV
12
13.09KV
•T3109KV
E.08KV.
3.09KV k
NC*
J
13.05KV
.3.05KV
Í3
NC
12.76KV
13.D8KV
¡I2.67KV
INC
Í2.Ó5KV
FASE C
DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
AREV
RAÚL PARRA
Fecha December
¿^ igg.b jHoj áT"
Dé los cuadros de caídas de voltaje se puede decir/ que
las mismas están dentro del limite permitido por las
normas, ya que los máximos porcentajes de caída de
voltaje se tiene en la fase C en demanda máxima con
3.8%, 4.2%, 4.3, 4. 9, 5.1, 5.3 y 5.9, comparado con el
máximo permisible que es del 6% para este tipo de
alimentadores rurales, por tanto el alimentador Patate
se encuentran dentro del rango tolerable en cuanto a
caídas de voltaje. Estas caídas de voltaje no afectan al
consumidor.
En demanda mínima y media, estos porcentajes son más
bajos.
En el programa HECHO se tienen caídas de voltaje en la
fase C, en el orden de 3.4%, 4.17% y 4.47%, las cuales
tiene cierta similitud con el DMS, lo que significa que
el programa HECHO a pesar de ser más lento en su
aplicación, sus resultados si se acercan a la realidad.
3.1.2
En distribución, la proyección de la temperatura pico de
los conductores al llevar corriente, por encima de la
ambiente es importante.
La potencia de pérdidas, regulación de voltaje,
estabilidad y otros factores pueden determinar el
escogitamiento de un conductor para una línea dada. A
veces es necesario considerar, la máxima capacidad de un
-71-
conductor para llevar corriente continuamente.
El rango máximo continuo de corriente, es necesario,
porque se determina por la máxima temperatura de
operación del conductor.
Esta temperatura afecta el pandeo entre torres o polos y
determina las pérdidas de un conductor debido a la
fuerza de voltaje de los mismos.
Para pequeños enlaces de lineas o lineas que pueden
llevar cargas excesivas, bajo condiciones de emergencia,
la máxima capacidad de llevar corriente continuamente
puede ser importante en la selección del conductor
apropiado.
La siguiente discusión presenta las fórmulas de Schurig
y Frick, para el cálculo de la capacidad aproximada de
los conductores de llevar corriente bajo condiciones de
temperatura ambiente, velocidad del viento y limite de
la temperatura pico.
La base de este método es que el calor desarrollado en
el iconductor, debido a las pérdidas IA2*R, son disipadas
por convección en el aire circundante y por radiación
hacia objetos circundantes.
Esto puede ser expresado como lo siguiente:
IA2*R = (Wc + Wr)*A (watios).
dónde,
I Corriente del conductor en amperios.
R Resistencia' del conductor por pie de longitud.
-72-
Wc Watios por pulgada cuadrada disipados por
convección.
Wr Watios por pulgada cuadrada disipados por radiación.
A Área del conductor en pulgadas cuadradas por pie de
longitud.
Los watios por pulgada cuadrada disipados por
convección, Wc pueden ser determinados por la siguiente
ecuación:
Wc = 0.0128*1(p*v)/d]Al/2 * t/TaA0.123 (watios/pulgA2)
dónde,
p Presión en atmósferas (p=l*0 por presión
atmosférica).
v Velocidad en pies por segundo.
Ta (grados kelvin) Temperatura absoluta promedio del
conductor y el aire.
d Diámetro externo del conductor en pulgadas.
t (grados centígrados) Pico de temperatura.
Esta fórmula es una aproximación aplicable en
conductores con un rango de diámetro desde 0.3 pulgadas
hasta 5 pulgadas o más, cuando la velocidad del aire es
tan grande que la corriente libre de convección del aire
(0.2-0.5 pies/seg.).
Los watios por pulgada cuadrada disipados por radiación,
Wr pueden ser determinados de la siguiente ecuación:
Wr - 36.8*E*[(T/1000)A4 - (To/1000)A4] (watios/pulg.A2)
dónde,
-73-
E Emisión relativa de la superficie del conductor.
(E*=1.0 por "cuerpo negro" o 0.5 por cobre oxidado
promedio)*
T (grados kelvin) Temperatura absoluta del conductor.
To (grados kelvin) Temperatura absoluta del aire
circundante.
Al calcular (Wc + Wr) r A y R, es entonces posible
determinar I.
El valor de R usado es la resistencia a.c. en la
temperatura del conductor (temperatura ambiente más
temperatura pico).
Este método es en general aplicable en ambos conductores
de aluminio y cobre.
El efecto del sol sobre la temperatura pico del
conductor es generalmente descuidado, siendo 3 grados a
8 grados centígrados. Este pequeño efecto es menos
importante bajo condiciones de picos ' de temperatura
grandes sobre la ambiente.
Las tablas de características eléctricas de los
conductores incluye listados de capacidad aproximada
máxima para llevar corriente basado en 50 grados
centígrados pico sobre la ambiente de 25 grados
centígrados (75 grados centígrados temperatura total del
conductor), -superficie pérdida (E=0.5) y una velocidad
del aire de 2 pies/segundo. Estas condiciones fueron
usadas después de la discusión y acuerdo con los
-74-
constructores de conductores.
En cuanto a la cargafoilidad del alimentador Patate, no
existe mayores inconvenientes ya que el conductor tiene
una capacidad de conducción de 355 amperios y por el
alimentador solo circula una corriente máxima aproximada
de 80 amperios.
En el futuro (10 años) tampoco se tendrán problemas ya
que se prevee que la corriente máxima rio sobrepasará los
355 amperios.
Para la evaluación de las pérdidas de energía en un
sistema de distribución es necesario considerar las
variaciones de la demanda en periodos de tiempo
determinados. Los resultados de las pérdidas de potencia
obtenido del estudio de flujos deben ahora integrarse en
el tiempo para obtenerse los resultados de las pérdidas
energéticas.
En los cuadros 3.1.3a, 3.1*3b y 3.1.3c se presentan los
resultados del flujo de potencia del programa DMS, asi
como las pérdidas de potencia totales de cada fase para
demanda mínima.
En las figuras 3.1.3a, 3.1.3b y 3.1.3c se pueden ver los
flujos de corriente para demanda mínima.
En los cuadros 3.1.3d/ 3.1.3e y 3.1.3f se presentan los
resultados del flujo de potencia del programa DMS, asi
-75-
como las pérdidas de potencia totales de cada fase para
demanda media.
En las figuras 3.1.3d, 3.1.3e y 3.1.3f se pueden ver los
flujos de corriente para demanda media.
En los cuadros 3.1,3g, 3.1.3h y 3.1.31 se presentan los
resultados del flujo de potencia del programa DMS, asi
como las pérdidas de potencia totales de cada fase para
demanda máxima.
En las figuras 3.1.3g, 3.1.3h y 3.1.31 se pueden ver los
flujos de corriente para demanda máxima.
En los cuadros 3.1.3j f 3.1.3k y 3.1.31 se presentan los
resultados del flujo de potencia del programa HECHO, asi
como las pérdidas de potencia totales de cada fase para
demanda máxima.
Para el cálculo de las pérdidas se calcula primeramente
la corriente por rama, de acuerdo al flujo de potencia
monofásico por rama y al voltaje en la rama, para luego
aplicar la fórmula IA2*R. El flujo de potencia
monofásico se obtiene al dividir para tres, el resultado
del flujo de potencia trifásico que se obtiene del
programa HECHO, esto se realiza para cada fase, debido a
que el sistema no es balanceado.
Además en las figuras 3.1.3J, 3.1.3k y 3.1.31 se
muestran las configuraciones de cada fase con su
respectivo flujo de potencia obtenidos del programa
HECHO.
: -76-
DMS V3.861E.E.A.
10/10/9619:13:38
AC LOAD-FLOW RESULT
Substation : PELILEOVbase :' 13.2 V
Mode : Network (LFlow)20/09/96 - 03:00:00
Injector : PATATE FASE A
Load : P:Loss : P:
Pdefs Used :RESULTS
87.5 kW0.3 kW
REC7Ü-1A
Q:Q:
*REGQ3-11
29.0 kVAr0.4 kVAr
*REG15-20
Node K
PATATEPAA1PAA1PAA3PAA11PAA11PAA13PAA13PAA15PAA15FAA17PAA17PAA15PAA20PAA21PAA21PAA21PAA¿4PAA24PAA24FAA20PAA28PAA28PAA30PAA30PAA3PAA3PAA5PAA5PAA5PAA8PAA10PAA10PAA34PAA34PAA8
Node M
PAA1PA2PAA3PAA11PAA12PAA13PAA14PAA15PAA16PAA17PAA18PAA19PAA20PAA21PAA22PAA23FAA24PAA25PAA26PAA27FAA28PAA29PAA30PAA31PAA32PAA4PAA5PAA6PAA7PAA8PAA10PAA33PAA34PAA35PAA36PAA9
InP
87.52,984.519.52.117.42.115.41.21.20.01.2
12.97.80.01.16.60.71.14.84.40.7
2.61.51.17.457.53.70.053.826.74.418.52.97.424.8
Flow IQ 1
129.010.91
27.916.410.7|5.7]0.7|5.110.410.410.01
1 0.4|1 4.311 2.611 0.011 0.411 2.211 0.211 0.411 1.611 1.51
0.211 0.811 0.5!1 0.41
2.4!18.911-210.0!17.718.811.516.110.912.4 18.1|
1
Lo.P 1
10.0310.01
0.0310.01O.Oi0.01O.OI0,010.0!0.01
-0.010.010.010.01
-O.Oi0.010.010.01o.o i0.010.010.010.010.010.010.01
0.031O.OI
-0.010.0310.071O.OI
0.071O.OIO.OIO.OI
I
3S |
Q ii
0.131O.OI0.11O.OIO.OI0.01O.OÍO.OIO.OIO.OI
-O.OIO.OI0,01O.OI
-0-01O.OI0.0!0.01O.OIO.OIO.OIO.OI0.0!O.OI0.01O.OI
0.0310.0!
-O.OI0.0310.0310.0[
0.031O.OIO.OI0.01
I
-77-
DMS V3.861E.E.A.
10/10/9619:06:25
AC LOAD-FLOW RESULT
SubstationVbase :
PELTLEO13.2 V
Mode : Network (LFlow)20/09/96 - 03:00:00
Injector : PATATE FASE B
LossP:P:
Pclefs UsecíRESULTS
124.4 kW0.4 kW
REGO-1B
Q:Q:
*REG01-08
41.5 kVAr0.7 kVAr
*REGÍ3-18
Node K
PATATEPAB1PAB1PAB3PAB3PAB3PAB6PAB1PAB8PAB8PAB11PAB11PAB13PAB13
• PAB-15PAB15PAB13PAB18FAB19PAB19PAB19PAB22PAB22PAB18PAB25PAB25PAB27PAB28PAB30PAB30PAB28PAB27
I PAB8
Node M
PAB1PAB2PAB3PAB4PAB5PAB6PAB7PAB8PAB10PAB11PAB12PAB13PAB14FAB15PAB16FAB17PAB18PAB19FAB20PAB21PAB22PAB23PAB24PAB25PAB26PAB27PAB28PAB30PAB31PAB32PAB33PAB29PAB9
In IP
124.419.154.84.12.745.345.346.21.7
• 44.11.7
42.30.05.62.41.0
36.75.41.00.72.71.01.7
31.31.7
28.627.69.13.44.012.51.00.3
Q 11
41.516.31
18.111.310.9114.9114.9115.310.61
14.510.61
13.91O.OI1.810.810.31
12.111.810.310.210.910.310.61
10.310.6!9.419.113.0!1.111.314.110.310.11
1
Lo.P 1
10.17|O.Oi
0.031O.OIO.OI
0.0310.0310.031O.OIO.OIO.OI
0.031-0.010.01O.OiO.OiO.OIO.OIO.OIO.OIO.OI0.0]O.OiO.OIO.OIO.OI
0.031O.OIO.OI0.01O.OIO.OI0,01
1
33 I
Q 11
0.4310.01
0.031O.OiO.OI0.0310.0310.1310.0!0.03!O.OI
0.031-0.01O.OIO.OiO.OIO.OIO.OI"O.OIO.OIO.OIO.OI0.01O.OiO.OI0.01O.OI0.0!O.OIO.OI0.01O.OIO.OI
I
-78-
DMS V3.861E.E.A.
10/10/9618:49:41
AC LOAD-FLOW RESULT
SubstationVbase :
PELJLEO13.2 V
Mode : Network (LFlow)20/09/96 - 03:00:00
Injector : PATATE FASE C
Load : F:Loss : P :
Pdefs Used :RESULTS
197,4 kW1.7 kW
REGO-1C
Q:Q:
*REG03-10
65.9 kVAr1.6 kVAr
* REGÍ 4 -19
Node K
PATATEPACÍPAC2PAC2PACÍPAC3PACIÓPACIÓPAC 12PAC 12PACÍ 4PACÍ 4PACÍ 6PAC 16PACÍ 4PACÍ 9PAC20PAC20PAC20PAC23PAC23PAC25PAC25
I PAC34PAC34
1 PACÍ 9PAC26PAC26PAC28PAC28PAC3PAC3PAC5PAC5PAC5PAC8
Node M
PACÍPAC2PAC31PAC32PAC3PACIÓFAC11PAC 12PACÍ 3PACÍ 4PACÍ 5PACÍ 6PAC17PAC 18PACÍ 9PAC20PAC21PAC22PAC23PAC24PAC25PAC33PAC34PAC35PAC36PAC26PAC27PAC28PAC29PAC30PAC4J?AC5PAC6PAC7PAC8PAC9
In 1P
197.4103.667.526.393.646.91.845.01.8
43.20.01.10.01.1
42.133.10.01.131.90.731.23.916.85.76.09.05.42.51.41.18.338.40.04.1
30.127.6
"lowQ
65.934.222.38.731.115.60.614.90.614.20.00.40,00.413.910.90.00.410.50.210.31.35.51.92.02.91.80.80.50.42.712.60.01.49.99.1
Loss 1P 1 Q 1
1 I0.231 0.610.67| 0.3310.41 0.2|0.07| 0.0310.031 0.13]0.031 0.1310.0! 0.01
0.071 0.0310.0! 0.010.0! 0.01
-0.01 -0.010.01 0.01
-0.01 -0.0!0.01 0.010.01 0.0!
0.031 0.01-0.01 -0.010.01 0.0!0.01 0.010.01 0.0!0,17| 0.110.01 0.01
0,031 0.0310.01 0.0!0.0) 0.010.01 O.Ot0.0! 0.010.0! 0.010.01 0.010.01 0.0!0.01 0.010.0! 0.01-0.0! -0.010.01 O.Oi0.0! 0.010.01 0.01
I t
-79-
Los cuadros anteriores muestran los flujos y las
pérdidas de potencia en cada rama y por cada fase para
demanda mínima del alimentador en estudio, los cuales se
obtuvieron del programa DMS. Además se pueden observar
datos como/ el nombre de la subestación y del
alimentador analizado, la fecha y hora para la que se
corrió el flujo de potencia, el voltaje nominalf los
registradores que se instalaron en la línea, los flujos
y pérdidas de potencia totales del alimentador.
A continuación se puede observar los diagramas
uñifllares de cada fase del alimentador, que muestran
los flujos de corriente en., cada rama para demanda mínima
del mismo, estos diagramas se obtienen del programa DMS.
-80-
00
U
03/1
2/96
08
:40
20/0
9/96
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0.1
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10/10/9619:15:27
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Node K
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In IP
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(LFlow)00:00
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-84-
DMS V3.861E.E.A.
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AC LOAD-FLOW RESULT
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1
-85-
DMS V3.861E. E. A.
10/10/9619:00: 10
AC LOAD-FLOW RESULT
Substation : PELILEO Mode :Vbase : 13.2 V
Network (LFlow)20/09/96 - 1
! Injector : PATATE FASE! •
Load : P: 228.4 kW Q:Los s : P: 2.3 kW Q:Pdefs Used : REGO-1C *REGQ3-10RESULTS
Node K
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*REG14-19 *
Node M ! In IP
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-86-
Los cuadros anteriores muestran ios flujos y las
pérdidas de potencia en cada rama y por cada fase para
demanda media del alimentador en estudio, los cuales se
obtuvieron del programa DMS. Además se pueden observar
datos como,. el nombre de la subestación y del
alimentador analizado, la fecha y hora para la que se
corrió el flujo de potencia/ el voltaje nominal, los
registradores que se instalaron en la linea, los flujos
y pérdidas de potencia totales del alimentador.
A continuación se puede observar los diagramas
unifilares de cada fase del alimentador, que muestran
los flujos de corriente en cada rama para demanda media
del mismo, estos diagramas se obtienen del programa DMS.
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DMS V3.861E.E.A.
10/10/9619:16:53
AC LOAD-FLOW RESULT
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"lowQ
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-0.01 -O.OI0.37| 0.310.61 0.31O.OI 0.01
0,531 0.27|O.OI O.OI
0.031 0.0310.07| 0.031
1 1
DHS V3.861E.E.A.
10/10/9619:10:21
AC LOAD-FLOW RESULT
SubshationVbase :
PELILEO13.2 V
Mod e : Networ k {LF1 ow)20/09/96 - 19:30:00
Injector : PATATE FASE B
Load : P:Loss : P:
Pdefs Used :RESULTS
295.8 kW2.3 kW
REGO-1B
Q: 100Q: 4
*REG01-03
.7 kVAr
.3 kVAr
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. - PAB22PAB18PAB25PAB25PAB27PAB28PAJ330PAB30PAB28
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-0.01 -0,010.0! 0,010.01 O.Oi0.01 O.OI0.07| 0.0710.01 O.OIO.OI O.OIO.OI O.OIO.Oi O.OIO.OI O.OI0.0! 0.0!0.1| 0.07|O.OI O.OI0.07| 0.0310.21 0.17|
0.031 O.OiO.OI O.OIO.OI 0.01
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1 1
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10/10/9619:02:30
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I Injector : PATATE1
LoadLoss
Pdefs
: P: 568. 7 kW Q:: P: 14.6 kW Q:
Used : REGO-1C *REG03-10
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*
FASE
kVArkVAr
C 11
REG14-19 4-
RESULTS
1I1t11111111I111!111111111111111i1i11111
Node K
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1
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I
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0.
Loss11
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-93-
Los cuadros anteriores muestran los flujos y las
pérdidas de potencia en cada rama y por cada fase para
demanda máxima del alirnentador en estudio, los cuales se
obtuvieron del programa DMS. Además se pueden observar
datos corno, el nombre de la subestación y del
alimentador analizado, la fecha y hora para la que se
corrió el flujo de potenciar el voltaje nominal, los
registradores que se instalaron en la linea, los flujos
y pérdidas de potencia totales por cada fase del
alirnentador.
A continuación se puede observar los diagramas
unifilares de cada fase del alimentador, que muestran
los flujos de corriente en cada rama para demanda máxima
del mismo, estos diagramas se obtienen de.1 programa DMS.
-94-
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0083
0196
9
Los cuadros anteriores muestran los flujos y las
pérdidas de potencia en cada rama y por cada fase para
demanda máxima del alimeritador en estudio, los cuales se
obtuvieron del programa HECHO. Además se muestra las
pérdidas totalos de cada fase del alimentador.
A continuación se puede observar los diagrama?
unifilares de cada, fase del alimentadorf que muestran
los flujos de corriente en cada rama para demanda máxima
del mismo, estos se obtienen del programa HECHO.
-101-
OaS
SMV
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13.2 KV
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0.183MVA
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O.QD5MVA
Q.OQ7MVA
0.046MVAJ
Q.043MVA
O.D13MVA
O,Q32MVA
O.QQ8M. VA
SÍMBOLOS!A
RED AEREA MONOFÁSICA A.T.FASE A
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
NC
NORHALMENTE CERRADO
NA
NORMALMENTE ABIERTO
NODO 1
0.02
7MV
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4 O
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6MV
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VA
0.003MVA
0.023MVA
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0.003MVA
0.017MVA
30
0.004MV/A
IC 0.004MVAJ
D.OÜ9HVA
0.005MVA
27a
FASE A
DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
RAÚL PARRA
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13.2KV
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0.337MVA
5/E PELILEO
MVA O.Í4J.HVA
0.20ÜMVA
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0.005MVA
0.049MVA
OMVft
.038HVA
11a
0.03SMVA
SIMBOLOGIA
RED «EREft MONOFÁSICA A.T.FASE C
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
NC
NORMALMENTE CERRADO
NA
NORMALMENTE ABIERTO
i
NODO í
O.Í35MVA
NC
.002MVA
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OMVA
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3.007MVA
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0.004MVA
C.018MVA
0.012MVA
O.OSMVA
0.017MVA
• FASE
C
DIAGRAMA UNIFILAR - PRIMARIO PATATE
RAÚL PARRA
De los resultados de p^rdlda.^ de potencia, se tiene qi.K--:
Pp = 20 KW (demanda máxima)
%Pp - Pp/Ptotal(del flujo)
%Pp - 20/1160.3 M.OO
%Pp = 1.64%
De aqui se procede a calcular la energía de pérdida:-?
anual, aplicando la siguiente fórmula:
dónde,
Fls Factor de pérdidas de carga
T Tiempo
Pp Potencia de pérdidas
Fls - AFc 4- (l-A)FcA2
dónde,
Fe Factor de carga
A Constante (0.15)
Fe - E/{T*Dmáx)
dónde,
E Energía demandada
T Período de tiempo
Dmáx Demanda máxima
En el alimentador Patate, el factor de carga es 48.8%
aproximadamente.
Datos proporcionados por la Empresa Eléctrica Ambato.
Por lo que la energía de pérdidas anual es de:
Ep » 48289.044 Kwh/afio
-105-
De acuerdo al programa de flujo.? de potencia DMS 3e
tíene que las pérdidas de potencia a la hora pico
alcanzan el 1,64%, lo que quiere decir que el
alimentador se encuentra en condiciones operativa.-
aceptables, ya que las pérdidas de potencia en primarl-s
de distribución está en el orden del 5% al 7%. Este dato
es proporcionado por la Empresa Eléctrica Ambato.
De acuerdo al programa de flujos HECHO se tiene que las
pérdidas de potencia a la hora pico alcanzan el If51%,
lo que quiere decir que este programa si es confiable,
aunque sea muy demoroso el aplicarlo.
Este porcentaje de pérdidas se puede mejorar si se
balancea la carga del alimentador.
De acuerdo a las pérdidas de potencia del primario, la.s
pérdidas de energía son de 48289.044 Kwh/año.
Para hallar el porcentaje de pérdidas de energía,
primeramente se halla la energía demandada por
alimentador, la cual se calcula integrando la curva de
potencia de demanda para un dia típico, la cual se
muestra en la figura 3.1.3m.
Por tanto esta energía demandada es : 4,790,535.040
Kwh/Afío.
Y por ende el porcentaj e de pérdidas de energía es del,
1;* 01% el mismo que está dentro de los límites
aceptables, que es aproxi.madam.ente del 5.7%. Datos
proporcionados por la empresa Eléctrica Ambato.
-106-
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3.1.4
El objeto de analizar la demanda del pasado es el de
determinar el grado de desarrollo eléctrico de la zona
en estudio mediante la obtención de Índices de consumo
que permita comparar con otras zonas.
Este análisis de la demanda es de vital importancia, en
razón de que permitirá diagnosticar el estado de la
electrificación, y permite así mismo imponer metas de
desarrollo eléctrico.
Las proyecciones de demanda, dependiendo de su exactitud
puede dividirse en 3 tipos:
© Proyecciones a corto plazo. (1 a 3 años)
© Proyecciones a mediano plaso. (4 a 10 años)
• Proyecciones a largo plazo, (más de 10 años)
Las proyecciones a corto plazo pueden considerarse
relativamente exactas si se ha dispuesto de l.^í
información necesaria,
Para períodos de 4 años hasta 10, hay información
parcial acerca de los programas de desarrollo lo cual no
permite proceder con la misma exactitud que el anterior,
pero a pesar de esto es posible tener una idea de la
tasa de crecimiento de los consumos.
Para períodos mayores de 10 años, no es posible preveer
la tasa de crecimiento de los consumos, razón por la
cual se toma la tasa media de los 3 o 4 últimos años (6
al 10), y con esto se proyecta los 10 ó 20 años
-108-
siguientes.
En cualquiera de los casos siempre se estudiará una
curva de demanda que obedezca a una tasa de crecimiento
máxima y otra que corresponda a una tasa de crecimiento
mínima. De entre estas dos se analizará una media, que
se la considera la más probable de producirse en el
futuro.
En la curva máxima se consideran todos los proyectos que
estén planificados y que impliquen un cosumo de energía;
y la curva mínima corresponderá básicamente a una
proyección con la misma tasa de crecimiento del pasado.
En lo que respecta al alimentador Patata, la proyección
de la demanda se realiza de acuerdo a datos
proporcionados por el departamento de planificación de
la Empresa Eléctrica Ambato, ya que no se puede realizar
con el programa DMS, debido a que éste solo realiza
proyecciones de carga para una semana siguiente/ lo cual
no:es de interés para este análisis.
El alimentador Patate tiene una demanda máxima de
1120.22.Kw. y una tasa de crecimiento del 4.2%, entonces
se realizará una proyección de la demanda a 10 años, que
es la vida útil del alimentador, ya que éste fue
cambiado de conductor hace dos años. Para la proyección
de la demanda, se utiliza la fórmula siguiente:
Pf * Pd(l+i)An
dónde,
-109-
Pf Potencia proyectada
Pd Potencia de demanda
i Ta:ja íie cr(:>:;.im L<-.>nt..o do I. aJ j .moni, ador
ti Vid,"i ú t i l del a.l.j montador
Pf - 1690.36 Kw
3.2 ANÁLISIS DEL PRIMARIO EN CONDICIONES DE FALLA.
En el análisis del primario en condiciones de falla se
consideran dos puntos como son:
1. Cortocircuitos.
2. índices de Conflabilidad.
El análisis de cortocircuitos del primario Patate se
realiza mendiante el programa COURCI que se encuentran
implementado en la Empresa Eléctrica Ambato.
Para este programa, se necesita de las impedancias de
secuencia positiva y cero de los ramales del alimentador
en por unidad y del transformador de la subestación.
3 9 1 1• f~ . JL. J.
El cálculo de las impedancias de secuencia se realiza de
acuerdo a la estructura mostrada en la figura 3.2.1a.
-110-
3.2.la
La impedancia de secuencia positiva (Zl) se calcula de
la siguiente manera:
Zl - Re + jO.1736 f/60 * logfDMG/RMG) ohmios/Km (1)
DMG « (D12*D23*D31)Al/3
Donde:
f = Frecuencia (Hz).
DMG * Distancia media geométrica.
RMG - Radio medio geométrico.
Re = Resistencia del conductor.
Nota: La impedancia de secuencia positiva no tiene
relación con el neutro, es decir que puede o no existir
neutro y les resultados son los mismos.
Para un sistema "multiground77 se tiene las siguiente;
fórmulas:
Zo = Zo(a) - ZoA2(a.g)/Zo(g¡ (2)
Zo{a)-Ra + 0.2853f/60 -f J0.8382f760 + log (DtA2/RMGeq (a ]
-111-
ohms/milla (3)
Zo(g)=3Rg/n + 0.2858f/60 + jO.8382f/60*log(DtA2/RMGeq(g)
ohms/milla (4)
Zoía.g) = 0.2858 + J0.8382f/60 + log (DtA2/DMGeq(a.g)
ohms/milla (5)
RMGeq(a) = (RMG(a)*DMGA2)Al/3 (pies)
DMG(a) - (D12*D23*D31)Al/3 (pies)
RMGeq(g) - K*rg
DMGeq(a.g) - (Dlg*D2g*D3g)Al/3 (pies)
DtA2 = 2160 (p/f)Al/2 (pies)
Donde:
Ra = Resistencia del conductor de fase (ohmios/milla).
Rg = Resistencia del conductor neutro (ohmios/milla).
Dlg,D2g/D3g = Distancias de cada fase al neutro (pies).
So (a) - Impedancia propia de secuencia cero del circuito
trifásico.
Zo(g) = Impedancia propia de secuencia cero del
conductor neutro.
Zo.(a.g) - Impedancia propia de secuencia cero entre
fases y neutro.
Zo - Impedancia total de secuencia cero.
RMG(a) = Radio medio geométrico del conductor de fase.
rg = Radio del conductor neutro.
n - Número de conductores del neutro.
p - Resistividad (ohmios*metro).
f = Frecuencia (Hz).
-112-
Para el caso en que fueran redes sin neutro corrido, no
se toman en" cuenta las fórmulas (4) y (5) y aquellas que
con estas se relacionen. En el cuadro 3.2.1a las
impedancias de secuencia positiva y cero/ de la
configuración del circuito, además de los calibres del
conductor del primario de distribución. En la figura
3.2.Ib se muestra el diagrama unifilar del primario de
distribución.
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0.54 0.3
0,1
0.76 0.3
5.2 4 1.6
1.18
0.26 0.1
0.9
0.1
0.2
0.44
0.88
0.14
0.28 0.2
0.4
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0.7
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0.46 0.1
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0.27
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6 + j
1.4
61
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U)
13.2 KV
•SNC
XNC
S/E PELILEO
10
SIMBOLOGIA
RED AEREA TRIFÁSICA A.T.
RED AEREA BIFÁSICA A.T. FASES A
RED AEREA MONOFÁSICA A.T.FASE A
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
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PORTAFÜSIBLE
"~ *~
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO BARRA
NC
NORMALMENTE CERRADO
NA
NORMALMENTE ABIERTO ,
~T
NODO 1
30.
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30
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RR
A"echa December
3, 1996 oja;
Una vez corrido el programa COURCI, se obtienen los
cortocircuitos en todo el alimentado!', tanto para fallas
monofásicas como trifásicas, estos se muestran en el
cuadro 3.2.Ib. Del análisis de cortocircuitos del
alimentador se escogen ] os ccrto-rí.rcuitos máximo y
mínimo, tanto de fallas monofásicas como trifásica;?
presentadas • en cada nodo, los cuales servirán para la
coordinación y calibración del UPD con el resto de
unidades de protección de la subestación.
NODO01234567891011121314151617181920212223242526272829
FALLA MONOFÁSICA (KA)3.53922.21311.64561.58941,41591.31141.37961.17591.09250.7930.46320.68330,58310.66820.65920.59280.58520.57770.63280.56490.55530.54590.5510.52520.40960.58310.54590.55420.54760-5214
FALLA TRIFÁSICA (KA)3.002.331.931.891.751.651.711.531.441.120.671.000.860.980.970.880,870.860.930.840.830.820.820.790.620.870.820.830.820.79
En la figura 3.2.le se muestra los cortocircuitos en
cada nodo del alimentador Patate.
-116-
H W Ni
H O
13.2 KV
NA
5/E PELILEO
11.4A
1890
A1S
89.4
A
B
x
14I5
T5A
10
SIMBOLOGIA
RED AEREA TRIFÁSICA A.T.
RED AEREA BIFÁSICA A.T. FASES A y C
RED AEREA MONOFÁSICA A.T.FASE A
RECONECTADOR CON UNIDAD
DE PROTECCIÓN DIGITAL
INTERRUPTOR
í<_
PORTAFUSIBLE
SECCIONADOR
SECCIONADOR TIPO SARRft
NC
NORMALMENTE CERRADO
NA
NORMALMENTE ABIERTO
\O 1
30
FAL.
LA
30W
F
ALL
A
10
12
??
NC
V
rrs A
,18
* **564,
1315
ifi.
NC
s
%9
TX
A
2 B
DIA
GR
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A
UN
IFIL
AR
-
PR
IMA
RIO
P
AT
AT
EF
orm
Ds
s-n
o:
RA
ÚL
PAR
RA
Fech
a
Dec
embe
r 3,
1996¡H
oja
:
La Subestación Pelileo tiene protecciones a nivel del
Totalizador de íS9 KV, y a nivel del alimentador Patate,
se tenia anteriormente como protección únicamente un
reconectador con bobina de disparo. Este re-conectadcr
por su característica muy sensible se desconectaba
inclusive por variaciones de carga, tenia una hob.i na de
50 amperios, operando al doble de su capacidad, por lo
que siempre se presentaban problemas de desconexión del
mismo sin deberse a fallas propias del alimentador/
además no existia coordinación con las protecciones del
totalizador a 69 KV; por lo que este equipo no era
confiable para el presente primario que tiene carga
rural/ ante lo cual, eran los relés del totali 2ador los
que actuaban, produciéndose la salida de toda la
subestación.
Otras de las razones por la que se decide cambiar de
reconectador son:
* Este reconectador podía soportar un nivel de
cortocircuitos de hasta 3 KA.
® El equipo es muy sensible a variaciones de carga.
Por las razones expuestas se cambia de reconectador, a
un equipo que contiene una unidad de protección digital,
la que sirve como unidad de protección del alimentador,
además de ser también registrador de eventos y de carga,
lo cual garantiza una mejor protección para el
alimentador, ya que se puede proteger todo el
-118-
alimentador y además coordinar con las protecciones del
totalizador y finalmente la posibilidad de contar con
datos de corriente confiables. Además este nuevo
reconectador soporta niveles de cortocircuito de hasta 8
KA.
De acuerdo al cuadro de cortocircuitos, se puede
observar que el cortocircuito máximo y mínimo en una
falla monofásica es 3539.2 A y 409,6 A respectivamente,
en cambio para una falla trifásica es de 3000 A y 620 A
respectivamente/ por lo que el equipo anteriormente
mencionado no tendrá problemas.
A continuación en el cuadro 3.3.4a se muestran datos de
cortocircuitos monofásicos y trifásicos a nivel de
barras de 13.2 KV de otras subestaciones del sistema de
la Empresa Eléctrica Ambato.
SUBESTACIÓNATOCHABAÑOSBATAN
HOSPITALHUACH-ILORETO
MONTALVOORIENTEPENÍNSULA
PUYOSAMANGA
ALIMENTADOR PATATE
FALLA MONOFÁSICA (MVA)100.19742.35453.32533.129131,63175.48365.946140.688139.06239.43863.84384.594
FALLA TRIFÁSICA (MVA)87/96045.41495.37054.258114.492121.90260.473159.906108.51647.61358.08271.707
3.3.4a
De.este cuadro se puede ver que el alimentador Patate de
la Subestación Pelileo tiene niveles de cortocircuito
intermedios comparados con las demás subestaciones. Lo
que quiere decir que son niveles manejables, además como
el alimentador va a ir creciendo en carga y con la
posibilidad de una transferencia de carga/ no se va a
tener inconvenientes con el equipo de protección.
3 2 2«j + £-*&,
El objetivo es el fijar índices y procedimientos que
permitan medir la calidad de servicio prestado por la
Empresa Eléctrica Ambatcf en lo que se refiere a las
interrupciones de suministro producidas en el sistema de
distribución, en este caso para el primario Patate.
3 2 2 1*í •&•«•»••&>
Para medir la continuidad del servicio prestado por las
empresas de energía eléctrica a sus consumidores, serán
adoptados índices que se basan en las interrupciones de
suministro ocurridas en sus sistemas de distribución*
El efecto que producen las interrupciones del suministro
sobre los consumidores, está relacionado principalmente
con la frecuencia de las interrupciones y por su
duración.
En cuanto a la duración, es oportuno observar lo
siguiente:
Caracteriza el tiempo en el cual la empresa coloca
-120-
sus recursos y facilidades para recuperar el
sistema de suministro, y minimizar la interrupción
del servicio a sus consumidores.
Duración total de las interrupciones.
Caracteriza elttiempo total en que los consumidores
fueron afectados por las interrupciones de servicio
durante el periodo considerado. Este efecto
involucra la frecuencia y la duración de cada
interrupción/ se trata por lo tanto de un efecto
totalizador.
Los Índices de frecuencia y duración mencionados
anteriormente, serán evaluados:
Bajo el punto de vista del consumidor.
En este enfoque los consumidores no son
diferenciados, y son tratados en forma idéntica
para evaluar los índices de continuidad de
suministro.
En consecuencia, los índices para evaluar la continuidad
de suministro son los siguientes:
Es el número de interrupciones que afectaron, en
promedio, a cada consumidor del sistema en análisis,
durante el período considerado.
Fm - SUM Ca(i)/Cs
-121-
en que:
Ca(i): Número de consumidores afectados en la
interrupción(i)
Cs : Número total de consumidores del sistema en
análisis.
(i) : Número de orden de las interrupciones ocurridas/
que varia de 1 a n.
b) Duración Media de las Interrupciones
Es el periodo de tiempo que, en promedio, cada
consumidor afectado por la interrupción queda privado de
suministro de energía eléctrica.
De = SUM Caíi)xt(i)/ SUM Ca(i) (horas)
en que:
T(i): Tiempo de duración de la interrupción (i).
Es el período de tiempo que, en promedio, cada
consumidor del sistema en análisis quedó privado del
suministro de energía eléctrica, en el período
considerado.-
Te = SUM Ca(i)xtfí)/Cs (horas)
donde los componentes de la expresión son los mismos
definidos anteriormente.
-122-
Los índices mencionados pueden ser interpretados con ios
siguientes alcances:
FRECUENCIA: Caracteriza la vulnerabilidad del
sistema frente al medio ambiente/ degradación del
sistema por envejecimiento y/o falta de
mantenimiento adecuado, etc. Generalmente ésto está
relacionado con el nivel de inversiones de la
empresa.
DURACIÓN MEDIA: Está íntimamente ligada a los
recursos humanos y materiales, así como a las
facilidades existentes para recuperar el sistema
después de cada interrupción (vehículos,
comunicación, entrenamiento y calidad del personal,
instrumentos y métodos de trabajo, etc.). En
general son factores re] aciouados con el nivel de
gastos realizados.
TIEMPO TOTAL: Es un indicador gerencia! y comprende
a los dos anteriores por la siguiente expresión: T
= FxD.
3.2.2.3 CMiCULO DE LOS ÍNDICES DE INTERRUPCIONES.
Para el cálculo de los índices, deberán considerarse
todas las interrupciones del sistema de duración igual o
superior a tres minutos, cualesquiera que sea el origen
de ellas.
-123-
Las interrupciones de suministro se clasificarán en :
PROGRAMADAS: Son aquellas interrupciones que
resultan de retirar deliberadamente del servicio un
componente, por un tiempo preestablecido/
normalmente , con fines de construcción o
mantenimiento. Los consumidores afectados son, en
general, previamente avisados.
FORJADAS: Son todas aquellas interrupciones que no
se encuadran en la definición de programadas.
El cálculo de los índices de interrupciones para el caso
del alimentador Pata te se lo hizo por medio de un
programa de Índices de interrupciones que se encuentra
implementado en la Empresa Eléctrica Ambato, para el
cual se necesita: la causa de la falla/ el número de
maniobras y el tiempo de interrupción.
Estos Índices son calculados bajo el punto de vista del
consumidor.
En los cuadros 3.2.2a y 3.2.2b se detallan todas las
interrupciones ocurridas en los años 1994-1995, y en el
cuadro 3.2.2c sus índices de interrupciones.
-124-
PKT. AT.TMKNTADOR PATATK
Año: 1994
FECHA
12-En*
30-Ene
16-Fefc
3-Abi
17 -May
4-Jul
14-Jul
16-Jul
18-Jul
3-Ago
3-Ago
4 - Aqo
5-Ago
21 -Age22-Ago
2 4 -Age
25-Agc
1-pct16-Oct.
RAZÓN DE LA
DESCONEXIÓN
MANTENIMIENTO
CORTOCIRCUITO
REPARACIÓN EN PATATE
DESCONOCIDA
REPARACIÓN EN PELILEO
DESCONOCIDA
INSTALACIÓN EN A.T.
DESCONOCIDA
REPARACIÓN EN A.T.
REPARACIÓN EN A.T.
REPARACIÓN EN A.T.
CAMBIO DE TRAFO
DESCONOCIDA
REPARACIÓN EN A.T.
DESCONEXIÓN SOLICITADA
DESCONEXIÓN SOLICITADA
REPARACIÓN EN A.T.
DESCONOCIDA
FALLA
HORADESCONEXIÓN
10H:00
09H:0015H:n0
13H:10
14H:5017H:20
16H:00
9H:35
12H:00
0?H:10
15H.-25
11H:50
11H:20
12H:45
10H:20
IGHiBO
13H:05
14H:10
1"H:20
HORA
CONEXIÓN
13H.-ÜO
11H:00
16H:00
13H:25
J5H:00
17:35
16H:50
9H:55
13H:00
09H:25
15H:30
12H:05
11H:40
12H:50
11H:10
13H:10
13H:13
14H:30
17H:25
# DE
OPERACIONES
1
6
8
917
13
5
691015i£.
6
1
1
3
141
118
3.2.2a
-125-
DESCONEXIONES ALIMENTADOR PATAJE
Ano: 1995
FECHA
2 -En e6-Feh
19-Mai20 -Msi
20-Abr14 -May30-Mai31 -May
12-Jur14-Jun9-Jul
27-Jul
4 -Ago5-Aqo12-Nov13-Ño528-Dic
RAZÓN DE LA
DESCONEXIÓN
MANTENIMIENTO CON EY-FASS
DESCONEXIÓN SOLÍ ri TAPA
INSTANTÁNEO. NEUTRO
DESCONEXIÓN SOLICITADA
DESCONEXIÓN SOLICITADA
INSTANTÁNEO NEUTRO
DESCONEXIÓN SOLICITADA
DESCONEXIÓN SOLICITADA
TEMPORIZADO FASE B
CERRAR CUCHILLAS
TEMPORIZADO FASE C
TRABAJOS EN A,T.
•DESCONEXIÓN SOLICITADA
REPARACIONES EN A.T.
INSTANTÁNEO NEUTRO
MANTENIMIENTO
DESCONEXIÓN SOLICITADA
HORA
DESCONEXIÓN-
1ÜH:50
15H:20
20H:30
10H:3Q
0?H:00
19H:15
09H:00
09H:15
10H:10
15H:30
15H:05
11H:00
10H:55
15H:30
13H:35
11H:10
09H:30
HORA
CONEXIÓN
11H:15
15H:40
20H:35
10H:40
09H:05
19H-.30
16H:20
09H:20
10H:20
15H:35
I5H:15
11H:35
11H:00
15H:40
13H:55
11H:15
Ü9H:50
* DE
OPERACIONES
i
1
1
4
1
1
1
11
1
217
1
i»
1
1
3.2.2b
Los cuadros anteriores muestran las desconexiones del
alimentador Patate ocurridas en los años 1994 y 1995,
esto es fecha que ocurrió la desconexión, razón de la
desconexión, hora de desconexión y conexión y el número
de operaciones que se tuvo al poner en funcionamiento el
alimentador.
El cuadro siguiente muestra los índices de
interrupciones calculados para los años antes
mencionados, esto es, frecuencia media, duración media y
tiempo total de interrupciones por consumidor.
-126-
Año
1994
1995
1
FORS.
19
16
ña
PROS.
0
1 .
DC (H
FORZ.
0. 611
0.214
oras)
PROG.
0
7.33
Te (H
FORS.
11.62
3.42
oras)
PROG.
0
7.33
NUMEKO TOTAL DE
CONSUMIDORAS
1440
1786
3.2.2a
De acuerdo a los datos de confiabilidad presentados en
el año 94 en donde no se encontraba instalado aún el
nuevo reconectador, y datos del año 95 en donde ya se
ejecutó el cambio de equipo (reconectador incluido
equipo de protección digital UPD), se hará una
comparación para ver los beneficios que se ha tenido con
el e q u i po n u e vo.
De acuerdo al tipo de desconexiones que se ha tenido,
estas son de Origen Interno (todas aquellas
desconexiones ocurridas en los componentes
pertenecientes al Sistema de Distribución en análisis)
como se puede observar en el cuadro 3.2.2a y 3.2.2b.
De los resultados que se obtuvo en el cuadro 3.2.2c se
concluye que:
® El número de interrupciones Efrí que afectaron en
promedio a cada consumidor del sistema en análisis es
menor en el año de 1995 en relación a 1994.
-127-
© El período de tiempo Te que en promedio cada
consumidor del sistema en análisis quedó privado del
suministro de energía eléctrica es menor en el año de
1995 en relación a 1994.
F.sta disminución orí oí nimioj o do interrupciones y f;l
tiempo fuera' de servicio se debe a que en 1994 se tenia
como equipo de seco ion amiento de todo el alirnentador al
reconectador con bobina de disparo mencionado
anteriormente. Todas estas fallas debidas al
reconectador se encuentran identificadas en el cuadro
3.2,2a como fallas por causa desconocida.
En cambio en 1995 en adelante se tiene como protección
del alimentador, un reconectador con equipo de
protección digital con el cual se eliminan todos los
problemas que se tenía con el reconectador antiguo, por
lo que este equipo es más confiable.
En el cuadro 3.3.5a se presentan datos de índices
Generales de Interrupciones de empresas de otros países,
tomando como base al consumidor.
EMPRESA
CEMIG
ELFEC SAM
EEASA
ALIMENTADOR
P ÁTATE
PAÍS
BRASIL
BOL I VI 7;
ECUADOR
ECUADOR
CONSUMIDORES
3432647
1199S6
92183
1736
Rn
Fors.
4.24
1 .99
15.22
16
Prog.
1.59
0.72
0.99
1
D
Forz.
1.59
1.49
0,99
0.215
Prog.
2.50
1.56
0.52
7.33
...
Te
Fors.
6.73
2.9*7
15.06
3.42
Prog.
3.98
1.12
0.51
7,33
CUADRO 3.3.5a
-12S-
De acuerdo a este cuadro se puede ver que el al.imentador
Patate tiene los índices Generales de Interrupciones
bajo la base del consumidor, más altos que las otras
empresas pese a ser un sistema con un número bajo de
consumidores comparado con las demás empresas, lo cual
debería ser al contrario ya que un sistema pequeño como
es el alimentador Patate, no tendría que presentar
muchos problemas de interrupciones y ser más confiable,
en comparación con los otros sistemas que son mucho más
grandes, los cuales deben tener más problemas de
interrupciones, pero como se ve en los resultados esto
no ocurre y son estos sistemas grandes los que son más
confiables del que se esta analizando.
3.3 DIAGNOSTICO DEL ALIMENTADOR.
El calibre de conductor del tronco principal del
alimentador Patate era cable de aluminio ACSR #2 AWG,
pero debido a la creciente demanda en el alimentador,
pérdidas, caídas de voltaje, se ha cambiado a cable de
aluminio ACSR #266 MCM, esta actividad se realiza en
base al diagnóstico del primario, en la que se concluye
que es necesario el cambio del conductor considerando
principalmente el tronco del primario.
Este alimentador tiene como datos principales los
siguientes:
Imáx =* 80 amperios (corriente máxima)
-129-
fe = 0.488 (factor de carga)
fp = 0.95 (factor de potencia)
Vn -= 13,2 Kv (voltaje nominal)
Potencia instalada - 3235 Kw
Potencia demandada --• 1120.22 Kw'
La carga del aliment-ad^r Petate en su mayoría es rural,
debido a que existen pocas industrias* Además en la
figura 3.3a se muestra como se encuentra el alimentador,
en cuanto a sus corrientes totales, las mismas como se
pued':j observar, las fases A y B tienen la misma *~arqa
aproximadamente, lo que no sucede con Ja fase C, La cual
tiene mucho más carqa que las otras fases, lo que quiere
decir que el sistema es desbalanceado.
En cuanto a caídas de voltaje y pérdidas de potencia y
energia, estas están dentro de los limites normales
permitidos por las guías de la Empresa Eléctrica Anibato,
esto es que las caídas de voltaje son menores al 6%
permitido/ las pérdidas de potencia son menores al 7%
permitido y las pérdidas de energía son menores al 5.7%
permitido.
En relación a la demanda, se tiene una potencia de
demanda de 1120.22 Kw y se prevee que en 10 años se
tendrá una potencia de demanda de 1690.365 Kw, puesto
que la tasa de crecimiento del sector es del 4.2 %.
Con la cargabilidad de la linea no se tiene problemas
puesto que la carga máxima del alimentador es de 80
-130-
amperios y el conductor principal soporta una conducción
de 355 amperios/ y además en el futuro (10 años) ,
tampoco habrá problemas puesto que la tasa de
crecimiento del sector es del 4.2%.
Este alimentador tiene niveles de cortocircuito
intermedios, en "comparación con otras subestaciones, lo
que quiere decir que son manejables, además como el
alimentador va a ir creciendo en carga y con la
posibilidad de una transferencia de carga, no se va a
tener problemas con el equipo de protección.
Los Índices de interrupciones en el año 1995 son más
ba j os que en el año 1994, esto se debe a que el
reconectador que incluye un equipo de protección digital
que se tiene actualmente, es más confiable que el que se
tenia anteriormente. Estos índices comparados con otras
empresas son altos, pese a ser un sistema pequeño, que
no debería presentar muchos problemas de interrupciones
y ¡;ser más confiable en comparación con los otros
sistemas que son mucho más grandes.
-131-
fHORA
12345678910H12131415161718192021222324
f. ........ ,_
1MPER]-----ft
18171618172120201 0lo182119161716161825363929252322
OS
8
i?1616171720201918182216151615151825353728242221
K
C
262423242838342926262628222124242648697252484440
* i
JURVA DE CARGA (DÍA TÍPICO)ALIMEHXADQR FATATE
£fiO 50.0DJ
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¿^ : : ¡ í ¡ ; ; :i . t , , .. ,
17 19 21 23
16 18 20 ZZ 2*
]
3.3a
-B2-
3,4 COORDINACIÓN Y CALIBRACIÓN DEL UPD CON LAS
Coordinar los aparatos de protección de sobrecorriente/
quiere decir arreglarlos adecuadamente, a lo largo del
circuito de Distribución, de tal manera que funcionen
para despejar fallas de las lineas de acuerdo con una
secuencia de operación previamente definida. Los
aparato.? de protección de sobrecorriente más comúnmente
utilizados son: Fusibles, Reconectadores,
Seccionalizadores e Interruptores con relés.
Si los aparatos de protección son adecuadamente
aplicados y coordinados, se obtienen las siguientes
ventajas:
• :Se eliminan las salidas del servicio por fallas
transitorias.
® Se reducen la magnitud del área desconectada o sea
disminuyen los usuarios afectados.
• Son de gran utilidad en la localización de fallas,
reduciendo la duración de las interrupciones.
Generalmente, el primer aparato de protección de un
alimentador es un interruptor o un reconectador
localizado en la Subestación. Si el alimentador es
aéreo, el interruptor con frecuencia es acondicionado
con relés de recierre de tal manera que opera de la
-133-
misma manera que un reconectador. Si el alimentador es
subterráneo no se utiliza el recierre.
Cuando parte del alimentador principal o de sus
derivaciones se extienden más allá de la zona de
protección del interruptor o reconectador ubicado en la
Subestación, es necesario instalar equipos adicionales
de protección, generalmente al inicio de las
derivaciones.
Los equipos de seccionalización, de operación manual,
tales como cuchillas desconectadoras montados en postes
o seccionadores fusibles, se instalan en lugares
estratégicos del alimentador principal con los
siguientes fines:
« Aislar la parte fallada de la red para su reparación y
permitir que en la otra parte del alimentador se
restablezca el servicio.
» Dar facilidades para conectar un alimentador a otro
adyacente de forma que se pueda mantener el servicio
eléctrico a la mayoría de usuarios mientras se repara
o se realiza operaciones de mantenimiento en la parte
fallada.
En los circuitos de distribución aéreos/ la mayoría de
las fallas • son de carácter transitorio, como en el caso
del presente circuito considerado. Por ejemplo: fallas
transitorias por contacto de los conductores con ramas
-134-
de árboles, fallas originadas por descargas de ondas de
impulso a través de los aisladores o de las crucetas en
las cuales no fluye corriente sostenida de 60 Hz y por
tanto no operan los aparatos de protección.
Algunas fallas, con flujos de corriente de 60 Hz, son de
carácter transitorio, si el voltaje del circuito se
remueve rápidamente por un corto periodo de tiempo y se
restablece luego que el camino de la falla ha recuperado
un adecuado esfuerzo dieléctrico- Tales fallas pueden
resultar de descargas atmosféricas, contactos con
animales o aves, unión de conductores, etc. Los
reconectadores o interruptores con relés de recierre
hacen la función de desconectar, dan una pausa para
desionizar el camino del arco (tiempo muerto) y
finalmente restablecen el voltaje.
Si la falla ha desaparecido durante el periodo de
"tiempo muerto" la reconexión es exitosa. Si la falla
persiste después de un número preestablecido de
reconexiones, el interruptor o el reconectador se
bloqueará en abierto-
Esto indica que, la función de reconexión, sirve
solamente para fallas transitorias. Si todas las falla
fueran de carácter permanente, el recierre no tendría
validez.'
Para una protección adecuada contra fallas transitorias,
todas las partes del alimentador deberán estar dentro de
-135-
la zona de operación del aparato de recIerre. Esto e.?,
si el reconectador o los relés del interruptor ubicados
en la Subestación, no alcanzan el terminal remoto del
alimentado!", se debe instalar un reconectador adicional
en el mismo.
Las fallas permanentes son aquellas que requieren
reparación, mantenimiento o reemplazo de equipos por
parte del Departamento de Mantenimiento, antes de que se
pueda energizar el circuito fallado. El Sistema de
protección de sobrecorriente es diseñado para
desconectar. , automáticamente solamente la parte del
sistema fallado, de tal modo que, la pérdida del
servicio afecte al menor número de usuarios. El
aislamiento de la parte fallada, se realiza por la
operación de los fusibles, si estos no operan entonces
será el reconectador que esta conectado en el primario
en estudio el cual operará.
Si todas las fallas fueran de carácter permanente, los
fusibles, por su bajo costo, serian la mejor solución
para protección de los alimentadores. En cambio, si
todas las fallas fueran transitorias, los reconectadores
que cubran todo el alirnenhador serian la mejor solución.
-136-
En la práctica, ocurren ambos tipos de fallas, y el
problema es como seleccionar la combinación de aparatos
para obtener los mejores resultados. Para la selección
de un sistema de protección de sobrecorriente, es
necesario considerar muchos factores tales como:
importancia del servicio, número total de fallas per
año, la relación de fallas transitorias con fallas
permanentes, costo para la Empresa de .1 as interrupciones
del servicio, costo de las inversiones, etc.
3 A 1. *k . JL
La Subestación Peíi leo es alimentada por la linea
Totoras-Pelileo a 69 KV, ésta linea proviene de la
Subestación Totoras del SNI, Por lo que para efectos de
coordinación de la Subestación Pelileo y el alimentados
Pa t a t e f el IMECEL da a 1 a. Empresa Eléctrica Ambat o, 1 a
curva de sobrecorriente de la línea Totoras-Pelileo.
Para la coordinación del UPO, se necesita saber cuales
son la 3 protección u1:} de sobrecorriente ex i st ent^-.? en id
sube^t^c.i ón.
La S ufoes tac- i ón Peí i 1 eo t iene prot acciones de
sobrecorriente únicamente a nivel del Totalizador a 69
KV, ya que a nivel de 13,8 KV no existen relés de
sobrecorriente, por lo cual el UPD se coordinará
sol ameni:^* con los relés de sobrecorriente del
-137-
Totalizador a 69 KV.
A partir de la curva dada por INFIEL, se coordina tanto
el Totalizador a 69 KV y el UPD.
La curva del Totalizador a 69 KV, es dada por la Empresa
Eléctrica Arnbato, .sin embargo se analiza todos los
puntos de coordinación,
A partir de la curva dada por INECEL y de la curva del
Totalizador, se busco la curva de sobrecorriente más
adecuada del UPD, de acuerdo a las características que
presentan los relés del UPD, ésta curva debe cumplir con
loa requerimientos mínimo y máximo de protección del
ítlimentador Patate, lo cual se comprueba con los
cortocircuitos mínimo y máximo calculados en el punto
•? 9 1J • £. t JU •
Para el alimentador Patate se consideró una sobrecarga
adicional del 80% sobre la carga pico. Para la
calibración de la unidad temporizada se consideró un
desbalance .del 40% respecto del valor de corriente
máxima de fases.
Para obtener los parámetros requeridos se utilizaron las
siguientes relaciones:
Tap = Icarga/RTC
Is = M*T. * Tap
dónde,
-138-
Icarga Corriente nominal o máxima de un alimentador.
Dentro de éste valor se considera el 80% de
sobrecarga,
RTQ Relación de transformación de los transformadores
de corriente._
Is Corriente secundaria a circular por los
transformadores de corriente.
M.T. Múltiplo de tap (unidad temporizada).
A partir de éstas fórmulas se elaboran las siguientes
tablas que se muestran a continuación, las cuales
contienan la corriente secundaria (Is), la corriente
primaria (Ip) y el tiempo de operación de los relés (t)
el cual depende del dial escogido y que se toma de las
curvas oaracterj sticas de .los relés.
Las coordinación de fases y del neutro entre las curvas,
tanto de INECEL, como del Totalizador y del UPD se
muestran en las figuras 3.4a y 3.4b.
Para la calibración de las unidades instantáneas, se
dispone de los datos de cortocircuitos máximos y mínimos
obtenidos del programa COURCI* Las unidades instantáneas
de fase se las calibra con los valores de cortocircuito
trifásico y las unidades instantáneas del neutro con los
valores de cortocircuito monofásico a tierra.
Para el cálculo se utilizaron las siguientes relaciones:
m = Ice/(RTC*Tap)
Iin-st - Tcc/RTC
-139-
dónde,
ni Múltiplo de tap (unidad instantánea!
linst Valor de corriente a calibrar
instantánea.
LINEA: TOTORAS-PELILEO. RTC: 600/5
TAP: 3.75 (FASES)DIAL: 0.4TIPO: CDD/SPEC3RF195C
la unidad
M. T.1.51.71.92-0f, !",
i.- . ¿-
2.52.83.04.05.06.07.6 '8.09.010.0
Is(A)5.66.47.17.58.39.410.511.315.018.822 . 5'267330,033.837.5
Ip(A)675765855900990112512601350180022502700
" 3150360040504500
t(s)---
1.311.191.200.960.900.750-680.630'. 580,540.520.51
TAP: 2 (NEUTRO)DIAL: 0.4TIPO: CDD/SPEC3RF196C
M. T.1.51.71.92.02.22.5 . .2.83.04.05.06.07.08.09.010.0
IMA)3.03.43.84.04.4
. , 5.05.66.08.010.012.014.016.018.020.0
Ip(A)360408456480528600672720960120014401680192021602400
t(3)--„
6.505.253.903.002.551.500.980.870.760,700,660.62
-140-
LINEA: TOTALIZADOR 69 KV,RTC: 200/5TAP: 3DIAL: 2TIPO: C08 FASES
M. T.1.51.71.92.02.22.52.93.04.05.06.07.08.09.010.011.012.013.014.015.016.017.018.019.020.0
Is(A)4.55.1.5.76.06.67.58.49.012.015.018.021.024.027.030.033.036.039.042.045.048.051.054.057 , 060.0
Ip(A)180204228240264300336360480600720840960108012001320144015601G80180019202040216022802400
tís)-
6.104.604.003.202.401.901.681.050.790.650.590.530.500.460.440.400,3950.3940,3930.3920.3910.390
TAP: 2DIAL: 4TIPO: C08 NEUTRO
M. T.1.51.71.92.02-22.52.83.04.07.08.0
Is(Á)3.003.403,804.004.405.005,606.008.0014.0016.00
Ip(A)120136152160176200224240320560640
tís)-----
5.154.003.502.101.201.10
ALIMENTADOR:RTC:TAP:DIAL:TIPO:
PATATE150/551Dt'U FASES
M. T.1 .51.71.92.02.22.52.83.04 .05.0G . O
10.020.0
I s ( A )7.58.59.510. 011.012.514.015.020.025.030.050 . 0100.0
Ip{A)225255285300330375420450600750900
15003000
t ( 3 )
2/7501.8001.2001.1000.8500 . 6 4 Ü0.5000 , 4 0 00.2750.200Ü.1600.1100.081
TAP: 2DIAL: 1TIPO: DPU NEUTRO
M. T.1.51.7 . .1.92.Ü• i -*•>¿ . ¿.?.52.83.04.05.06.6 1
10.020.0
Is(A)3.03.43.84.04,45.05.66.08.010.012.020.040.0
Ip(A)901021141201321501681802403003606001200
t(s)2.7501.8001.2001.1000 . 8 500.6400.5000.4000,2750.2000.160
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Como se puede observar en las figuras anteriores, la
coordinación de protecciones del alimentador Patate con
las protecciones de la subestación Pelileo, está dentro
de los limites normales que rigen para dicha
coordinación.
Una vez encontrado la curva de sobrecorriente más
adecuada para el alimentador, se procede a la
calibración del UPD, tanto para fases como para el
neutro.
Para la calibración del UPD se sigue el procedimiento
descrito en el capitulo II.
En el cuadro 3.4.2a se muestra la calibración del UPD.
Paso
1
.•>¿,
3
Que presentael UPD
-
PASS
PCt
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51C
EntradaTípica
FF
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30
30
3
Observaciones
Comando parainiciar lacalibracióndel relé
Palabra clavede ingreso a le
edicióndel relé
Relación detransformacióndel TC (fase)Relación de
transformacióndel TC (neutro)
CurvacaracterísticaMuy Inversa
escogida parala fase
3.4.2a
-145-
Paso
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11
Que presentael UPD
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51
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51C
51
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1.0
1
4.1
20
1
2
2.0
Observaciones ~J
Con este valorel relé se
dispara cuandopor e.l
primario del TCde fase
pasen 15CAdurante cierto
tiempoDial de tiempo
usadoCurva
característicainstantáneanormal (1)Se toma 620 Acomo picomúltiple
instantáneo defase para bajacalibración
(30x5x4. 1*620)Se toma 3GOOAcomo picomúltiple
instantáneo defase para altacalibración
(30x5x20=3000)Curva
característicaMuy Inversaescogida parael neutro
Con este valorel relé se
dispara cuandopor el
primario del TCdel neutropasen 60A
durante ciertotiempo
Dial de tiempousado parael neutro
3.4.2a
-146-
50CCurva
caracterialleainstantáneanormal (1)
13 50 6.8
14 50H 20
Se toma 4Ü9Acomo picomúltiple
instantáneo deneutro para
bajacalibración
(30x2x6,8=409)Se toma 3539A
como picomúltiple
instantáneo deneutro para
altacalibración
30x2x20-3539
15 79-0 10
Tiempo resetpara la
reconexión.En este tiempoel UPD analizasi se deseao no la
reconexión
79-1
17 79-1 10
Quedanhabilitadastodas lasfunciones
51/51M,50/50Npara quepuedan
provocardisparo __
Se toma lOseg.como intervalo
de tiempoabierto quesucede luegodel primer_ disparo
-147-
Paso
18
19
Que presentael OTD
79-2
• *
79-2
Entradaálpica
1
B
Observaciones
Quedanhabilitadastodas lasfunciones
desobrecorr lente
ya sean detiempo o
instantáneasPara bloquearel segundorecierre
-148-
La reducción de perdí das técnicas requiere el uso de
recursos económicos, por lo cual eJ análisis de este
capítulo está destinado a la evaluación económica de
esta actividad y los beneficios técnicos y económicos
que obtendrá la Empresa, producto de esta gestión.
Además de los beneficios por reducción de pérdidas
técnicas que realmente son las más tangibles, existen
otros corno reducción del número de fallas, mejoras en la
regulación de voltaje, preservación del estado de
conservación de los transformadores de distribución,
el iminac ion de sa 1 idas de se rv iclo de circu i tos
secundarios, con el consiguiente perjuicio económico,
tanto para los usuarios como para la Empresa.
Pero el objetivo de este capítulo es el de referirse
exclusivamente a la reducción de pérdidas técnicas por
balance de carga.
Existen varias metodologías de estimación, sin embargo,
en este estudio se utilizará la del costo/beneficio, por
ser la de más amplia utilización a nivel Latinoamericano
-149-
«1 COSTOS
Las pérdidas de carga del alimentador en anáJ isis, son
las que se obtienen en el capitulo III con el programa
DMS,
A partir de las mismas, se procede a calcular las
pérdidas de energia y por ende los costos debido a estas
pérdidas.
El precio del Kwh está considerado en dólares y todos
los rubros que intervienen en este análisis er?tón
valorados en la misma moneda.
El costo por pérdidas de energia es: Cp » Ce * Ep
dónde,
Cp - Costo por pérdidas de energia.
Ce - Costo de energía,
Ep - Pérdidas de energia.
El costo de energia Ce-US $0.0212/Kwh
Por tanto: Cp - 0.0212 * 59502.3
Cp - 1261.45 US $/año
4.2 COSTOS DE EQUIPO Y M&NQ DE OBRA PARA BALANCEAR LA
Resulta prácticamente imposible mantener las corrientes
de las tres fases iguales entre si en todo momento a lo
largo de todo el circuito, incluso si los
-150-
transformadores son trifásicos y con carga balanceada,
pero el problema se hace más dif ici L con el uso de
transformadores monofásicos, por lo que el objetivo de
este análisis es lograr la distribución de corriente lo
má3 uniformé posJbl.e entre las tres fases con lo que se
logra mejorar el voltaje de la fase más cargada y
reducir las pérdidas, lo que se obtiene trasladando
cargas hacia las fases menos cargadas. Se han
establecido las consideraciones siguientes:
® La carga P y Q se distribuyen en forma proporcional a
la potencia de los transformadores que forman el
banco, los que a su vez están conectados a diferentes
fases.
© El balanceo se realiza, analizando el efecto de la
carga al rotarla por las tres fases buscando que las
corrientes sean lo más iguales posible entre si en la
cabeza del alimentador. Esto se realiza en el mismo
programa DMS.
Basado en lo anterior, el programa no sólo balancea las
fases sino que además indica en cual de ellas debe
instalarse una nueva carga para mantener la simetría de
las corrientes y cuantífica la reducción de las
pérdidas.
Después de balancear la carga, se procede a anicular los
costos que demanda la misma.
El balance de carga se muestra en las figuras 4.2a, 4.2b
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ro
En La.? figuras 4.2a, 4.2b y 4.2c se puede observar .!'••-
flujos de corrientes en cada rama y por cada fa?e del
alimentador en estudior obtenidos después del balance de
ca r ga en el p r ogr arna DMS, coiuo se puede ve i 1 a:: •
corrientes de cada fase en la cabeza del alimentador ~e
asemejan entre sí aproximadadmente.
En la figura 4.2d se puede observar el gráfico dts
c o r r i e n f; e v s. ti e m p o de las tres f a s e s, y s e p u e d e v e r
que las tres curvas se asemejan entre si
aproximadamente. De acuerdo a las condiciones que
presentó el alimentadorr se trató que las corrientes en
las tres fases sean lo rnás semejantes posibles.
-157-
DMS V3.861 IVE.E.A. 10:!
AC LOAD-FLOW RESULTSubstation : PELILEO Mode : Netwoi'k (LFIow)
13.2 V 20/09/96 - 19t30:00
í Injector : FATATE FAS1
Load : F: 373,3 k.W Q:LOPS : P: 5.6 kW Q:Mefs Ufred : REGO-1A *REG03-11RESULT:?
1 Mode K
PATATErAAlPAA1PAA3FAA1 1FAA1IFAA13FAA13PAA15PAA15
! FAA171 FAA171 PAA15! PAA2Q
FAA21PAA21PAA21PAA24FAA24F7vA24FAA27FAA27PAA?,8FAA3RFAA20FAA25PAA28PAA30FAA30FAA3FAA3PAA5PAA5FAA5PAA8PAA10PAA10PAA34PAA34FAA8
• •
1 Node M
PAA1FAZ
FAA3PAA11PAA12FA/vl3FAA14PAA15PAA16PAA.17FAA18F,V\19PAA20PAA21FAA.72FAA23FAA24PAA25FAA26FAA27FAA37PAA38PA.^-39PAA4 0FAA28PAA29PAA30PAA31P.AA32FAA4PAA5PAA6PAA7PAA8PAA10PAA-33PAA34PAA35PAA36PAA9
InP
373. 39.6363
153.36. 6
146.26.6
139.4•) _ o
3.?0.03.9
131.4120.2
0.02.4
117.51.62 .4
113.512.352.817. P18.99.51.65.53.22 .4
23.9184.911.90.0
172.685.714.259.19.3
23.479.4
128.7
E A 11
kVAr7.9 kVAr
* REGÍ
Flow |1 0 11 11128.71¡ 3 .411 123.4 i! 52 .31* "7 *? 1
1 43. 7¡1 2 . 2 11 4 6 . 2 11 1.311 1-3!! 0.01t 1 -311 4 3 . 5 11 39.8]i 0 . 0 )1 0.81i 38.811 0 .511 0 .811 37.511 4 . 1 11 17.411 5 . 9 11 6 .211 3.111 Ü . 5 I1 1.811 1.0|1 0 . 8 11 7.9 |1 61.31! 3 .91] O. .OI1 57.111 2 8 . 4 11 4 . 7 1I 19.51I 3.11I 7.7|I 26.111 I
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LossP !
10 .81 ¿0.010.7| 10 . 5 ) l0 .0 '
0.131O . U Í
0.07| 00 . 0 10 . 0 1
-0.01 -0 . 0 1
0.1310.331 0- O . O f - -
0 .010.071 0
0 . 0 10 . 0 10.6|O . Ü í0 .3 | 00 . 0 1
0.07| 00 .01O . ü l0 . 0 10 . 0 )0 . 0 10 . 0 10.31 00 . 0 1
-0.01 -0.37|0.6|0.01
0.531 00.0!
0.07} 00.071 0
1
4-
1
0 11
.171Ü . O I.871. 37 !0.0!0 . 4 10 .01-07|0.0 !': . 0 !0.01O . O i0.11• 17(0 . 0 10.01.0310 . 0 1O . O i0 . 3 !O . ü l.171n . 0 i.03!0.0!O . O IO . O I0 . 0 !0 . 0 1O . O I.271O . O I0.0!0.310.31O . O I.2710.0!.03!.031
I
-158-
DMS V3.8S1E . E . A .
1 3 / 1 O •' ? «=1 O : !.?: 4 4
AC LOAD-FLOW RE3ULT
r-ubstation PFLTLE'"'13.2 V 20/0?/?6 -
I Ini^rtor : PATATE FASE B I
Load ; P:Loss : P:
Fdefs UsedRESULTS
369.0 kW3.1 kW
: REGO-1B
0:Q:
*P.EG01
126.5 kVAr6.2 kVAr
-08 * REGÍ 3-18
Nrvie K ! Node M11
PATATE 1 PAB1PAB1 i PAB2PAE1 i FAB3PAB3 í FAE4FAE3 1 FAB5PAB3 1 PAB6PAB6 1 PAB7PAB1 1 PAB8PAB8 1 PAB10PAB3 1 PAB11FAB11 i E'ABl 2PABU PABJ3PAR 13 PAB14TABÚÍAB15PAB15PAB13PAB18FAB1?PAB19PAB19PAB22PAB22PAB18FAB25PAB25PAB27PAB28PAB30PAB30PAB28PAB27
PAF.U5fABltíPAB17PAB18PAB19PAB20PAE21PAB22PAB23FAB24PAB25PAB26PAB27PAB28PAB.30PAB31PAB32PAB33PAB29
PAB8 1 PAB91
1 In í! P11369.0i 66.41153.9i ,70.91 C.l110.?. 91101.71138.11 2. ó¡134.51 2.6(131.81 0.0! 8 . 51 3.7I 1.6
"lew0
126.521.850.86. 92.035.933.446.90.?44.70.9
43.50.02 . n1.20.5
1123.31 40.71 34.4 t 11.3i 2.9| 0.91 2.31 0.71 26.41 8.71 5.7| 1.91 20.71 6.8! 88.81 29.3I 4.81 1.61 81.11 26.7I 78.11 25.8I 25.7| 8.41 9.51 3.1I 11.41 3.7i 35.21 11.6! 2.91 0.91 0.51 0.21 1
LP
1.470.00.20.00.0
0.130.10.40.00.130.00 . 0 3-0.00.00.00.00.10.030.00.0o.o0.00.00.10.00.070.20.030.00.0
0.130.00.0
oss 11 Q 1i 11 3.9311 0 . 0 11 0.17|1 0 . 0 Ii 0.011 0 . 1 11 0.0711 1.1.311 O.CI! 0.331! 0.011 0.07)1 -0.011 0.01i O.ÜIi 0.01" n . 1 11 0.03!1 0 . 0 I1 0.011 0.01I 0.011 O.QII 0.07|I 0.01i 0.0311 0.111 O.OJ1 0.01! 0.011 0.0711 0.011 O.OÍ1 1
-I5P-
DMS V3.861E.E.A.
13/10/961": 4 f": •>';
AC LOAD-FLOW RESULT
Substation : PHI.ILEO * : Network UFlOV?6 •- 19:30:00
I Irvíector : PÁTATE FASE C i
Load : P:Loss : P:
Pcíefs Used :RESÜLTS
418.0 kW10.3 kW
REGÓ- 10
Q:Q:
*REGC3-
141.7 kVAr7.7 kVAr
•10 * REGÍ 4- 19
NOCÍ* K
PATATEPACÍPAC?PAC"FACÍf AC3PACIÓPACIÓFACJ 2FACÍ 2PAC 14PA'"HPACÍ 6PACÍ CFACÍ 4PAC 19PACU1F|AC20PAC20FAC23PAC¿3PACÍ 9PAC.? 6PAC26PAC28PAC28PAC3PAC3PAC5PAC5PAC5PAC8
Hode M
PACÍPAC2PAC3 1PAC32PAC3PACIÓPACÍ]PACÍ.?FACÍ 3PACÍ 4PACÍ. 5PAC 16PAC 17PAC 18PACÍ 9PAC¿0PAC21PAC2,:FAC23FAC24EAC25PAC2(5PAC27PAC28PAC29PAC30PAC4PAC5PAC6PAC7PAC8PAC9
1 In Flow 1i f1 I Q i1 I 11418. 01141. 711 2 9 4 . 3 1 98.311189 .41 62.8!1 7 3 . 9 1 2 4 . 4 !1122. 61 40 .7 |i 4 4 . 1 1 14 .611 2 .7 | 0 . 9 1! 41.31 13.6!1 2.7 | 0 .9 |1 38.61 12.7|1 0.01 0 .01i 1.61 n . 5 t1 0.0i 3.6I 07.01 8.41 0.0] 3 . "1 5.01 0.01 4.9
28.617.1
8.04 - 63.40.0
78.50.00.0
78.478.4
0 , 0 10 .5!
12.212.6!f > . 0 11.111.610 . 0 i1.619 . 4 15 .612 .611.511-1!0 .01
25.910.0.10.01
25.8125.81
I
LoP 1
11.015.3 |
3.17!O - f l ^ l0.0"? f0 .031
0.0!0.071
0 , 0 !0 . 0 1
- Ü . O I0 . 0 |
-0 ,0!0.0!0 .0!0 ,01
-0.0!fl.O!C . 0 i
-0 .01U . 0 10 .010 . 0 10 .010 . 0 1O . O i
-0.010.11
-0.0!- O . O I0.07!0 .031
• 1
2. (57 i1 .61
0.23!0.2!O . l l0 .01
n.n^f0 .0 !0 .01
-0.010 . 0 1
-0.0!0 .010 . 0 10.01
-0.010 .0 !0.0!
-0 .010 .0!0 .010 - 0 10.0!0 -0 !0 . 0 1
-0.0]0.07f-0.0!-0-0!0.0710,03!
CUADRO 4,2c
-160-
En los cuadros anterioras .?e muestran los flujos de
potencia por rama y por cada fase del alimentado*' ^n
estudio, después de balanceado el mi sino, además se pu-ade
v e r 1 o 3 f 1 u j o 3 y p é r d i d a s d e p o t e n •.:: i a t o t a 1 o 5 d e c a d a
fase del aJ inventador
Este balance da una reducción en Jas pérdida- de
potencia de 1.0 Kw, lo que significa el 5% de las
pérdidas totales, lo que da una reducción de energía de
29T5.115 Kwh/año
En el caso de la Empresa Eléctrica Amhato, en '">-.?; t;o.°.
básicamente está la determinación del costo del
personal, que i riel uye los rubros concerní entes a u u
electricista, un electricista-chofer, una furgoneta
canasta, un dibujante, asi como un profesional d<e
Ingeniería Eléctrica.
Puesto que los equipos registradore^. de carga fueron
de-nados o 1 a Empresa po r pa r t e rio 1 a Ce mu n 1 dad Eu ropea,
dentro del programa de Gestión y Administración de
Carga, por tanto, no se ha tenido que efectuar inversión
en adquisición del equipo, en consecuencia, dentro del
costo es nula y prácticamente el único rubro que
interviene es el referente a la utilización del personal
empleado en la instalación de los registradores de carga
y en el proceso del balance de carga.
A continuación se presenta un cuadro, el cual consiste
de todas las actividades realizadas para balancear la
carga/ .Incluyendo e] personal que se utiliza,, el H empo
empleado y los costos.
PERSONAL
IHGEÍIIEKO ELÉCTRICO
ELECTRICISTA
ELF.CTRI CI ^TA-CHOFER
DIBUJANTE;
VEHÍCULO
COSTO US $/HORA¡
2.914
~:7iinT
I Inaeniero Eléctrico
E Electricista
V Vehículo
ElectricistaChofer
D Dignante
ACTIVIDADES REALIZADAS
T'.:p'jlogia dt- la red
A n á 1 i .7 i .~ de u b j. c a e i <: • n dereqi ¿tr ador es
I ns?t al 3ci ón de reo i st.r adoren3 i 11 b a 1 a n c e a r c a r g a
Desconex ion de reci stradores
Análisi.? para hn.l anchar lar-arg? en A.T.
PERSONAL
I + E-C -f DfVI
I f E i E-C -i1 í
V
I 4- E -J- E-C 4t r
I
1
TIEMPO
32 hora 3
4 horas
4 horas
4 hora 3
£* h r 3 .•?
COSTO iTOTAL $ ¡391.1'96
17. o9
4n n" "' ¡...-...« (
^ O Q 1 Í
ii
"•>, 1 '- 1' i. i
í Instalación, de r«'.í i ;-•*. r^1 con Iv-ilatvert_ _ . . ._
Desconexión de
Análisis de
• cíe •"arq.:!
registradores
resultados
i ¿ F: •- E-C -i-V
I + E + E-C 4VI
4 hr»r.ri
4 horas
16 horas
. . .
48.912
7 0 . 3 ¿
C « US $710.004
- lo?.
4.3 DETERMINACIÓN DEL BENEFICIO Mi DISMINUIR LAS
El beneficio estará cuantificado por --cncepto de ahorro
de energía f tal que:
B - Ce + Se
dónde,
B = Beneficio por ahorro de enerqia.
Ce *= Cooto de energía.
Se ~ Reducción en "energía" .
Entonces:
B •-= 0.0212*2975.115
B - 63.0724 US S/año
4.4 RELACIÓN COSTO/ BENEFICIO.
Es f=).1 cociente del valor actualizado de los costo.0 de
inversiones que se realiza. Mientra.5 mayor sea el
ce cien te d«¿ eota relación, la gestión técnic.o-
< V B - VP({-) /VP(B)
dónde,
VF'(B) -^ Valca- presente del beneficio.
•VP(C) - Valor presente del costo.
Los conceptos anteriormente mencionados se calculan de
la siguiente manera:
: VP(B) « SUM Bj* Q±UllLlli * (l-Ki)An
-163-
dónete/
i = Tasa de interés - rentabi Lidad. (i = 9%)
Bj » Beneficio por ahorro de energía eu el año j.
n -;; Años que dura el circuito balanceado, icju .ü -al
tiempo de vida útil-sobrante de la instalación.
i
VP(B) - 4047/77 US $
VP(C) = SUM C/íl+i)An
dónde r
C - Costo de mano de obra, equipos e instrMnieh':. .:•
útil izados para esta actividad.
VPfC) = 299.91 US $
entoivjr-s, C/B - 0.074
pc-r tanto/ B/C = 13-5
El valor actualizado del beneficio reto alcanzado se
determina con 1.3 siguiente relación:
; VP(NB) - VP(B) - VP(C)
d 6 n dé/ V r ¡ M 3) ™ Va 1 o r p r e . e r» t ci el b e n e f i c i o n c-1: o.
VP(NB) - 3747.86 US $
-164-
Y
.1, CONCLUSIONES.
. La salida del alimentadcr, tenia corno protección
únicamente un reconectado-i- con bobina de disparo de 50
amper i os, operando al doble d° su capacidad. E;-te
presan t aba problema .<=•> de desconex i ón, i ncl usi ve p->r
variaciones de carga, sin deberse a fallas propias del
allmentador/ además no existia coordinación con la¿r
protecciones del totalizador a 69 KV, por lo que ~n
a.l gunos casos eran los relés del totalizador los que
actuaban, produciéndose la salida de toda la
subestación. Por todo lo expuesto, el nueve
reccnoctador, incluye un equipo de protección digital
(UPD), el cual sirve como protección del alimentador,
lo que permite coordinar con las protecciones del
totalizador a 69 KV de la subestación. El UPD además
o;t- un registrador d^ --arga y «-volito.?, con lo que :?»
obtiene datos más confiables d«l alimentador en
mención.
El UPD es una herramienta más de trabajo para el
análisis de alimentadores, puesto que este registra
todos los eventos que se han producido en el
alilnentador; como tiempo de duración de la falla, fase
fallada (incluido el neutro), corriente de falla, los
Intrerrupciones. Para la calibración del UPD, .-e
necesita hacer el estudio de corto--ircui.tos de todo e.!
alimentador, que se realizó en el programa CGUROI,
luego de lo cual se procede a la calibración del UFD.
Estos programas se encuentran implementados en ~ L
Departamento de Operación y Mantenimiento d^ 1 a
Empresa Eléctrica Ambato para análisis del Sistema.
3. El Sistema DMS se utiliza para correr flujos de
potencia, de los que se obtienen resultados de caída.?
de voltaje y pérdidas del alimentador. Para esto se
necesita inqresar la configuración del sistema por
nodos y ramas (por cada fase) y ¿¡e deben tener datos
dell calibre e impedancia del conductor, además se
indresan datos de carga aproximados de un día típico
(en este caso viernes) de cada nodo y rama
respectivamente. Antes de correr este programa/ se
necesita instalar los registradores portátiles en el
alimentador en estudio/ los datos que se registren son
descargados en el sistema DMSf luego de esto se corre
el programa de flujos de potencia para cualquier día y
hora (día tipico) que se hayan obtenidos datos de
carga.
4. r.ií.i l . i i <''.-«..j) II .)< - i < - n t|t- d.il.".; íjf .;.irq.t d"I
alimentador en estudio/ se instalaron 9 registradores
portátiles (tres por cada fase) de los 11 con que
t a 1 a Empresa E'.l éu't rica Ambato. Cada reqistrador
-106-
s p i n 31 a .1 ó e n .1. o s p u n t o ~ d e m a y o r concentra c i ó n d '">
carga del al i.mentador, c-^n lo que se oht i n^
resultados confiables.
5. La capacidad de las pirisn^ que se instalan c^ri l''v;:
registradores, va de acuerdo con la carga máxii'-.Ti que
presente el alimentador. Para este estudio, J a ^.arMa
máxima es de aproximadamente 80 amperios, por lo que
fue necesario instalar registradores con pinzas d" 100
atoperios en la salida del aljmentador, a medida que sei
necesi taba datos de si tios más alejados de la sal ida
del mismo, se instaló los registradores portátiles con
pinzas de 50 amperios.
6- En lo que tiene que ver a índices de interrupciones,
sé puede observar que estos han bajado notablemente
con el equipo nuevo que se instaló (reconectador
incluido UPD)en comparación con el anterior
reconectador, por lo cual existe mayor continuidad de
servicio a los usuarios- F.stos Índices permitirán
hacer estudios de conflabilidad. Las soluciones a
problemas de operación de redes, son correctivas en
mayor porcentaje a las preventivas/ característica que
aporta directamente a disminuir el grado de
conflabilidad del sistema.
7. De acuerdo a los resultados obtenidos del programa
DMS, en cuanto a caídas de voltaje, estas son buenas,
ya que están dentro de los rangos permisibles, que es
• -167-
del £% máxj mo, de acuerdo a las gulas de J a
Eléctrica Ambat-o.
8. En cuanto a pérdidas de potencia, también son buenas,
sto que están dentro de los ran jos penni .sibl esr que
del 7% máximo, de acuerdo a 3 as guias de 1.a
empresa. Por Lo que ei alimentad'"»!* Pata te se encuentra
en condiciones de operación aceptables.
E}, balance del alimentador, se realizó pasando carga
de 1 3 f a r? e má s c a r gada a ] a s o t; r a 3 menos ca r:g a d a s, se
trató en ] o posible que las cor r Lentes de las t res
fases del alimentador sean semejantes entre si
aproximadamente.
Los resultados de cortocircuitos del alimentador
Patate.,. se. encuentran en niveles intermedios, en
cotipar ación con otros alimentador es del sistema de la
resa Eléctrica Ainbato. Datos que se encuentran en
el Departamento de Operación y Mantenimiento de la
Empresa Eléctrica Arríbate.
L. En io que a cargabilidad de la linea se refiere, el
tr-^ncc principal del alimentador tiene una capacidad
de conducción de 355 amperios y como se tiene una
carga máxima aproximada de 80 amperios en la salida
del alimentador, no se tiene problemas al respecto. El
sector que cubre este alimentador tiene una tasa de
crecimiento del 4,2%.
-168-
12. El beneficio económico que re obtuvo al. balancear la
carga, en sí no es tan representativo, puesto qu*3 e i
a limen tactor que se escogió para ei análisis, resultó
sin muchos problemas. Este estudio servirá -j-jiv..
prcyecto pi loto para futuros ana l.i s i s de '~t ro.7
alimentaciore=í más grandes que tal vez presenten
mayores problemas,
13. La disminución de pérdidas junto con el uso racional
de la energía, se traduce en una mayor dispon i bi.l i dad
de capacidad instalada, lo que redunda en una eventual
disminución de las inversiones requeridas y permite
diferir el uso de recursos.
14. Debe tenerse en cuenta que con la reducción de
pérdidas de energía, no sólo se logra mejorar los
ingresos económicos, sino también el servicio al
usuario, lo cual mejora la imagen de la Empresa.
5.2.
1. Se recomienda actualizar la versión del UPD, el cual
registra además de las corrientes, datos como potencia
activa y reactiva, factor de potencia, e te, lo que
facilitará aún más los estudias futuras.
2 . ' K 1 nmm-M * - <}«•• r*->«.j i M!. i adoi-OM ;i i iuit. ,vl.,:ir.ci<-* *>n un
alimentado! depende de que cuan grande sea éste, en
• -n. mi • . t • • 1 1 íj--i y 1' -IHJ i f i nl f |>- - i 1 - • '|'i' • .;< • i •*. • •• -i 1 1 - nrii
que l^ Empresa F..1^*rtric3 Ambat-o re provea de más
-169-
registradores para el análisis de otros aliment^dore.1?.
Lía instalación de registradores portátiles ;:>e debe
realizar con personal capacitado, experiencia en a lí.o
Voltaje y "un el equipo aJ'L-.'u.jdr- para ? :•'. :iz
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que no se realice de una mancr-i aleatoria, de t^l
TT>^ner^ rrica ° sistema s rnantenqa balanceadc'.
4* t'ara futuros estudies, se recomienda ingresar la.:j
configuraciones de todos los alimentadores del Sistema
Ainbatc por nodos y ramas en el programa DMS, para
fací litar el análisis de los mismos, instalando
solamente los registradores portátiles necesarios para
el estudio. El sistema de la Empresa Eléctrica Ambato
cuenta en su mayoría con equipos de protección
digital, lo que f acuita el estudio de cualquier
alimentador.
5. Las herramientas que se usaron para el estudio del
alimentador Patate, son de fácil utilización, por lo
que se recomienda su uso para el análisis de primarios
de distribución, ya que es de gran importancia en
estos momentos en que la automatización de los,
sistemas avanza vertiginosamente, que a más de que
propende a un ahorro considerable de recursos, se
-170-
busca los máximos beneficios para los sistemas de
distribución,- siendo obvio que estos análisis darán
una respuesta adecuada, e impulsarán el desarrollo
armónico de los sistemas eléctricos. Por lo que el
sistema 'asi controlado permitirá supervisar y
administrar de mejor manera la energía disponible y
por ende la reducción de tiempos de suspensión y de
puesta en servicio.
6. Con el objeto de dar mayor friabilidad al sistema y
mejor calidad de servicio a los usuarios, sei
recomienda mantener al sistema de protecciones
eléctrico en buen estado de funcionamiento. Por tal
motivo, es principal preocupación de la Sección
Subestaciones y Lineas de Siibtransmlsión del
Departamento de Operación y Mantenimiento de la
Empresa Eléctrica Arabate, efectuar periódicamente
mantenimiento preventivo en los relés de protección
existentes, así como también la calibración de
protecciones en base a un estudio de coordinación
actualizado.
7. Finalmente, de acuerdo a la experiencia adquirida en
este estudio/ el método es de fácil aplicación,
práctico y económico, por lo que se recomienda
utilizarlo" para el análisis de cualquier sistema dei
distribución.
-171-
• COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES EM PRIMARIOS AÉREOS¡
ADÍALES DE DISTRIBUCIÓN", Ing. Franklin Valdivieso,
1 íI SEMINARIO DE . DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA,i
Noviembre 1982.
• "ANÁLISIS DE LA CONTINUIDAD DE SERVICIO EN SISTEMAS DEiDISTRIBUCIÓN", Ing, Diego Meira, XIII SEMINARIO DE
EJISTRIBUCION DE ENERGÍA ELÉCTRICA, mayo 1995.
• ^ÍNDICES GERAIS DE INTERKUPCQES", CIER 1991/1992.
» ^CÁLCULOS TÉCNICOS EN CIRCUITOS RADIALES DE
.--DISTRIBUCIÓN PRIMARIA", Dr. Leonardo Casas Fernández,¡
• Universidad Central de las Villas, Cuba 1980.Ir •
• HREDES Y SISTEMAS ELÉCTRICOS", L.A. soidátkina, URSS
198J6.
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Ing. Guillermo Layedra Alvaracín, I SEMINARIO DE
DISTRIBUCIÓN DE EMERGÍA ELÉCTRICA, octubre 1981.
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MSEE Mentor Poveda, Ing. José E. Dulce, III SEMINARIO
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• "CRITERIOS APLICABLES A LOS ESTUDIOS DE MERCADO DE
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-172-
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"MANUAL DEL SISTEMA DMS", SYSTEM EUROPE, 1995
"MANUAL EPR-31", SYSTEM EUROPE, junio 1995.
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-173-
-175-
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