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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

DISEÑO DE LA COORDINACIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS EN LOS ALIMENTADORES

INTERCONECTADOS URBANOS DE LA EERSA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

CRUZ TENEMPAGUAY CARLOS JULIO

DIRECTOR: Ing. Luis Elías Tapia Calvopiña, M.Sc.

CODIRECTOR: Dr. Ing. Hugo Neptalí Arcos Martínez

Quito, agosto 2015

II

DECLARACIÓN

Yo, Carlos Julio Cruz Tenempaguay, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

_____________________________

Carlos Julio Cruz Tenempaguay

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Julio Cruz

Tenempaguay, bajo mi supervisión.

______________________________

Ing. Luis Elías Tapia Calvopiña, Msc.

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Julio Cruz

Tenempaguay, bajo mi supervisión.

______________________________

Dr. Hugo Neptalí Arcos Martínez.

CO-DIRECTOR DEL PROYECTO

V

AGRADECIMIENTO

A mis padres José y Leonila, por ser las personas que más han confiado en mí

desde el día que me propuse conseguir este reto en mi vida y me alentaron

incondicionalmente; dedicando tiempo, recursos y por sobre todo amor en cada

aspecto de mi vida.

Agradezco además a mis hermanos Rous, Luis, Santiago y en especial a mi

hermana Nancy, porque estoy seguro de que sin su apoyo, consejos, cariño y por

sobre todo paciencia, no podría haber llegado solo a culminar esta etapa tan

ardua en mi vida.

Al Ing. Luis Tapia, por darme la oportunidad de ser su dirigido, en el presente

proyecto de titulación, ya que gracias a sus enseñanzas, y paciencia tanto como

en clases y como director del proyecto, ha logrado que día a día aumente el

cariño por la carrera de ingeniería eléctrica, haciendo de ella más que una

profesión, un estilo de vida.

VI

DEDICATORIA

A mi hermana Nancy, porque sé

que sin importar lo que yo haya hecho

o desecho en mi vida, o de mi vida

su cariño y confianza será incondicional; y sé,

que de aquí en adelante estará presente

en cada aspecto de mi vida.

Espero siempre ser un orgullo para ti, mi Nany.

"A ese ser que fue compañía fiel, día tras día mientras nos acompañó en vida"

P.I.N.K.Y.

VII

CARÁTULA ............................................................................................................ I

DECLARACIÓN ..................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III

AGRADECIMIENTO .............................................................................................. V

DEDICATORIA ..................................................................................................... VI

ALCANCE ............................................................................................................. XI

RESUMEN ........................................................................................................... XII

PRESENTACIÓN ................................................................................................ XIII

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

1.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 1

1.2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA............................................................... 1

1.2.1 RESEÑA HISTORICA .......................................................................... 1

1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EERSA ...................... 2

1.3.1 SUBTRANSMISIÓN ............................................................................. 2

1.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EERSA ................................................ 5

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 10

2 SUSTENTO TEÓRICO Y CRITERIOS PARA LA COORDINACIÓN DE

PROTECCIONES ................................................................................................. 10

2.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 10

2.2 SISTEMA DE POTENCIA .......................................................................... 11

2.2.1 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ..................................................... 11

2.2.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ........................................................... 11

2.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN ..... 13

2.4 INTERRUPCIONES................................................................................... 14

2.5 CORTOCIRCUITOS .................................................................................. 14

2.5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO ......................................................... 14

2.5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA .......................................... 15

2.5.3 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO............................................................ 15

2.5.4 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA .................................. 15

VIII

2.6 INRUSH ..................................................................................................... 16

2.7 CARGA FRÍA ............................................................................................. 17

2.8 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN UTILIZADOS EN SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 17

2.8.1 FUSIBLES .......................................................................................... 17

2.8.2 RECONECTADOR ............................................................................. 22

2.8.3 RELÉS ................................................................................................ 24

2.9 CARACTERISTICAS FUNCIONALES DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN

25

2.10 CRITERIOS PARA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES [5][14]

[18][19] .............................................................................................................. 27

2.10.1 SELECCIÓN DE FUSIBLES ........................................................... 27

2.10.2 COORDINACIÓN FUSIBLE - FUSIBLE .......................................... 28

2.10.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR - FUSIBLE .......................... 29

2.10.4 CRITERIO DE AJUSTE EN EL RECONECTADOR ....................... 31

2.10.5 CRITERIO DE AJUSTE DE LOS RELÉS ....................................... 32

2.11 PARÁMETROS DE CALIDAD EN LA OPERACIÓN DE LOS

ALIMENTADORES ........................................................................................... 34

2.11.1 NIVEL DE VOLTAJE ....................................................................... 35

2.11.2 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES .......................................... 36

2.11.3 DEMANDA ...................................................................................... 36

3 CAPITULO 3 ................................................................................................. 38

3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 38

3.2 DESCRIPCIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO ...................... 39

3.2.1 ALIMENTADOR 0201 ......................................................................... 39

3.2.2 ALIMENTADOR 0202 ......................................................................... 40

3.2.3 ALIMENTADOR 0501 ......................................................................... 41

3.2.4 ALIMENTADOR 0503 ......................................................................... 43

3.3 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES ..................... 44

3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0201 .................... 45



IX


3.4 MODELACIÓN DE LOS ALIMENTADORES ............................................. 47

3.4.1 Parámetros del sistema ...................................................................... 47

3.4.2 Parámetros de los alimentadores ....................................................... 48

4 CAPÍTULO 4 ................................................................................................. 50

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .................................... 50

4.1 DISEÑO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ............................... 50

4.1.1 METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES .......... 50

4.1.2 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0201 ........................................... 58



5 CAPITULO 5 ................................................................................................. 67

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 67

5.1 CONCLUSIONES ...................................................................................... 67

5.2 RECOMENDACIONES .............................................................................. 69

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 71

ANEXOS .............................................................................................................. 73

X

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Análisis de la coordinación de protecciones e implementación de los equipos

adecuados para asegurar una operación confiable y segura del sistema, en los

alimentadores 2/1 - 2/2; 5/1 - 5/3.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Para cumplir con el objetivo general, se han planteado los siguientes objetivos

específicos:

· Diagnóstico del estado actual de los alimentadores a estudiarse.

· Modelar los alimentadores a estudiarse.

· Análisis de los flujos de potencia con el programa CYMDIST en los

alimentadores 2/1, 2/2, 5/1, 5/3 y observar cómo se comporta el sistema.

· Estudio de la coordinación de protecciones eléctricas empleando el

programa CYMDIST, en la configuración más adecuada del sistema de

alimentadores.

· Calibrar las protecciones y determinar el equipo de protección más

adecuado.

XI

ALCANCE

Con el presente trabajo se pretende realizar un análisis acerca del correcto

funcionamiento del sistema de protecciones de ciertos alimentadores urbanos de

la ciudad de Riobamba.

Mediante la simulación de las fallas más comunes dentro de la red en base a los

datos estadísticos que se posea y a la manera que se realiza maniobras dentro de

la red cuando se tiene que dar los mantenimientos programados, escogimiento

adecuado de los fusibles, tiempos de operación de los reconectadores y sus

curvas en la mejor configuración propuesta o existente, para ofrecer a la

ciudadanía tiempos de corte de energía mínimos, confiabilidad y calidad de

servicio adecuado.

XII

RESUMEN

El trabajo presentado a continuación, responde a la necesidad de obtener los

criterios más adecuados sobre una correcta coordinación de protecciones en el

sistema de medio voltaje de la EERSA; haciendo un análisis previo de la situación

actual de los alimentadores urbanos interconectados.

De la recopilación de información necesaria y de la simulación del sistema, se

pudo determinar que la información que maneja la Dirección de Planificación y la

Dirección de Operación y Mantenimiento debe ser verificada, ya que no es la

misma en varios casos y carece de una retroalimentación bidireccional.

Además se apreció errores en el diseño de los proyectos a construir, tales como:

el uso de fusibles Tipo K para la protección de transformadores de distribución, el

exigir en el diseño de un proyecto nuevo la colocación de fusibles en todo tipo de

extensiones de red, anomalías en los programas computacionales de la EERSA

como CYMDIST y el software de exportación de datos del SIG al CYMDIST, y la

falta de veracidad en la ubicación o existencia de fusibles; entre otras.

Tomando en cuenta visitas en campo para verificar los elementos de la red,

archivos facilitados por el Departamento de Distribución de la EERSA, se procedió

a modelar y verificar el sistema de distribución en estudio lo más ajustado a la

realidad, para su posterior modificación, calibración, ajuste de los alimentadores

en estudio para los diferentes escenarios posibles, arrojando como resultado un

adecuado sistema de protecciones, el cual se recomienda tomar en cuenta para

futuros estudios en la EERSA.

XIII

PRESENTACIÓN

Para la realización del presente proyecto de titulación se han considerado

pertinentes los siguientes capítulos:

CAPÍTULO I.- Introducción: En este capítulo, se hace una breve descripción del

sistema eléctrico perteneciente a la Empresa Eléctrica Riobamba S.A.

CAPÍTULO II.- Sustento teórico y criterios utilizados: Se hace una revisión a

los conceptos básicos y regímenes existentes en redes eléctricas de distribución;

también se describe a los elementos de protección utilizados; se plantea, los

criterios utilizados para el diseño de la coordinación de protecciones.

CAPÍTULO III.- Diagnóstico del sistema en estudio: Se hace una descripción

acerca los alimentadores del sistema eléctrico a ser estudiado, las características

técnicas involucradas y además se presenta una breve descripción del software

CYMDIST requerido para la modelación digital.

CAPÍTULO IV.- Estudio de coordinación de protecciones: En este capítulo se

procede a realizar la coordinación de las protecciones en cada uno de los

alimentadores, tomando en cuenta los criterios adecuados; y además,

recomendaciones de los operadores encargados del sistema en la EERSA, se

muestra de una manera gráfica los diferentes ajustes, los nuevos tamaños de los

fusibles y los posibles cambios recomendados.

CAPÍTULO V.- Conclusiones y recomendaciones: Se muestra las conclusiones

y recomendaciones más importantes obtenidas a través de la realización del

presente proyecto.

XIV

SIMBOLOGÍA

EERSA

k

M

V

A

VA

ARCONEL

CONELEC

m.s.n.m.

RV

EEI

NEMA

ANSI

I

In

Icc

SNI

Empresa Eléctrica Riobamba Sociedad Anónima

Prefijo kilo

Prefijo mega

Voltio

Amperio

Volt-amperio

Agencia de Regulación y Control de Electricidad

Consejo Nacional de Electricidad

Metros sobre el nivel del mar

Relación de velocidad de un fusible

Edison Electric Institute

National Electrical Manufacturers Association

American National Standards Institute

Corriente eléctrica

Corriente nominal

Corriente de corto circuito

Sistema Nacional Interconectado

XV

CELEC EP

SNT

TRANSELECTRIC

km

BV

MV

AV

MVA

S/E

MEER

Corporación Eléctrica del Ecuador, Empresa Pública

Sistema Nacional de Transmisión

Unidad de negocios de CELEC EP, encargada de operar el SNT

kilómetro

Bajo Voltaje

Medio Voltaje

Alto Voltaje

Mega volt-amperio

Subestación

Ministerio de Electricidad y Energías Renovables

CAPÍTULO 1

1.1 INTRODUCCIÓN

Con el avance de la tecnología y las mejores técnicas de manejo de la misma, la

población requiere día a día de mejoras en su calidad de vida; indudablemente la

energía eléctrica se ha convertido en medio principal para llevar a cabo todo tipo

de mejoras a nivel de productividad y bienestar de una sociedad; que en el caso

de nuestro país, encamina los esfuerzos de todos los involucrados en la sociedad,

hacia un cambio en la matriz productiva.

La energía eléctrica constituye la base del desarrollo de nuestro país, enfocando

los esfuerzos de todos los interventores del sistema eléctrico a mantener un

servicio eléctrico confiable, continuo y de calidad; para que al final del proceso se

perciba un bienestar a nivel del consumidor que sea apreciable y evidente.

En el caso de la EERSA, motiva al personal encargado de administrar el sistema

eléctrico a mantener un producto en optimas condiciones, el cual se mide a nivel

del consumidor en: la continuidad y la calidad del servicio eléctrico.

1.2 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA

1.2.1 RESEÑA HISTORICA

El 3 de abril de 1963, nace la Empresa Eléctrica Riobamba S. A., quien compra

todos los derechos a la Empresa de Electrificación Chimborazo S.A. y para el 2 de

enero de 1967 realiza la inauguración de los dos primeros grupos de la Central

Alao. En el año 1977 se inaugura el tercer grupo y para 1979 el cuarto y último

grupo; para 1976 la EERSA se fusionó con la Empresa Eléctrica Alausí que

contaba con una Central Hidroeléctrica llamada Nizag de 300 kW.

En 1997, la EERSA inaugura la Central Hidroeléctrica Río Blanco con una

potencia de 3 MW, con lo cual mejora notablemente el servicio a la ciudad de

Riobamba y la provincia de Chimborazo. Se electrifica la ciudad, todos los

cantones de la provincia, muchas comunidades y lugares inaccesibles, por la

accidentada geografía.

2

En los últimos años se han construido dos nuevas líneas de 69 kV entre Alausí y

Multitud; y entre Alao y Guamote; con la finalidad de mantener niveles de servicio

dentro de las condiciones técnicas aceptables y exigidas por las normativas, que

fueron emitidas por el CONELEC, ahora ARCONEL como ente de control. [1]

1.3 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EERSA

1.3.1 SUBTRANSMISIÓN

El sistema de subtransmisión de la EERSA lo conforman las líneas que

interconectan 11 subestaciones de distribución, con una capacidad instalada de

72 MVA, se tiene un total de 173,26 km de líneas de subtransmisión a un voltaje

de 69 kV.

El sistema eléctrico en estudio, empieza con la subestación Riobamba que

pertenece a TRANSELECTRIC, subestación que sirve como nodo de acceso al

SNI, a voltaje de 69 kV; que se interconecta en forma de anillo con las

subestaciones: Nro. 1, 4 y 6, las cuales pertenecen al sistema de sub-distribución

de la EERSA en la ciudad de Riobamba.

En la Tabla 1.1 se hace un listado de las diferentes líneas de subtransmisión que

conforman el sistema eléctrico de la EERSA; y en la Figura 1.1 se presenta el

diagrama unifilar completo, sistema de sub transmisión de la EERSA.

3

Tabla 1.1 Líneas del sistema de subtransmisión de la EERSA

Línea de Subtransmisión Longitud (km) Cantón

S/E Alao - S/E 1 17.0 Riobamba

S/E 1 - S/E Riobamba 6.4 Riobamba

S/E 1- S/E 3 4.1 Riobamba

S/E 3 - S/E 2 3.6 Riobamba

S/E 2 - S/E 4 6.7 Riobamba

S/E 4 - S/E Riobamba 2.3 Riobamba

S/E Riobamba - S/E San Juan Chico 6.6 Riobamba

S/E San Juan Chico - S/E Cajabamba 6.0 Riobamba - Colta

S/E Cajabamba - S/E Guamote 27.0 Colta - Guamote

S/E Guamote - S/E Alausí 35.0 Guamote - Alausí

S/E Alusí - S/E Chunchi 14.54 Alausí - Chunchi

S/E Alao - S/E Guamote 19.4 Riobamba - Guamote

S/E Multitud - S/E Alausí 22.8 Alausí

4

Fig

ura

1.1

Dia

gram

a u

nifi

lar

de

l sis

tem

a e

léct

rico

de

la E

ER

SA

5

1.3.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EERSA

En el sistema de distribución en medio voltaje de la EERSA [2] existe un total de

37 alimentadores que tienen una longitud de 3169,93 km a 13,8 kV y 11,07 km a

4,16 kV, con un total de 8471 transformadores de distribución cuya potencia

instalada al mes de octubre del año 2013 suma 158,12 MVA, sirviendo a 151.610

abonados, con 3807,34 km de red en bajo voltaje y con una demanda máxima de

53,69 MW.

Las características del sistema eléctrico de distribución de la EERSA, se presenta

en la Tabla 1.2.

Tabla 1.2 Características de la red eléctrica de distribución de la EERSA, al mes

de octubre del 2013

Red de distribución de MV 13,8 y 4,16 kV

Red de distribución de BV 127/220 trifásico y 120/240V monofásico

11 Subestaciones AV/MV 69/13,8 kV

1 Subestación MV/MV 13,8/4,16 kV

505 Centros de transformación

trifásicos MV/BV

13800/220 V

7966 Centros de transformación

monofásicos MV/BV

7960/240-120 V

1.3.2.1 SUBESTACIÓN Nro. 1 CHIBUNGA

La subestación Nro. 01 se encuentra ubicada en la avenida Circunvalación, al

lado occidental de la ciudad de Riobamba y constituye una de las más

importantes para la ciudad, por cuanto en ella convergen varias funcionalidades

muy significativas para el sistema de la EERSA, entre las características más

importantes se tiene las siguientes:

· Es el punto de alimentación y distribución de energía eléctrica, entre la

central ALAO y el SNI.

· Se encuentra instalada una central termoeléctrica, con una capacidad de

2,5 MVA a un voltaje de 4,16kV.

6

Coordenadas geográficas de la subestación:

· Altura 2760 m.s.n.m.

· Latitud sur 1º40´42´´

· Latitud oeste 78º39´56´´

La subestación Nro. 1 tiene una capacidad de transformación de 15 MVA, de un

voltaje de 69 kV a 13,8 kV. La subestación cuenta con un transformador de

potencia, adicional de 3,125 MVA de un voltaje de 13,8 kV a 4,16 kV.

Las características eléctricas de los transformadores de potencia de la S/E Nro. 1,

se presentan en la Tabla 1.3 y Tabla 1.4.

Alimentadores

· Alimentador a 4,16kV

Alimentador 0401 - Chambo

· Alimentadores a 13,8kV

Alimentador 0101

Alimentador 0201

Alimentador 0301

Alimentador 0501

Alimentador 0601

Datos técnicos

Tabla 1.3 Datos técnicos del transformador de 15 MVA, S/E Nro. 1

TRANSFORMADOR DE 15 MVA

Voltaje Posición t A

72450 1 0.952 1.05

70725 2 0.976 1.025

69000 3 1 1

67275 4 1.026 0.975

65550 5 1.053 0.95

Tap Actual: 3

Impedancia: 7,49% Conexión: DY5

7

Tabla 1.4 Datos técnicos del transformador de 3.125 MVA, S/E Nro. 1

TRANSFORMADOR DE 3,125 MVA


14400 1 0.958 1.043

14100 2 0.979 1.022

13800 3 1 1

13500 4 1.022 0.978

13200 5 1.045 0.957

Tap Actual: 4

Impedancia: 5.21% Conexión: DY5

1.3.2.2 SUBESTACIÓN Nro.2 MALDONADO

Ubicada al noreste de la ciudad de Riobamba en el kilómetro 1 vía a Guano,

posee interconexión con la S/E Nro. 3 y con la S/E Nro. 4; además de tener un

alimentador (alimentador 0402) que puede ser cubierto en su demanda,

parcialmente con generación de la central hidroeléctrica Río Blanco.


· Altura 2760 m.s.n.m



La subestación Nro. 2 posee una capacidad de transformación de 15 MVA, de un

voltaje de 69 kV a 13.8 kV; las características eléctricas del transformador de

potencia de la S/E Nro. 2, se presenta en la Tabla 1.5.

Alimentadores

Alimentador 0102

Alimentador 0202

Alimentador 0302

Alimentador 0402 - Guano

Alimentador 0602 - Brigada

Alimentador 0702 - Cerámica

8

Datos técnicos




72450 1 0.952 1.05

70725 2 0.976 1.025

69000 3 1 1

67275 4 1.026 0.975

65550 5 1.053 0.95

Tap Actual: 3


1.3.2.3 SUBESTACIÓN Nro. 3 PARQUE INDUSTRIAL

Se encuentra ubicada al sureste de la ciudad de Riobamba y al igual que la S/E

Nro.1 se ubica en la parte periférica de la ciudad, en la Av. Circunvalación, está

interconectada con la S/E Nro. 3 y con la S/E Nro. 4; tiene un alimentador

(alimentador 0403) que es cubierto de suministro de energía eléctrica,

permanentemente con generación de la central Río Blanco.


· Altura 2760m.s.n.m



La subestación Nro. 1 posee una capacidad de transformación de 10 MVA, de un

voltaje de 69 kV a 13.8 kV, su transformador de potencia presenta las

características eléctricas mostradas en la Tabla 1.6.

Alimentadores

Alimentador 0103 - San Luis

Alimentador 0203 - San Gerardo

Alimentador 0303 - Tubasec

Alimentador 0403 - Penipe

9

Alimentador 0503

Datos técnicos




72450 1 0.952 1.05

70725 2 0.976 1.025

69000 3 1 1

67275 4 1.026 0.975

65550 5 1.053 0.95

Tap Actual: 3


10

CAPÍTULO 2

2 SUSTENTO TEÓRICO Y CRITERIOS PARA LA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

2.1 INTRODUCCIÓN

Con el afán de conocer los diferentes términos empleados en el presente

proyecto, resulta necesario una breve descripción de los conceptos relacionados

con los sistemas de protecciones en las redes de distribución.

La Figura 2.1 muestra los componentes de un Sistema Eléctrico de Potencia, se

puede observar los subsistema que lo conforman como: Generación, Transmisión

y Distribución.

Figura 2.1 Componentes eléctricos de un Sistema Eléctrico de Potencia

Transformadorde distribución

Red secundaria

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

ALIMENTADOR

11

2.2 SISTEMA DE POTENCIA

Es el conjunto de sistemas eléctricos que comprenden: generación, transmisión,

distribución; las cuales tienen como objetivo establecer un enlace que permita el

transporte de energía eléctrica desde la fuente de energía hasta los

consumidores. Hay un error muy difundido en el sentido de creer que el sistema

de protección no es una parte primordial del sistema de potencia.

2.2.1 SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN

Está conformado por líneas y equipamiento que interconectan las subestaciones

de distribución, y son los puntos de alimentación desde las centrales de

generación y el SNI; para la EERSA el nivel de voltaje es 69 kV. [3]

2.2.2 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Componente del sistema eléctrico de potencia que permite el transporte de

energía eléctrica desde la barra de una subestación de distribución, hasta el punto

de consumo. Constituido por dispositivos que trabajan con voltajes desde los 120

V hasta voltajes de 13800 V; y, conformado por: alimentadores primarios,

transformadores de distribución y red secundaria, teniendo en cuenta los índices

de calidad del servicio, en nuestro país regulado por el ARCONEL.[4]

El sistema eléctrico de distribución tiene por función primordial, el suministrar

energía eléctrica desde los centros de generación y nodos de entrega de energía

del S.N.I., hasta los usuarios finales, que pueden ser clientes residenciales

(hogares), comerciales (tiendas), industriales (fábricas) y especiales (hospitales).

2.2.2.1 Subestación de distribución

Son subestaciones reductoras, donde se transforma el voltaje que llega de las

líneas de transmisión y subtransmisión a un voltaje adecuado para la distribución

en sí. Está compuesta por la salida y/o llegada, de las líneas de subtransmisión

y/o transmisión, transformador de reducción, origen de los alimentadores

primarios, además de sus respectivos equipos de control, protección y monitoreo.

2.2.2.2 Alimentador primario de distribución

Comprende circuitos encargados de transportar la electricidad desde las barras

de la subestación hacia los transformadores de distribución. Compuesto por:

12

líneas principales (troncales), líneas secundarias (ramales), seccionamientos y

protecciones que enlazan la subestación con los transformadores.

2.2.2.3 Transformador de distribución

Son transformadores de potencias que van desde unos cuantos kVA hasta

cientos de kVA; los cuales reciben potencia de un alimentador primario a 7,96-

13,8 kV y transfieren dicha potencia a la red secundaria a voltajes cuyo rango se

encuentra entre 120-240 V.

2.2.2.4 Red secundaria

La red secundaria de distribución está comprendida desde las salidas de bajo

voltaje del transformador de distribución y las acometidas de los abonados; y, lo

conforman los conductores eléctricos aéreos o subterráneos; de la red secundaria

propiamente dicha. [5]

Los sistemas de distribución pueden ser de tipo aéreo, subterráneo o mixtos:

2.2.2.4.1 Redes aéreas

Es el sistema más generalizado, caracterizado por su sencillez y economía. Se

componen de transformadores de distribución, seccionadores, conductores

desnudos, aisladores, etc. los cuales se montan sobre postes o estructuras de

distintos materiales. La configuración de estas redes pueden ser radiales o

mallados; siendo la más común el tipo radial, que se asemeja a un árbol; de ahí

los nombres comunes que se dan como troncal (tronco) y ramal (ramificaciones).

En la configuración radial el flujo de potencia fluye en una dirección, siendo

solamente necesario abrir un interruptor para suspender la alimentación. En

cambio en la configuración mallada se tiene varios caminos de suministro de flujo

de potencia; presentando una dificultad en el caso que se presente un falla ya que

no se puede abrir un solo interruptor y esperar que la falla sea despejada. La

configuración mallada es excelente para poder obtener una confiabilidad de

servicio muy elevada.

13

2.2.2.4.2 Redes subterráneas

Los redes subterráneas son ideales para mantener una buena estética y bajo

impacto visual dentro de una ciudad, generalmente en lugares céntricos de los

poblados, distribuidos de esta forma son menos peligrosos para las personas.

Estos sistemas de distribución se encuentran bajo las aceras y calzadas, a través

de ductos, canales o tuberías, los conductores que los conforman ya no pueden

ser desnudos; sino apantallados y aislados, sobre todo los de medio voltaje.

2.3 CAUSAS DE INTERRUPCIONES EN SISTEMAS DE

DISTRIBUCIÓN

Es indudable que el operar un sistema con frecuentes desconexiones por

cualesquiera que fuera el origen, no está dentro de lo aceptable; por eso no está

por demás encaminar todos los esfuerzos posibles a mantener un sistema lo más

continuo y operativo la mayor parte del tiempo. [7]

Las causas de interrupción se dan principalmente, por sucesos externos a la red,

por ejemplo: descargas atmosféricas como rayos, fauna y flora que pueden entrar

en contacto momentáneamente con conductores eléctricos, maquinaria pesada

que puede romper conductores eléctricos aéreos o subterráneos, etc.

Las interrupciones también se originan en menor medida, por sucesos internos,

por ejemplo: por la falta de mantenimiento, perdida de aislamiento, fallas en

transformadores, incorrecta operación del sistema; como puede ser la dificultad

de despejar una falla con la selectividad adecuada, provocando que una falla

temporal se convierta en falla permanente impidiendo al sistema operar en su

régimen normal estable.

Se debe tomar en cuenta que un cortocircuito se puede considerar una falla; al

igual que una sobrecarga no necesariamente puede llegar a ser una falla, ya que

se puede tratar de un régimen normal en el funcionamiento del alimentador; como

una transferencia de carga o debido a la presencia de corrientes de inrush o carga

fría.

14

2.4 INTERRUPCIONES

Es el corte parcial o total del suministro de electricidad a los consumidores del

área de concesión del distribuidor; y se las puede clasificar de acuerdo a los

parámetros que se indican en el ANEXO 1. [8]

Se consideran todas las interrupciones del sistema con duración mayor a tres

minutos, incluyendo las de origen externo, debidas a fallas en transmisión.

No se considerarán las interrupciones de un consumidor en particular, causadas

por falla de sus instalaciones, siempre que ellas no afecten a otros consumidores.

2.5 CORTOCIRCUITOS

Se produce un cortocircuito cuando, un conductor eléctrico que se encuentra

energizado encuentra un camino de baja impedancia hacia otro conductor

eléctrico de diferente potencial, ocasionando efectos térmicos

(sobrecalentamiento), esfuerzos electrodinámicos anormales ó salida de

máquinas; en definitiva inestabilidad en la red. [6]

En una red eléctrica de distribución, se pueden presentar diferentes tipos de

cortocircuitos; el más común se tiene al cortocircuito monofásico a tierra, y el de

menor ocurrencia al cortocircuito trifásico. [19][20]

A continuación se describe, las características de los diferentes tipos de

cortocircuitos.

2.5.1 CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO

En este tipo de cortocircuitos intervienen las tres fases de la red, haciendo

contacto entre sí, son los estadísticamente con menos probabilidad de ocurrencia,

aproximadamente del 5%; son los únicos en el que el sistema se comporta en

condiciones equilibradas y balanceadas, tomando en cuenta que todas las fases

se encuentran afectadas por igual. Al presentarse como un sistema equilibrado,

para su cálculo se necesita únicamente de la red de secuencia positiva, y se lo

puede calcular como lo indica la ecuación 2.1.

15

2.5.2 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA

Se presenta cuando dos fases del sistema, entran en contacto incluyendo al

conductor del neutro ó directamente haciendo contacto con tierra; para su cálculo

es necesario considerar las redes de secuencia positiva, negativa y cero; ya que

existe energía que se dispersa en tierra. Éste tipo de cortocircuito puede ser

calculado con la ecuación 2.2.

2.5.3 CORTOCIRCUITO BIFÁSICO

En un sistema bifásico o trifásico, dos fases del sistema hacen contacto entre sí;

de esta manera dando como resultado un sistema desequilibrado, influyendo en

su cálculo las redes de secuencia positiva y negativa por lo que puede ser

calculado con la ecuación 2.3.

2.5.4 CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO A TIERRA

Es el que estadísticamente tiene más probabilidad de ocurrencia, entre el 70 y

80%; su valor de corriente puede ser mayor en sectores considerados como

principio del alimentador, y menores conforme el alimentador alcanza una longitud

considerable; tomando en cuenta que la impedancia equivalente es reducida

comparado con la impedancia que podría tener al final del alimentador. Al tratase

de un sistema desequilibrado, para su cálculo es necesario considera las redes de

secuencia positiva, negativa y cero; como se describe en la ecuación 2.4.

En la Tabla 2.1 se muestran las ecuaciones para encontrar las corrientes de

cortocircuito, según sea el tipo de cortocircuito a calcular,

Tabla 2.1 Ecuaciones básicas, para encontrar las corrientes de cortocircuito.

CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO

(2.1)

CORTOCIRCUITO BIFÁSICO A TIERRA

16

(2.2)

CORTOCIRCUITO BIFÁSICO

(2.3)

CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO

(2.4)

donde:

I: valor eficaz de la corriente de fase, simétrica de estado estacionario, en

el punto de falla.

Vf: valor eficaz del voltaje de fase, de estado estacionario en el punto de

falla instantes antes de la falla.

Z1, Z2, Z0: impedancia de secuencia positiva, negativa y cero,

respectivamente modeladas desde el punto de falla.

Zf: impedancia equivalente de falla.

2.6 INRUSH

El inrush ó corriente de avalancha es una condición transitoria que se presenta

inmediatamente después de la energización de un componente eléctrico; como un

transformador o un circuito de distribución.

"Cuando un transformador se energiza por primera vez o es re-energizado

después de una breve interrupción, el transformador podría experimentar

corrientes de inrush del sistema, debido a que la magnetización del núcleo podría

estar fuera de sincronía con el voltaje. La corriente de inrush puede aproximarse a

valores de cortocircuito, valores cercanos a 40 veces la corriente de carga del

transformador, y la cual disminuye rápidamente en los primeros ciclos.

Cuando el transformador es energizado; si el voltaje del sistema y la

magnetización del núcleo del transformador no están sincronizados, se produce

17

un transitorio magnético. El transitorio impulsa el núcleo a la saturación y crea una

gran cantidad de corriente en el transformador." [21]

La magnitud y forma de esta corriente depende del tamaño del transformador, la

impedancia de cortocircuito, el tipo de conexión, el magnetismo residual y el

ángulo del voltaje en el momento de la energización.

La presencia de estas corrientes se considera una condición normal dentro del

sistema eléctrico y no debe ocasionar la operación de los dispositivos de

protección, durante esta condición transitoria. [9]

2.7 CARGA FRÍA

Las corrientes de carga fría se presentan, al energizar un circuito eléctrico que

poseía cargas conectadas al mismo, luego de un largo tiempo; éstas grandes

corrientes de carga fría, se producen debido a que buena parte de la carga de un

alimentador, las representan moto-compresores; ampliamente utilizado en los

refrigeradores, que al retorno de la energía eléctrica, arrancarán de forma

automática para alcanzar su temperatura de trabajo.

Además de los moto-compresores; los responsables de la aparición de estas

corrientes elevadas, también son: motores, calentadores de agua, capacitores,

transformadores, reguladores de voltaje e iluminación; influye también

directamente factores como: tiempo de desconexión, carga conectada, día y hora

de la desconexión, tipo de re-energización y si existe generación distribuida.

2.8 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN UTILIZADOS EN SISTEMAS

DE DISTRIBUCIÓN

2.8.1 FUSIBLES

Son dispositivos de protección con característica detectora e interruptora, que

operan al paso de una sobrecorriente. Funcionan por la propiedad de la

sobrecorriente, que al circular por un conductor produce una elevada temperatura

calentando el filamento fusible, fundiéndolo y separándolo, dejando sin

continuidad física ni eléctrica un extremo del otro. [10]

18

Los fusibles según sea su tipo, tienen distintos tiempos de operación según sea la

magnitud de la corriente que los atraviese. A mayor corriente menos tiempo de

fundición del filamento y a menor corriente mayor tiempo de fundición del

filamento; apareciendo de esta manera la característica de tiempo inverso del

fusible.

Figura 2.2 Característica de operación de un fusible

En la Figura 2.2 se observa dos curvas para un mismo fusible F1, la curva

designada como tiempo mínimo de fusión, representa el tiempo en el cual el

filamento empieza a fundirse; y la siguiente curva, corresponde al tiempo máximo

de despeje, es el tiempo máximo en el cual el filamento se funde por completo.

Existen diferentes tipos de fusibles como son: K, T, H, N, E, NH, NZ, entre otros,

según cuál sea la norma a la que se refiera su fabricación; cada uno con

diferentes tipos de curvas y para diferente tipo de utilidad.

La relación de velocidad de un fusible (RV) se calcula mediante las curvas de

operación entregadas por el fabricante del fusible; como se muestra en el Anexo

2, y no es más que, el valor de la corriente de fusión del fusible escogido en un

Tiempo (s)

Corriente (A)Imáx servicio

Tiempo mínimo de fusión

tmf

mdt

Icc

Tiempo máximo de despeje

F1

tiempo de duración del arco

19

tiempo de 0,1 segundos, dividido para el valor de la corriente de fusión en un

tiempo de 300 segundos para un fusible de hasta 100 A; y 600 segundos para

fusibles superiores a 100 A; del mismo fusible. [5]

donde:

IN : tamaño del fusible escogido

RV : relación de velocidad del fusible escogido

Ifusión : corriente de fusión del fusible

Los fusibles utilizados en la EERSA para alimentadores, son del tipo K que tienen

una relación de velocidad rápida (6 - 8.1), comparados con los tipo T (10 - 13.1)

que se los considera lentos; según normas EEI - NEMA. También es muy común

la utilización de los fusibles H y E en la protección de transformadores de

distribución. [16]

La diferencia de velocidades de fusión, entre diferentes tipos de fusibles, se muestra

en la Figura 2.3.

Los valores nominales de los elementos fusibles, según norma EEI-NEMA son:

Tamaños preferidos: 6, 10, 15, 25, 45, 65, 100, 140, 200 A

Tamaños no preferidos: 8, 12, 20, 30, 50, 80 A

Menores de 6A: 1, 2, 3, 5 A

A continuación se listan los tipos de link fusibles que existen hoy en día en el

mercado según normas AYEE, ANSI C.37.40,41,42,46,47 y 48, IRAM 2400, NIME

y NEMA:

K: Conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades 6 a

8).

(2.5)

(2.6)

20

Figura 2.3 Diferencia de velocidades de fusión en distintos fusibles

T: Más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).

Std: Intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de

corriente (relación de velocidad 7 a 11).

H: Conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de

fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).

N: Conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún que

los H.

21

X: Provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones de la

corriente (relación de velocidad 32).

Sft (Slo Fast): Provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporales

en transformadores.

MS o KS: Respuesta ultralenta y mayor permisividad de corriente que los

T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).

MN241 AYEE: Conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen un

resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.

Los fusibles se colocan en un dispositivo llamado portafusible, que al ser ubicado

dentro de un equipo seccionador, cumple la función de interrumpir la corriente

eléctrica instantes después de haber ocurrido el cortocircuito; al proporcionar un

corte visible generalmente se lo utiliza como dispositivo de maniobra.

Para dimensionarlo adecuadamente se debe especificar su frecuencia, corriente

nominal, voltaje nominal, máximo voltaje de diseño y capacidad de interrupción.

En la Figura 2.4 se observa un equipo seccionador, actualmente utilizado en la

EERSA.

Figura 2.4 Seccionador - portafusible

22

2.8.2 RECONECTADOR

El reconectador es un equipo interruptor autónomo que detecta condiciones de

sobrecorriente en fase y neutro; opera abriendo y cerrando automáticamente un

circuito eléctrico de distribución previo una configuración de tiempo de cierre y

apertura, si detecta una sobrecorriente persiste un tiempo determinado [13]. En un

sistema de distribución aéreo, entre el 80% al 95% de las fallas son temporales, al

menos por algunos ciclos o segundos [16]. Este equipo de protección cumple las

funciones de detección de fallas, interrupción y reconexión del circuito fallado.

El reconectador detecta una condición de falla al medir la corriente de línea

comparándola con la corriente de disparo; si esta corriente es superior abre sus

contactos, espera un tiempo determinado, y cierra sus contactos reenergizando el

circuito; esta operación se repite hasta en cuatro ocasiones, para luego si la falla

persiste abrir permanentemente el circuito.

La Figura 2.5 muestra la operación del reconectador, cuando por él se presentan

corrientes de cortocircuito, observando los tiempos de operación de cierre y

apertura, denominados intervalos de recierre.

Figura 2.5 Secuencia de operación de un reconectador con 4 reenganches

Icarga

Icc

Operaciones rápidas Operaciones lentas

Intervalos de recierre

Tiempo

Bloqueo en abierto

23

Así como los fusibles, los reconectadores también poseen curvas tiempo vs.

corriente, características de cada reconectador y las estandarizadas por las

normas IEEE ó IEC.

La , muestra curvas de reconectadores, la curva A es muy rápida con tiempos

muy pequeños, la curva B es de actuación lenta con tiempos mayores, y la C es

extremadamente lenta; no obstante, los reconectadores actuales controlados

mediante microprocesadores tienen la capacidad de definir curvas según su

necesidad; ya sea para fallas entre fases ó fase - tierra.

Figura 2.6 Curvas tiempo-corriente de reconectadores

El reconectador además de reenergizar el circuito, tiene como tarea realizar las

operaciones de apertura y cierre lo suficientemente rápidas para lograr salvar el

fusible y permitir que la falla transitoria desaparezca por si sola; o a su vez operar

con tiempo suficiente para que el fusible que corresponde instalado aguas abajo

se funda, en caso de fallas permanentes. Según cuál sea la técnica que se

aplique; salvar el fusible o no salvar el fusible.

Tiempo (s)

Corriente (A)Imáx servicio

C

B

A

24

Para la coordinación de protecciones del presente trabajo se considera la técnica

de no salvar el fusible, dado que se temporiza un tiempo determinado la actuación

del relé de la subestación con la expectativa de que la falla desaparezca por sí

sola, o a su vez actúe el fusible destinado a proteger su zona de protección, antes

de que opere el interruptor de potencia.

La técnica de salvar el fusible, se utiliza con la condición de que el interruptor de

la subestación o el reconectador instalado aguas arriba del fusible; actúe lo

suficientemente rápido, antes de que el fusible se funda. [7]

2.8.3 RELÉS

Los relés utilizados para la protección de alimentadores son dispositivos

compactos conectados a elementos de alto voltaje a través de transformadores de

corriente y potencial; y cumplen la función de, medir los parámetros eléctricos

como voltajes y corrientes de un circuito eléctrico de distribución; necesarios para

distinguir un régimen normal de una avería; y si detecta que una avería es

permanente (como un cortocircuito), envía una señal al dispositivo de apertura

asociado (interruptor o disyuntor de mayor potencia), para que éste desconecte el

circuito tan rápido como sea posible.

A estos relés se los ubica principalmente a la salida del alimentador en los

cubículos de las subestaciones, aprovechando las lecturas de los mismos para

llevar una estadística de operación del sistema, siendo el relé de sobrecorriente

(instantáneo y temporizado), el más utilizado en la coordinación de protecciones

en alimentadores de distribución. [11]

Relé de sobrecorriente

Los relés de sobrecorriente son dispositivos que actúan cuando la corriente que

miden supera el valor mínimo de disparo (corriente de pick-up), el relé trabaja en

conjunto con un transformador de corriente y un interruptor de potencia

(disyuntor), el cual desconecta el circuito cuando el relé da la orden de apertura.

Existen tres variables a tomar en cuenta en estos relés las cuales son:

25

· El nivel de corriente mínima de operación, TAP.

· La característica de tiempos de operación, DIAL.

· El tipo de curva característica de tiempo inverso de operación.

De acuerdo a la característica de tiempo de operación los relés de sobrecorriente

pueden clasificarse en: instantáneos (50) ó temporizados (51), según la

nomenclatura de norma ANSI. [14]

Los relés al igual que otros elementos de protección, también poseen curvas

tiempo - corriente, siendo muy familiares las instantáneas y de tiempo inverso

como se muestra en la Figura 2.7.

Figura 2.7 Curvas tiempo - corriente de relés.

a) instantáneo, b)tiempo definido, c) tiempo inverso

Las curvas y ecuaciones asociadas a los relés de protección de las subestaciones

y alimentadores utilizados en el presente trabajo se muestra en el ANEXO 2.

2.9 CARACTERISTICAS FUNCIONALES DE UN SISTEMA DE

PROTECCIÓN

De manera general se puede afirmar que un sistema de protecciónes comprende

todos los dispositivos adecuadamente calibrados y coordinados, encargados de

detectar una falla, localizarla y aislarla rápidamente del sistema, permitiendo que

la parte del sistema sin avería siga operando. [5] [13]

Como no puede ser excluyente en una ingeniería, los sistemas de protecciones

deben poseer ciertas características para permitir una operación adecuada del

sistema de potencia en condiciones normales y de falla. [7]

t (seg)

Veces Iop

0.01

0.02

0.03

0.04

1 3 5

t (seg)

Veces Iop

2

4

1 3 5

t (seg)

Veces Iop

2

4

1 3 5

6

a b c

26

Las propiedades que deben cumplir los sistemas de protección son:

· Selectividad

Las protecciones deberán ser capaces de localizar la falla y despejarla,

sacando del sistema únicamente la parte afectada por la falla. Deberá operar

los dispositivos de protección que la delimitan y no otros.

Selectividad absoluta: La selectividad es absoluta cuando la protección

desconecta solamente al elemento averiado sin necesidad de desconectar a

otro elemento contiguo.

Selectividad relativa: En ciertas circunstancias y solo como respaldo, se

necesita que se garantice suministro o desconexión eléctrica de ciertas zonas

de sistemas adyacentes, en el caso que sus protecciones no actúen.

· Sensibilidad

Debe tener la capacidad de detectar la menor de las fallas y actuar para que

no pueda afectar a partes no comprometidas con la falla. La protección debe

ser sensible para valores mínimos de cortocircuitos y los niveles máximos de

desbalances de corriente.

· Velocidad o rapidez

La velocidad de respuesta de una protección debe ser según la falla, ya que

un cortocircuito debe ser despejado más rápidamente que una sobrecarga. En

términos generales mientras más rápido sea despejada la falla, menor será el

daño que sufra el equipo así como el riesgo para las personas que pudiesen

interactuar con el elemento en falla.

· Confiabilidad

Las protecciones deben estar disponibles para el momento en que se requiera

y deba actuar. Para lograr esta característica se deben cumplir con diseño

correcto, instalación adecuada y mantenimiento preventivo necesario; para

lograr todo esto, se deben revisar normas y manuales de los equipos.

· Economía

27

Una vez realizado el diseño propuesto en el sistema de protecciones, se

procede a verificar selectividad, sensibilidad y rapidez para cada uno de los

escenarios seleccionados; y finalmente, si se tienen algunas variantes se

selecciona la económicamente más factible.

2.10 CRITERIOS PARA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

[5][13] [17][18]

Para lograr una correcta coordinación en las protecciones se debe seleccionar

adecuados ajustes de los dispositivos de protección; de tal manera que realicen

sus funciones cumpliendo con las características de operación propias de los

equipos o dispositivos del sistema de protección.

Se recomienda considerar los siguientes criterios para realizar una correcta

coordinación de protecciones en un sistema de distribución:

· Se debe realizar un estudio de cargas del sistema; debiendo determinarse los

máximos y mínimos valores de carga en cada elemento o tramo a ser

protegido.

· Realizar un estudio de cortocircuitos; lo cual se logra mediante el cálculo de

corrientes de cortocircuito en los puntos donde se ubiquen los dispositivos de

protección, derivaciones y terminales.

· Ubicar y seleccionar adecuadamente los equipos de protección para que

cumplan con sus características funcionales.

· Seleccionar las características de operación y ajustes de los equipos de

protección de manera que exista una coordinación efectiva entre ellos.

· Finalmente se debe realizar las simulaciones pertinentes; tales como, gráficos

tiempo - corriente, mostrando los niveles de cortocircuitos requeridos y las

características de operación de los equipos.

2.10.1 SELECCIÓN DE FUSIBLES

El fusible debe ser seleccionado de manera que deje conducir la máxima corriente

de carga del circuito protegido, dejando además, un porcentaje de sobrecarga en

base a las condiciones del circuito. Así como, debe interrumpir la corriente de falla

máxima calculada en el nodo deseado.

28

Para los transformadores de distribución, el fusible debe permitir la energización

normal del transformador (inrush) y operar por debajo del límite de daño térmico

del transformador.

En cuanto al voltaje de nominal del fusible, debe ser escogido según el voltaje en

el cual se encuentra trabajando, para sistemas trifásicos voltaje de línea y para

sistemas monofásicos voltaje de fase.

2.10.2 COORDINACIÓN FUSIBLE - FUSIBLE

Para lograr una coordinación adecuada entre fusibles, se establece ciertos

criterios que se consideran relevantes para el estudio:

· La regla básica o el criterio más ampliamente utilizado establece que el tiempo

máximo de despeje del fusible protector debe ser menor que el 75% del

tiempo mínimo de fusión del fusible protegido. Figura 2.8.

Figura 2.8 Criterio de coordinación fusible - fusible

· La corriente de carga en el punto donde se ubica el fusible no debe exceder a

la capacidad nominal de transporte de corriente del fusible. Esto tiene mucho

que ver en la variación de los tiempos de operación de los fusibles; ya que al

circular corriente los fusibles se calientan; provocando fatiga en el elemento

fusible, y la curvas de operación proporcionadas por los fabricantes son

determinadas para cero corriente de carga.

Tiempo (s)

I (A)Imáx servicio

t

Icc

F1

mf F2

tmd F1

F2

FusibleProtegido

FusibleProtector

FusibleProtector

FUENTE CARGA

CA

RG

A

tmd F1

tmf F2

< 0.75

PR

OT

EG

IDO

PR

OT

EC

TO

R

29

El software CYMTCC posee una configuración visual del elemento fusible, en el

que se puede simular un precalentamiento que pueda ocurrir en dicho fusible por

fallas previas u operación normal del sistema. Para lo cual es necesario ingresar

en la curva de coordinación del fusible y modificar el multiplicador de tiempo de

1.000 a 0.75, como se muestra en el ANEXO 3.

2.10.3 COORDINACIÓN RECONECTADOR - FUSIBLE

Para lograr una correcta coordinación entre el reconectador y el fusible, es

necesario conocer la ubicación relativa del fusible en referencia al reconectador;

en la Figura 2.9 se muestra la ubicadión del fusible aguas arriba, respecto al

reconectador en el caso de la EERSA.

Figura 2.9 Unifilar de la ubicación del fusible del lado de carga respecto al

reconectador

En la coordinación del reconectador y el fusible, se considera los siguientes

criterios:

· La mejor coordinación entre un reconectador y un fusible se alcanza

programando la secuencia de operación del reconectador, en dos operaciones

rápidas seguidas de dos operaciones retardadas.

Se lo realiza de esta manera ya que, se conoce que la mayoría de fallas son

temporales y en la primera operación se despeja alrededor del 80% de las

fallas, en la segunda operación se despeja otro 10%, en la primera operación

retardada actuaría el fusible frente a una falla permanente en su sección

protegida y si en la cuarta operación la falla persiste se consideraría a la falla,

Fusible

Fusible

FUENTE CARGA

CA

RG

A

R

Reconectador

30

como una falla permanente de mayor importancia, siendo necesario que el

personal de mantenimiento encuentre y repare la avería.

· El reconectador debe detectar todas las corrientes de falla en su zona de

protección y en la zona protegida por el fusible y para todos los posibles

valores de corriente de falla, el tiempo mínimo de fusión del fusible debe ser

mayor que el tiempo de operación rápida del reconectador multiplicado por un

factor "K", que se muestra en la Tabla 2.2. La intersección de la curva de

tiempo máximo de despeje del fusible con la curva temporizada del

reconectador, determina el punto de mínima coordinación.

Tabla 2.2 Factores de multiplicación "K" para elementos de lado de la carga

Tiempo de reconexión

(ciclos)

FACTORES DE MULTIPLICACIÓN

Una operación rápida Dos operaciones rápidas

25-30 1.25 1.80

60 1.25 1.35

90 1.25 1.35

120 1.25 1.35

Figura 2.10 Criterio de coordinación reconectador - fusible

t (s)

I (A)Imáx servicio

B

A

F1

Icc min I cc máx

Rápida

Lenta

31

En la Figura 2.10 se muestra que para corrientes inferiores a la corriente máxima,

la operación rápida del reconectador (curva A) es más rápida que el tiempo de

operación del fusible pudiendo salvarlo, quizás frente a fallas transitorias; mientras

que para corrientes superiores, quizás de falla permanente, actuaría la curva

temporizada del reconectador (curva B) permitiendo que la operación del fusible

sea más rápida que la del reconectador aislando la zona protegida por el fusible

fundido.

2.10.4 CRITERIO DE AJUSTE EN EL RECONECTADOR

Generalmente en los reconectadores los ajustes de mayor importancia son: la

operaciones de apertura y cierre, los tiempos muertos y el acierto de las curvas

tiempo corriente; pero estos criterios se dan con más énfasis en alimentadores

con alta incidencia de desconexiones temporales.

Se debe considerar el dar la oportunidad de que toda falla sea una falla

transitoria, lo cual ocurre comúnmente en alimentadores rurales donde una rama

caída puede fácilmente hacer contacto con las líneas de distribución o la fuerza

del viento puede hacer que la líneas hagan contacto entre sí temporalmente, en

alimentadores urbanos no tienen alta incidencia de que suceda algún fenómeno

natural que pueda ocasionar una falla temporal, sino mas bien las fallas que se

ocasionen en un alimentador urbano se deban a la mano del hombre, por

ejemplo: un poste chocado, la caída de objetos aledaños a los edificios que

causaren la rotura y contacto de los conductores.

Los reconectadores utilizados y previamente instalados en el sistema son

utilizados aparte de cumplir funciones de protección, como interruptores para

maniobrar entre alimentadores o en ocasiones de trabajos peligrosos a realizar en

la red, como interruptor de potencia para desconectar grandes áreas.

CALIBRACIÓN EN LA FASE DEL RECONECTADOR

La corriente de operación de fase tiene que ser mayor a la corriente máxima de

carga que atraviesa el reconectador, multiplicado por un factor de crecimiento de

carga igual a 1,3 y debe ser menor a la corriente de cortocircuito mínima al final

del circuito al cual protege.

32

( 2.3)

donde:

Icc 3Ø : corriente de cortocircuito mínima al final del circuito

Ifase : corriente calibrada por fase, del reconectador

Icarga máx : corriente de operación máxima del reconectador

En condiciones que el reconectador se encuentre instalado en circuitos de

protección para transferencia de carga, la corriente de ajuste por fase, deberá ser

mayor a la suma de corriente de carga del circuito transferido y la carga del

circuito en estudio, multiplicada por un factor de crecimiento de carga.

( 2.4)

donde:

I carga : corriente del circuito en la zona de protección del reconectador

I circuito transf : corriente del circuito transferido al nuevo alimentador

CALIBRACIÓN EN EL NEUTRO DEL RECONECTADOR

La corriente de interrupción del neutro deberá ser menor que la corriente de

cortocircuito monofásico a tierra mínima dentro de su zona de protección; y,

mayor que el 30% de corriente de carga máxima del circuito debido a

desbalances.

( 2.5)

donde:

I carga máx : corriente de operación máxima en la zona del reconectador

I neutro : corriente calibrada en el neutro del reconectador

I cc 1Ø mín : corriente de cortocircuito monofásico mínimo al final del reconectador

2.10.5 CRITERIO DE AJUSTE DE LOS RELÉS

Para el caso de la EERSA se tienen instalados los relés que comandan los

interruptores de potencia que protege a cada alimentador; dichos relés deben

33

coordinar con los fusibles instalados aguas abajo, lo cual se logra cuando el

fusible se funde antes que el relé opere, de manera que hay que asegurar que

exista un tiempo entre 0.3 a 0.4 segundos entre la curva máxima de despeje del

fusible y la curva de tiempo inverso del relé haciendo que la curva de los dos

dispositivos no se intersequen; dicho tiempo entre las curvas corresponde a

errores de tolerancia , sobrecarga, etc. que pudiese presentarse en la señal en

éstos.

Para la calibración de los relés es necesario definir los siguientes parámetros.

TAP: parámetro que permite variar la sensibilidad del relé, logrando de esta

manera que el relé opere a diferentes valores de corriente; éste valor define la

corriente de pick up del relé.

( 2.6)

donde:

K : tantas veces como sea la corriente mínima esperada del alimentador

Imáx : es la corriente máxima de carga del alimentador protegido.

RTC : la relación de transformación del transformador de corriente.

DIAL: parámetro que permite variar el tiempo de retardo antes de que el relé

opere, siempre que la corriente que alcance éste sea mayor o igual a la corriente

de pick up. El dial representa cada uno de los posibles ajustes de tiempo o curva

característica del relé.

2.10.5.1 RELÉ DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE FASE (50)

Debe ser calibrado de tal manera que no opere para corrientes de inrush en el

restablecimiento de la energía, por lo que se debe calibrar al menos 2.5 veces la

corriente máxima de operación del alimentador.

Este relé debe ser capaz de detectar una corriente equivalente al 40% de la

corriente mínima de falla al final del alimentador.

34

2.10.5.2 RELÉ DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADO DE FASE (51)

El TAP del relé, debe ser calibrada de manera que el mismo no opere por debajo

de 1.5 veces la corriente máxima de operación.

Se debe permitir que este relé permita una sobrecarga máxima del 40% de la

capacidad normal del alimentador, para que exista la posibilidad de tomar carga

de otros alimentadores en caso de contingencias.

Para los casos en que la capacidad de conducción de un elemento de potencia de

la red, sea menor a la capacidad nominal de un alimentador, se toma como límite

de arranque del relé, la corriente nominal del elemento en cuestión.

El relé no debe operar para corrientes de restablecimiento en frío, valor que debe

ser fijado en base a una capacidad promedio del alimentador.

El dial de ajuste del relé, debe permitir la coordinación con los otros dispositivos

de protección, y además de servir como respaldo de estas protecciones.

2.10.5.3 RELÉ DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEO DE NEUTRO (50N)

Para que exista una mejor coordinación con los fusibles de ramales y con

reconectadores; que al mismo tiempo detecten fallas a tierra al final del

alimentador; tiene que asegurar un despeje de fallas a tierra de valores del 40%

de la corriente mínima de falla al final del alimentador.

2.10.5.4 RELÉ DE SOBRECORRIENTE TEMPORIZADO DE NEUTRO (51N)

La corriente de ajuste de éste relé, debe ser de aproximadamente un 30% de la

corriente nominal del alimentador, considerando un desbalance residual producido

en el sistema.

2.11 PARÁMETROS DE CALIDAD EN LA OPERACIÓN DE LOS

ALIMENTADORES

Para realizar un diagnóstico adecuado de la operación actual de los

alimentadores se recomienda analizar los siguientes parámetros eléctricos:

§ Nivel de voltaje

§ Cargabilidad de conductores

§ Demanda

35

2.11.1 NIVEL DE VOLTAJE

El voltaje es el parámetro eléctrico fundamental en el cual, los encargados de

administrar un sistema eléctrico de distribución, pueden determinar problemas

que se pueda tener en el sistema. El principal síntoma que se podría asociar al

voltaje es, la caída de voltaje, que se presenta debido a la resistencia eléctrica

propia de los conductores, y que se incrementa conforme la demanda aumenta.

Dentro de la REGULACION No. CONELEC – 004/01; el nivel de voltaje ocupa el

primer aspecto dentro del control de la calidad del producto técnico, es por eso

que dictamina los rangos de voltaje permisibles dentro del sistema que se

administre. Se presenta en la Tabla 2.3 el máximo rango de variación de voltaje

admitido en el Ecuador.

Tabla 2.3 Variaciones de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje

nominal

Subetapa 2 Voltaje

Alto Voltaje ± 5,0 % > 40 kV

Medio Voltaje ± 8,0 % 0,6 - 40 kV

Bajo Voltaje. Urbanas ± 8,0 % < 0,6 kV

Bajo Voltaje. Rurales ± 10,0 % < 0,6 kV

Para determinar la variación de voltaje se utiliza una ecuación 2.7, expresada en

porcentaje tomando como referencia el voltaje nominal donde se toma la medida.

(2.7)

donde:

DVk: variación de voltaje, en el punto de medición, en el intervalo k de 10 minutos

Vk : voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos

Vn : voltaje nominal en el punto de medición

Dentro de la regulación, también se establece los límite de caída de voltaje para

alimentadores rurales del ±5%; y para alimentadores urbanos el ±3%. [8]

36

2.11.2 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES

Los conductores eléctricos de los alimentadores en especial los de los troncales,

deben ser adecuadamente dimensionados y planificados a un futuro muy

probable, ya que deben soportar sobrecargas y cortocircuitos; que, según su

duración, podrían llegar a dañar los mismos.

La cargabilidad de los conductores no es más que la corriente para la cual fue

diseñada el conductor, dividido para la corriente de operación expresado en

porcentaje; es decir, cuanta corriente circula respecto a la nominal. Lo cual puede

depender según la operación del sistema; ya sea que se tenga una contingencia y

se necesite sobrecargar un poco más algunas secciones, pero que no sea en

estado normal; ya que cada empresa distribuidora debe determinar su límite de

operación más económico analizando las pérdidas, costos por abastecer o no a la

carga, multas, etc. En la Tabla 2. 4 se muestra la máxima capacidad de

conducción de corriente en cada alimentador.

Tabla 2. 4 Capacidad de conducción eléctrica para los diferentes conductores en

cada alimentador

ALIMENTADOR SECCIÓN

CONDUCTOR

TIPO CORRIENTE

MÁXIMA

ALIMENTADOR 0201 4/0 AWG ACSR 340 A

ALIMENTADOR 0202 4/0 AWG ACSR 340 A

ALIMENTADOR 0501 2 AWG ACSR 180 A

ALIMENTADOR 0503 2 AWG ACSR 180 A

2.11.3 DEMANDA

La demanda eléctrica es crucial para la empresa distribuidora, ya que debe

preparar sus equipos e instalaciones para tener la capacidad de suministrar la

cantidad de energía máxima que se espera proveer.

La demanda se define como el promedio de potencia eléctrica requerido por una

carga en un intervalo de tiempo. Para el Ecuador el intervalo es de 15 minutos, el

cual se mide en los cubículos de salida de cada alimentador; estos valores se

37

utilizan generalmente para hacer proyecciones de operación, y además para

realizar compras al mercado eléctrico.

La demanda en el caso de la EERSA se la mide en términos de potencia activa

(kW); pero además, se la puede expresar en términos de potencia reactiva (kVAr),

potencia aparente (kVA) o corriente (A).

38

3 CAPITULO 3

DIAGNÓSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN ESTUDIO

3.1 INTRODUCCIÓN

Las averías en los sistemas eléctricos de potencia son inevitables. Dichas averías

pueden no solo ocurrir por el desgaste natural del aislamiento de los elementos

del sistema eléctrico, sino incluso por la instalación o manipulación inadecuada

realizada por los operadores [7].

Los sistemas de protecciones representa un sistema fundamental para el correcto

funcionamiento de un sistema eléctrico de potencia debido a que poseen una

importancia crítica; ya que se encargan de mantener el sistema eléctrico con

protección adecuada cuando se presente una anomalía, y permitiendo una

operación continua cuando el sistema opere de forma normal; siempre

manteniendo a salvo los equipos de las irregularidades.

En la elaboración del presente estudio resulta necesario realizar un diagnóstico

del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Riobamba, conformado por;

los alimentadores 2 y 5 de la Subestación 1, alimentador 2 de la Subestación 2, y

alimentador 5 de la Subestación 3; con la finalidad de identificar cuáles son las

condiciones en las que se encuentran los sistemas de protecciones de las redes a

estudiarse.

Para realizar este trabajo se dispone de los software CYMDIST y SPARD. Los

resultados obtenidos con la aplicación del software serán validados con

inspecciones en campo; las mismas que permitirán verificar el correcto

funcionamiento del estudio de coordinación de protecciones.

Los parámetros de operación de los diferentes alimentadores fueron

proporcionados al mes de octubre del año 2013, por el Departamento de Estudios

Técnicos de la EERSA.

39

3.2 DESCRIPCIÓN DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO

3.2.1 ALIMENTADOR 0201

El alimentador 0201 es netamente urbano; y comienza su recorrido en la Av. 9 de

Octubre cerca a la calle Espejo, en dirección noroeste llegando a la calle España

y continua por la misma hacia el centro de la ciudad hasta llegar en su parte más

alejada la calle José Veloz, sirviendo en su recorrido inicial a sectores

residenciales como son los barrios: Quinta Mosquera, 9 de Octubre, Politécnico

Antiguo, Las Carmelitas, Colon, El Tejar; y, en su recorrido de mitad hacia arriba,

sirve a barrios residenciales y en mayor medida comerciales como son: La

Merced, La Concepción; y también parte de los barrios como: La Panadería,

Loma de Quito, La Estación, Santa Rosa, Santa Faz y La Florida.

La configuración del alimentador es de tipo aéreo radial, perteneciente a la

Subestación Nro.1 Chibunga.

En la Tabla 3.1 se realiza una breve descripción de los parámetros más

relevantes del alimentador 0201.

Tabla 3.1 Parámetros actuales de operación del alimentador 0201

Voltaje nominal 13,8 kV

Carga instalada 6054,79 kVA

Demanda promedio 141,43 kVA

Corriente de operación 125,0 A

Voltaje de operación 13,7 kV

Factor de carga 55,28 %

Área de servicio 914.970 m2

Longitud 2250 m

La configuración y disposición geométrica de los conductores eléctricos en sus

estructuras de soporte, se lo realiza en base a la homologación de las unidades

de propiedad y unidades de construcción del sistema de distribución eléctrica del

MEER.

40

Se muestra en la Figura 3.1 la caída de voltaje al punto más alejado del

alimentador 0201, en el cual se observa que no existe violación en cuanto se

refiere a caída de voltaje.

Figura 3.1 Niveles de voltaje a demanda máxima, alimentador 0201


Este alimentador pertenece a la subestación Nro. 2 - Maldonado; empieza su

recorrido en dirección Sur Oeste por la Av. Antonio José de Sucre desde la calle

Vegonias hasta la Av. 9 de Octubre, por ambos lados de la Av. 21 de Abril, calle

México hasta la calle García Moreno, cubriendo la calle Argentinos hasta la calle

Tarqui; abarca en su recorrido barrios como: El Prado, Plaza Dávalos, La Salle,

El Cuartel, Brigada Galápagos, Cooperativa 21 de Abril, Calzado Libre, 19 de

Octubre, Bolívar Chiriboga, El Esfuerzo, Complejo La Panadería, Mirador Alto; y,

parte de los barrios: San Alfonso, La Panadería, La Concepción y José Mancero.


Voltaje nominal 13,8kV






41

Área de servicio 1'322.191 m2

Longitud 2740 m






MEER.






El alimentador 0501 sirve en su mayor parte al sector urbano, conformado por las

calles Juan de Velasco, Olmedo, Av. Juan Felix Proaño y Av. 9 de Octubre; y,

barrios rurales como: La Libertad y Santa Cruz.

La configuración del alimentador es de tipo aéreo radial, perteneciente a la

Subestación Nro. 1-Chibunga.

42










Área de servicio 3´761.435 m2

Longitud 2400 m




MEER.


43





Este alimentador es urbano en su totalidad; suministra energía eléctrica a

alrededor de un 80% del Parque Industrial de Riobamba. El alimentador 0503

nace en la Subestación Nro. 3 - Parque Industrial, y comienza su recorrido en

dirección oeste desde la Av. Edelberto Bonilla por la Av. Celso Augusto

Rodríguez, al llegar a la calle Puruha se deriva hacia ambos lados de la calle;

avanzando hacia la calle José Veloz hasta la calle Juan de Velasco;

comprendiendo en su recorrido barrios como: San Francisco, Villa María,

Bellavista, Santa Marianita, La Trinidad, Juan de Velasco, La Dolorosa y Santa

Anita.

La carga de este alimentador está constituida en su mayoría, por abonados de

tipo residencial e industrial; y en menor medida por abonados comerciales.










Área de servicio 1'929.828 m2

Longitud 2400 m



44


MEER.





3.3 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PROTECCIONES

El sistema de protecciones de los alimentadores en estudio fue verificado en su

totalidad; encontrando en su mayoría varias novedades con respecto al Sistema

de Información Referenciado (GIS) que fueron corregidas en su momento; en su

parte medular, la existencia o ubicación incorrecta de seccionadores fusible y

seccionadores cuchilla.

Se verificó los calibres de los conductores, las potencias de los transformadores,

así como su protección en medio voltaje.

La totalidad de fusibles para proteger ramales, troncales y transformadores de

distribución, son del tipo K; la mayoría de los fusibles instalados para proteger

transformadores se encuentran sobredimensionados, así como los fusibles que

protegen los conductores se encuentran subdimensionados.

45

Las diversas curvas tiempo - corriente de los diferentes elementos constitutivos

del sistema de protección se encuentran detalladas en el ANEXO 2.

3.3.1 SISTEMA DE PROTECCIONES ALIMENTADOR 0201

Este alimentador posee la protección de un disyuntor que funciona a 13,8 kV,

accionado por los relés asociados al mismo con su modo de cierre automático

bloqueado.

El alimentador 0201 posee instalado en sus tramos varios seccionadores cuchilla

y seccionadores fusibles, para maniobras con otros alimentadores cuando se

realicen trabajos con desconexiones, y como protección de los conductores en

caso de fallas seccionadores fusibles; posee además instalado un reconectador

en el final de su parte troncal para interconectarse con el alimentador 0202 en

caso de mantenimiento o transferencia de carga en el lado de la subestación No.

01.

Algunos fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados, ya

que no presentan una adecuada coordinación al no ofrecer selectividad ni

protección apropiada. Como se indica en el ANEXO 8.

El alimentador 0201, tiene instalado en su parte troncal en dos ubicaciones

seccionadores fusibles, que resulta contraproducente con el criterio de no ubicar

fusibles en el troncal del alimentador, designados como F.C.1. y F.C.2.; así como

el F.C.3 para maniobra con el alimentador 0501, ubicado en el plano

correspondiente a este alimentador en el ANEXO 9.


Este alimentador posee instalado varios seccionadores fusible y también

seccionadores cuchilla ubicados en diferentes puntos a lo largo del alimentador;

que seccionan adecuadamente los ramales asignados, no así un seccionador

fusible designado como F.C.1. ubicado en la parte intermedia del alimentador; así

como, el fusible F.R.1. se encuentra en una posición incorrecta, referidos en su

plano correspondiente en el ANEXO 9.

46

Además de los seccionadores, también posee instalado reconectadores utilizados

para entrar en paralelo con los alimentadores: 0501 y 0203; como también un

reconectador en medio alimentador para realizar desconexiones.

En la cabecera del alimentador posee instalado un disyuntor de potencia

comandados por sus respectivos relés que darán la orden de apertura o cierre en

caso de fallas.

Algunos fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados, ya

que no presentan una adecuada coordinación al no ofrecer selectividad ni

protección apropiada. Como se indica en el ANEXO 8.


Este alimentador posee instalado en varios puntos, seccionadores fusible los

cuales se encuentran en posiciones adecuadas, en tanto seccionadores cuchilla

se encuentran escasamente.

También posee un interruptor de aceite a la mitad de su recorrido, y dos

reconectadores cercanos al Hospital General Docente de Riobamba, que sirven

para realizar maniobras con el alimentador 0503, con la ayuda de un juego de

seccionadores trifásicos en la Av. Juan Félix Proaño, que se encuentran en

posición normalmente abiertos.

En el inicio de este alimentador, tiene instalado un disyuntor de potencia

comandado por sus relés de sobrecorriente tanto de fase como de neutro.

Varios fusibles se encuentran incorrectamente ubicados y dimensionados dentro

de la red; como lo son: F.C.2. y F.R.1.; así como, el fusible F.C.1. para maniobra

con el alimentador 0503 en caso de transferencia de carga, ubicados en el plano

correspondiente a éste alimentador en el ANEXO 9; y el tamaño actual de los

fusibles, como se muestra en el ANEXO 8.


Es uno de los alimentadores que mas área y carga instalada abarca, dentro de los

considerados para el presente trabajo. Tiene instalado en la cabecera del

alimentador un interruptor a 13,8 kV, el cual es accionado cuando los relés que lo

comandan así lo indiquen.

47

Posee instalado varios seccionadores fusibles y seccionadores cuchilla, los cuales

en algunos casos se acompañan de interruptores de aceite; además posee

instalado varios reconectadores que sirven para la interconexión con otros

alimentadores tales como: alimentador 0202 y alimentador 0501; ya sea cuando

se trate de maniobras o como protección.

En el alimentador 0503, se encuentran ubicados seccionadores fusibles

adecuados, a excepción del F.C.1. ya que al ser seccionador cuchilla, no protege

a su tramo asignado; en el ANEXO 9 se muestra la ubicación de los fusibles

actuales dentro de la red; y en el ANEXO 8 se describe el tamaño inadecuado de

los tirafusibles para la protección de transformadores.

3.4 MODELACIÓN DE LOS ALIMENTADORES

El software CYMDIST es el programa que dispone la EERSA para realizar sus

estudios eléctricos bajo diferentes escenarios, software del cual se han obtenido

las diversas corrientes de cortocircuito en los nodos deseados para los

alimentadores seleccionados.

El programa computacional CYMDIST es un software que permite simular redes

eléctricas balanceadas o desbalanceadas a nivel de distribución, permite realizar

en la red a estudiar: simulaciones de flujos de potencia y cálculos de

cortocircuitos, entre otras funcionalidades.

Adicional al programa CYMDIST también se cuenta con el software CYMTCC, el

cual permite graficar las curvas de los diferentes elementos de la red como:

fusibles, conductores, transformadores, relés, reconectadores, etc; para poder

realizar la coordinación de protecciones.

3.4.1 Parámetros del sistema

Se refiere a las características globales de la red; los principales parámetros a

considerar son:

· Frecuencia del sistema

· Resistencia promedio del terreno

· Voltaje de base

· Potencia base

48

· Temperatura ambiente

· Resistencia del conductor

Cada uno de estos parámetros han sido seleccionados de acuerdo a los valores

empleados por la EERSA como se muestra en la Figura 3.5; valores que fueron

proporcionados por funcionarios de la Dirección de Operación y Mantenimiento, y

por la Dirección de Planificación.

Figura 3.5 Parámetros del sistema a utilizar en la EERSA

3.4.2 Parámetros de los alimentadores

Con el objetivo de modelar las impedancias de las líneas de distribución para el

presente trabajo resulta necesario conocer los parámetros que influyan en el

cálculo de impedancias de las líneas como: tipo de conductores, disposición

geométrica y el número de conductores en el circuito. Para ello se emplea la

información del Sistema de Información Georeferenciado de la EERSA, que

contiene todos las parámetros necesarios para el cálculo de impedancia de las

líneas; información que se exporta a través de un software de migración al

programa CYMDIST. La información contenida en el Sistema de Información

49

Georeferenciado se encuentra conforme a la homologación de las unidades de

propiedad, del Ministerio de Electricidad y Energías Renovables.

También es imprescindible conocer el equivalente de la fuente de los distintos

alimentadores a utilizar; el equivalente de la fuente es la impedancia equivalente

modelada desde la barra de 13,8 kV en la subestación donde empieza el

alimentador, éste dato puede ser calculado a partir de las corrientes de

cortocircuito en las barras de 13,8 kV de cada subestación. Las operaciones de

cálculo de las corrientes de cortocircuito en cada subestación, se detallan en el .

Las bases de datos de los diferentes tipos de estructuras homologadas; así como,

las propiedades de los transformadores de distribución, porta-fusibles de medio

voltaje, pararrayos, reconectadores, entre otros; se las escoge directamente de la

base de datos proporcionadas por el MEER y modificadas en el programa

CYMDIST; ya que algunos equipos a modelar requeridos, no se encuentran en la

base de datos existente, se los crea acorde a la necesidad de la EERSA, estas

fuentes se muestran en el .

50

4 CAPÍTULO 4

ESTUDIO DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

4.1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Se toma como base los criterios de coordinación expuestos en la sección 2.10, y

tomando en cuenta la situación actual del sistema en el capítulo 3, se determina

que, el esquema actual no permite una adecuada coordinación de protecciones,

dando cuenta en varios casos, que al readecuar diferentes alimentadores

(dinámica de la red), en el transcurso del tiempo no se ha retomado un estudio

completo sobre la correcta operación de los alimentadores en lo referente a sus

protecciones.

Para el presente diseño se propone la utilización de fusibles SLOFAST (duales)

en la protección de transformadores convencionales porque ofrecen una mejor

coordinación y protección con las curvas de energización y las curvas de daño del

transformador; a los transformadores autoprotegidos al poseer el fusible en la

parte interna del transformador, se considera que se comporta como un fusible

dual normal.

Para la protección de las líneas de distribución se propone su protección con

fusibles tipo K, ya que al ser alimentadores netamente urbanos las fallas son de

mayor frecuencia permanente, y no necesita ser salvado por la operación de un

elemento de reconexión automático.

Se propone el reemplazo de todos los fusibles de protección en medio voltaje de

los transformadores de distribución; ya que, como no se han adquirido, ni se ha

dispuesto la instalación de fusibles duales; solo del tipo K, para transformadores y

para protección de líneas, no se logra una adecuada coordinación sobre todo en

el momento de la energización. ANEXO 6

4.1.1 METODOLOGÍA DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Se procede a realizar un ejemplo sobre cómo se efectuó el cálculo de las

protecciones para un tramo en el alimentador 0503, desde el fusible asociado el

51

transformador de mayor tamaño de su ramal, hasta el ajuste del relé a la salida

del alimentador.

1. Se toma en cuenta el transformador más grande del ramal a estudiar; y se

procede a la protección del mismo, eligiendo un fusible que sea tolerante a la

corriente de inrush y proteja el transformador del daño térmico.

Figura 4.1 Protección con fusible SF, para un transformador de 125kVA

Curva transformador de 125 kVA

Curva fusible 3.5 tipo SF

52

2. Una vez protegido adecuadamente el transformador de distribución, se

procede a seleccionar un fusible que sea capaz de proteger el conductor en el

cual se encuentra ubicado.

Figura 4.2 Selección del fusible F1, protegiendo el ramal donde se ubica el

transformador

3. Se procede a la selección del fusible adecuado para respaldar al fusible

protegido, seleccionándolo de manera que coordine con la corriente de

cortocircuito máxima, en el punto de instalación del fusible protector.



Curva fusible 50 tipo K



Curva daño térmico conductor #2 AWG

53

Figura 4.3 Coordinación y selección del fusible F2, siendo respaldo del fusible F1

4. Se procede de manera similar al procedimiento anterior, pero cambiando de

denominación al fusible protector, como protegido y al fusible próximo ubicado

aguas arriba como protector; tomando en cuenta su respectiva corriente de

cortocircuito.





54

Figura 4.4 Coordinación y selección del fusible F10, siendo respaldo del fusible

F2

5. Teniendo de esta manera la coordinación final de los dispositivos ubicados

dentro de la red, correctamente coordinados.




55

Figura 4.5 Coordinación final recomendada para un tramo del alimentador 0503

Se tiene al final del ejemplo mostrado, una correcta selección de los fusibles,

tomando en cuenta una selectividad adecuada; ya que, para cada falla que se

produzca actuará la protección asignada a su zona de operación.

Se muestra en el







56

ANEXO 7, las curvas de operación actuales para el mismo tramo ejemplificado

anteriormente, observando anomalías en la coordinación actual.

COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0503

En éste alimentador se propone el cambio de un seccionador cuchilla, por un

seccionador fusible por selectividad en la protección del ramal; y, la instalación de

varios seccionadores fusibles en puntos que permiten adecuada coordinación de

protecciones, que se muestran gráficamente en el ANEXO 9, y se detallan en la

Tabla 4.1.

Tabla 4.1 Ajustes y cambios propuestos al sistema de protecciones al

Alimentador 0503

ALIMENTADOR 0503

F.1 50K

F.2 100K

F.3 40K

F.4 40K

F.5 65K

F.6 100K

F.7 25K

F.I.1 65K

F.8 100K

F.C.1 Cambiar de seccionador cuchilla, a

seccionador fusible, 80K.

F.9 40K

F.10 140K

F.11 25K

F.I.2 30K

F.12 65K

F.13 65K

F.14 30K

F.15 65K

F.16 80K

F.17 15K

F.I.3 140K

57

F.I.4 40K

F.I.5 140K

F.18 10K

F.19 40K

F.20 200K

F.21 20K

F.22 25K

donde:

F. Seccionador fusible existente

F.I. Seccionador fusible a instalar

F.C. Cambiar de seccionador fusible a seccionador cuchilla o viceversa

58

Figura 4.6 Curva de coordinación relé alimentador 0503

4.1.2 COORDINACIÓN ALIMENTADOR 0201

Se propone el retiro de algunos fusibles instalados en la parte considerada como

troncal del alimentador, y en su lugar se recomienda cambiar a seccionadores

cuchilla para operación y mantenimiento; ayudándose en las desconexiones del

interruptor instalado en el extremo del alimentador; y en el punto F.C.3 se

recomienda cambiar a seccionadores cuchilla para maniobras con el alimentador



Curva transformador de potencia 10 MVA

Curva relé SEL 451

59

0501. Se considera hacia el extremo final del troncal, y aprovechando la

existencia del punto de instalación del fusible F.4; su correcta coordinación con un

tirafusible 140K.

Se recomienda también la instalación de fusibles en las derivaciones del troncal,

así como, en lugares donde no se dispone de selectividad adecuada.

En la Tabla 4.2 se muestra un breve resumen de los cambios propuestos al

sistema de protecciones del alimentador 0201, y en ANEXO 9 se muestra el plano

del alimentador en detalle.


Alimentador 0201

ALIMENTADOR 0201

F.I.1 Protección del transformador de 100kVA F.1 30K

F.2 40K

F.I.2 30K

F.I.3 40K

F.I.4 30K

F.I.5 40K

F.3 100K

F.I.6 50K

F.I.7 30K

F.R.1 Retirar el fusible, ya que se encuentra en la

mitad de troncal y por coordinación

F.4 140K

F.C.1 Cambiar de seccionador fusible a

seccionador cuchilla, para operación.

F.I.8 140K

F.I.9 80K


seccionador cuchilla, para operación AL0501.


seccionador cuchilla, para operación.

60

F.I.10 15K

F.5 20K

F.I.11 20K

F.R.2 Retirar porque se encuentra a la mitad del

ramal.

F.I.12 30K

F.I.13 25K

donde:




F.R. Retirar seccionador fusible

61



Se propone el reemplazo de dos seccionadores fusible a seccionadores cuchilla;

el primero, ya que al estar ubicado en la parte troncal del alimentador no ofrece

selectividad adecuada; y el segundo, en el final del alimentador se propone el

mismo cambio para interconexiones con el alimentador 0503.




Curva relé SEL 751A

62

Además de los cambios anteriormente expuestos, se presenta en la tabla 5.2 la

coordinación de los respectivos tirafusibles en el alimentador y su plano en detalle

en el ANEXO 9.


Alimentador 0501

ALIMENTADOR 0501

F.C.1 Instalar seccionador cuchilla para maniobra

F.1 40K

F.2 50K

F.3 140K

F.4 10K

F.5 50K

F.6 50K

F.I.1 65K

F.I.2 50K

F.I.3 80K

F.R.1 Retirar fusible para correcta coordinación

F.7 30K

F.8 140K

F.C.2 Instalar seccionador cuchilla para maniobra

F.9 40K

F.10 40K

F.11 65K

F.12 25K

F.13 40K

F.14 10K

F.15 40K

F.16 10K

F.17 140K

donde:


63



F.R. Seccionador fusible a retirar



Se propone la instalación de dos seccionadores cuchilla, uno en el punto F.I.3

para seccionamiento de carga al interconectarse con el alimentador 0201; y otro,





64

en el punto F.C.1 ya que no permite una adecuada coordinación de protecciones

ya que en este punto se considera troncal del alimentador.

En general se propone la instalación de otros puntos de protección y

seccionamiento. En la Tabla 4.4 se coordina adecuadamente los tirafusibles del

alimentador 0202, y en el ANEXO 9 se muestra gráficamente y en detalle la

ubicación de los cambios propuestos.


Alimentador 0202

ALIMENTADOR 0202

F.1 25K

F.2 65K

F.3 20K

F.4 65K

F.5 30K

F.6 65K

F.7 40K

F.8 20K

F.9 100K

F.C.1 Cambiar a seccionador cuchilla, troncal

del alimentador.

F.I.1 50K

F.I.2 20K

F.10 15K

F.11 65K

F.12 15K

F.13 65K

F.I.2 140K

F.I.3 Instalar seccionador cuchilla para

operación y seccionamiento de carga.

F.I.4 140K

F.14 25K

F.R.1 Retirar juego de fusibles, no permite

adecuada coordinación.

65

F.I.5 100K

donde:




F.R. Seccionador fusible a retirar

66






67

5 CAPITULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

· Los valores de caída de voltaje obtenidos en el software CYMTCC, en base a

la simulación de flujos de potencia para los diferentes alimentadores, cumplen

con los límites establecidos en la regulación 004/01 del CONELEC,

garantizando así la operación confiable del sistema.

· Las corrientes de cortocircuito presentes en de cada subestación son elevadas

debido a que se encuentran cercanas a una fuente de alta impedancia, como

lo es el nodo de conexión con el SNI en la subestación Riobamba; y además,

por la reciente repotenciación de los transformadores en las subestaciones

debido a su impedancia.

· Se encontró que los fusibles utilizados en la protección de transformadores, no

siguen ningún patrón para su instalación, ya que se han encontrado hasta 3

tamaños de fusibles para proteger un mismo tamaño de transformador; lo cual

se debe a que sencillamente se utiliza fusible que permitan la energización de

los transformadores.

· Se determino que, en la parte considerada como troncal del alimentador se

encuentran instalados fusibles de alta capacidad, que en su mayoría son

utilizados para seccionar grandes aéreas de carga, cuando se realizan

trabajos de mantenimiento y no como un elemento de protección adecuado.

· Las operaciones de apertura y cierre de un equipo interruptor automático

(reconectador), son de mejor utilidad para alimentadores que poseen carga

rural; es decir, se lo debe instalar en las áreas de alta ocurrencia de fallas

68

temporales, ya sea en lugares con mucha vegetación, o con alta incidencia de

descargas atmosféricas; es por eso que, se considera una operación de

apertura en su zona de operación cuando el equipo detecta una corriente de

falla en los reconectadores.

· El número máximo de fusibles en serie instalados debería ser 2; y, en los

ramales de mayor longitud debería ser 3; debido a la topología de las redes

analizadas y a las magnitudes de corrientes de cortocircuito, no permiten la

instalación de más nodos de protección en serie.

· La ubicación actual de los reconectadores que interconectan el alimentador

0201 y el alimentador 0202, es la adecuada; debido a que presentan una

transferencia segura, eficaz y rápida, ante situaciones de contingencias en

cualesquiera de los dos alimentadores asegurando el servicio continuo de

energía eléctrica hacia el Hospital Pediátrico Alfonso Villagómez.

· Se comprobó que los fusibles actualmente instalados en los diferentes

alimentadores protegen adecuadamente a los conductores eléctricos del daño

térmico, sin embargo no permiten una selectividad adecuada, ni una

coordinación de protecciones eficiente; ya que, al momento de suscitarse un

cortocircuito se hasta 2 fusibles en serie mal dimensionados.

· La protección de los conductores del presente trabajo, se los realiza con

fusibles tipo K, ya que poseen un tiempo de operación muy rápido; y tomando

en cuenta que los alimentadores en estudio son netamente urbanos, las fallas

del sistema son de mayor incidencia permanentes.

· Se demostró que los fusibles duales presentan una curva de operación

excelente para la protección y operación normal de los transformadores de

distribución, siendo permisivos al momento de tener corrientes de energización

(INRUSH) y protegiendo al transformador de corrientes elevadas que pueden

ocasionar daño térmico.

69

· En la EERSA se considera que los tamaños de los fusibles tipo K representan

la corriente a la cual el transformador funciona, y el fusible no disparará;

teniendo en primera instancia una protección adecuada para las corrientes de

INRUSH, sin embargo deja desprotegido el transformador para corrientes de

daño térmico.

5.2 RECOMENDACIONES

· Se recomienda incluir en las guías de diseño de la EERSA el uso de fusibles

duales (SloFast), para la protección de transformadores de distribución ya que

éstos permiten la energización normal de los transformadores y también

protegen adecuadamente al transformador de las peligrosas corrientes de

daño térmico; tal como se muestra en el ANEXO 4.

· Los TC´s de los alimentadores en estudio, se encuentran subdimensionados,

se recomienda el cambio de los mismos a una corriente de por los menos 300

amperios en el primario; ya que, al trasferir carga el conductor podría soportar

la carga completa del otro alimentador; por lo menos en el caso del

alimentador 0201 y alimentador 0202.

· Se recomienda realizar una retroalimentación constante y veraz, de parte del

Departamento de Operación y Mantenimiento, hacia los encargados de

plasmar la información en el Sistema de Información Georeferenciado, para

que, de esta manera no exista tan solo un pequeño grupo de personas que

saben cómo reemplazar o calibrar, los elementos de la red en caso de

contingencias ó fallas.

· Se recomienda el reemplazo de los seccionadores fusibles a seccionadores

cuchilla, para los puntos de transferencia temporal de carga entre

alimentadores, ya que se ha observado que en el sistema simplemente se

ubican fusibles de alto amperaje simplemente para que no se fundan en las

operaciones de apertura y cierre.

70

· En la etapa de aprobación de los proyectos eléctricos, se recomienda usar el

software computacional; y tomar en cuenta, el criterio de los encargados del

mantenimiento de la red, para no exigir en todo tipo de extensión de red nueva

la utilización de fusibles en lugares que no lo merezcan.

71

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] http://eersa.itgo.com/historia.htm

[2] ARCONEL, Punto de entrega y condiciones técnicas y financieras para la

prestación del servicio público de energía eléctrica a consumidores del servicio

eléctrico. Regulación No. ARCONEL - 001/15.

[3] MUYULEMA, Jimmy. Estudio de la composición de las pérdidas de energía en

la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A., Tesis Quito Ecuador,

Escuela Politécnica Nacional.

[4] VERGARA, Marco. Análisis y mejoramiento del sistema primario de

distribución de la S/E 16, Rio Coca de la EEQ S.A., Tesis, Quito Ecuador, Escuela

Politécnica Nacional.

[5] OBEID, Nasser. Coordinación de Protecciones en Circuitos de Distribución de

13.8kV de la C.A. ELECENTRO., Tesis, Caracas Venezuela, Universidad Central

de Venezuela.

[6] http://www.tuveras.com/lineas/cortocircuito/cortocircuito.htm

[7] TORRES, Orlys. Curso de protecciones de las redes de distribución.

Riobamba 2012

[8] CONELEC, Calidad de Servicio Eléctrico de Distribución, Regulación No.

CONELEC - 004/01.

[9] http://www.elistas.net/cgi-bin/eGruposDMime.cgi?K9D9K9Q8L8xumopxC-qjd-

uluCWTWSCtjogkmCnoqdy-qlhhyCQURQkfb7

[10] RAMIRÉZ, Sammuel. Protección de Sistemas Eléctricos. Universidad

Nacional de Colombia, Manizales - Colombia.

[11] GUATO, Cristian. HIDALGO, Aurora. Mejoramiento del sistema de

protecciones de los alimentadores primarios de las S/E Puyo y Mushullacta

perteneciente a la Empresa Eléctrica Ambato S.A. Quito 2012

72

[12] GERS, Soluciones de Ingeniería. Curso de protecciones para empresas

eléctricas de distribución. Riobamba 2011

[13] RUALES, Luis. Seminario protecciones eléctricas en redes de distribución.

Quito 2013.

[14] http://www.elistas.net/cgi-bin/eGruposDMime.cgi?K9D9K9Q8L8xumopxC-qjd-

uluCRSTSCvthCnoqdy-qlhhyCTQPRQifb7

[15] ARROYO, José. Análisis y diseño de redes de baja tensión a partir de la

medición y cargabilidad de los transformadores de distribución. Tesis San José

Costa Rica. Universidad de Costa Rica.

[16] FUNDACIÓN UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - INSTITUTO DE

ENERGÍA ELÉCTRICA. Operación de Sistemas Eléctricos de Potencia -

CAPITULO 4, Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia y Automatismos.

Corporación CENACE - Curso de postgrado. Quito 2001

[17] YAMOZA, Jessika. Estudio de protecciones en el Sistema de Distribución de

la C.A. ELEGGUA filial de la E.D.C. Sartenejas 2007

[18] MENA, Iván. NOROÑA, Diego. Planificación de expansión, estudio de

coordinación y ajuste de protecciones del sistema occidental ELEPCO S.A.

Latacunga 2013

[19] MUJAL, Ramón. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. Universidad

Politécnica de Catalunya. Barcelona 2014

[20]http://www.schneiderelectric.com.ar/documents/recursos/cuadernostecnicos/ct

1581.pdf

[21] SHORT, Tom. Electric Power Distribution Handbook. New York 2004

73

ANEXOS

74

ANEXO 1

Clasificación de las interrupciones, Regulación No. CONELEC - 004/01.

a) Por su duración

§ Breves, las de duración igual o menor a tres minutos.

§ Largas, las de duración mayor a tres minutos.

b) Por su origen

ü Externas al sistema de distribución.

§ Otro Distribuidor § Transmisor § Generador § Restricción de carga § Baja frecuencia § Otras

ü Internas al sistema de distribución.

§ Programadas § No Programadas

c) Por su causa

ü Programadas.

§ Mantenimiento § Ampliaciones § Maniobras § Otras

ü No programadas (intempestivas, aleatorias o forzadas).

§ Climáticas § Ambientales § Terceros § Red de alto voltaje (AV) § Red de medio voltaje (MV) § Red de bajo voltaje (BV) § Otras

d) Por el voltaje nominal

ü Bajo voltaje

ü Medio voltaje

ü Alto voltaje

75

ANEXO 2

Curvas características de tiempo - corriente.

FUSIBLE DUAL - Tiempo mínimo de fusión.

76

FUSIBLE DUAL - Tiempo máximo de despeje.

77

FUSIBLE K - Tiempo mínimo de fusión.

78

FUSIBLE K - Tiempo máximo de despeje.

79

Curvas características RELE - SEL 751A

82

Curvas características RELE - SEL 451

85

ANEXO 3

Simulación del precalentamiento de un fusible, en el software CYMTCC

Ingresar a la configuración del dispositivo (Propiedades de los equipos)

Dentro de las propiedades del fusible, ingresar en el botón de coordinación y

modificar el multiplicador de tiempo en 0.75.

87

ANEXO 4

Modelación del equivalente de la fuente en CYMDIST

El modelar adecuadamente el equivalente de la fuente, es imprescindible; ya que,

de esta manera el programa proporciona las corrientes de cortocircuito necesarias

en cada punto de la red, para coordinar correctamente las protecciones.

Para lograr lo anteriormente expuesto es necesario conocer la corriente de

cortocircuito en la barras de 13,8kV de cada subestación; las cuales fueron

proporcionadas por el departamento de Subestaciones.

Falla 3Ф [kA] Ángulo Falla 1Ф [kA] Ángulo

Subestación 1 5,9 -85,5 7,03 -85,7 Subestación 2 6,05 -84,5 6,87 -85,1 Subestación 3 4,89 -83,1 5,3 -84

§ Subestación 1

88

§ Subestación 2

§ Subestación 3

89

Estos valores obtenido de Z1 y Z0 de cada una de las subestaciones, se ingresa

en cada uno de los equivalentes de la fuente que se requiera.

90

ANEXO 5

Base de datos en el software CYMDIST, de los elementos de la red

Base de datos en CYMDIST de transformadores de distribución

91

Base de datos en CYMDIST de conductores

Base de datos en CYMDIST de fusibles

92

Base de datos CYMDIST de reconectadores

93

ANEXO 6

Fusibles recomendados para transformadores de distribución.

Fusibles recomendados para transformadores monofásicos de 7,96[kV]

TRANSFORMADOR

[kVA]

Corriente

[A]

Tamaño

Fusible (SF)

3 0,38 0.2

5 0,63 0.4

10 1,26 0.7

15 1,88 1.3

25 3,14 1.6

37,5 4,71 3.5

50 6,28 5.2

75 9,42 7.8

Fusibles recomendados para transformadores trifásicos de 13,8[kV]

TRANSFORMADOR

[kVA]

Corriente

[A]

Tamaño

Fusible (SF)

15 0,63 0.3

30 1,26 0.7

45 1,88 1.4

50 2,09 1.4

60 2,51 1.6

75 3,14 1.6

100 4,18 3.1

112,5 3,16 3.1

120 5,02 3.5

125 5,23 3.5

150 6,28 5.02

250 18,13 7.8

300 21,76 10.4

400 29,01 10.4

94

500 36,27 14

Valores de coordinación, obtenidos con ayuda del programa CYMTCC.

95

ANEXO 7

Ajustes actuales para el ejemplo de coordinación de protecciones, en el

alimentador 0503

Se observa en el grafico mostrado, el tamaño de los tirafusibles empleados

actualmente en el mismo ramal que se realizó el ejemplo de coordinación

mostrado en el capítulo 5 subcapítulo 2; del cual se puede observar, un criterio

muy conservador acerca de la protección del transformador de distribución, con

un tipo de tirafusible que no presenta la protección adecuada; y para la protección

96

en las líneas de distribución también se observa un criterio muy conservador,

tanto así que recién el fusible 80K, no se funde para corrientes normales de

trabajo del transformador.

97

ANEXO 8

Tabulación de tirafusibles actualmente utilizados en la EERSA para proteger

transformadores de distribución.

Fusibles instalados en transformadores monofásicos

Potencia [kVA] Tirafusible [Tamaño]

25 3k

37,5 5k

50 8k

75 10k

Fusibles instalados en transformadores trifásicos

Potencia [kVA] Tirafusible [Tamaño]

30 2k

50 3k

45 3k

100 5k

112,5 6k

150 8k

250 12k

300 15k

Información proporcionada por el Departamento de Distribución.

98

ANEXO 9

Calibración de fusibles y cambios propuestos de los alimentadores en estudio.

99

ALIMENTADOR 0201

100

45,00

kVA

#T:

2498

3C45

T

25,00

kVA

#T:

1302

2

1A25

T

A.B CHANCE SL

OFAST

5,20

160,0

0 kVA

#T:

9379

3O16

0T

A.B CHANCE K

FAST

50,00

A.B CHANCE SL

OFAST

1,00

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

75,00

kVA

#T:

5970

3O75

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

100,0

0 kVA

#T:

1304

0

3O10

0T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,00

50,00

kVA

#T:

9873

3C50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

15,00

kVA

#T:

2386

1A15

T

10,00

kVA

#T:

2501

1C10

T15,00

kVA

#T:

1063

0

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

15,00

kVA

#T:

2385

1A15

T

15,00

kVA

#T:

9688

1A15

T

25,00

kVA

#T:

2387

1A25

T

A.B CHANCE K

FAST

30,00

A.B CHANCE K

FAST

40,00

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

37,50

kVA

#T:

2408

1A37

.5T

100,0

0 kVA

#T:

2382

3C10

0T

A.B CHANCE K

FAST

30,00

25,00

kVA

#T:

2522

1C25

T

25,00

kVA

#T:

1302

3

1A25

T

30,00

kVA

#T:

9741

_MTA

-1

3C30

T

10,00

kVA

#T:

9903

1A10

T

37,50

kVA

#T:

2521

1A37

.5T

25,00

kVA

#T:

2477

1C25

T

10,00

kVA

#T:

2425

1A10

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

37,50

kVA

#T:

2473

1A37

.5T

25,00

kVA

#T:

2479

1A25

T

50,00

kVA

#T:

2467

1A50

T

50,00

kVA

#T:

9880

1A50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

5,20

15,00

kVA

#T:

1302

1

1A15

T

5150

50,00

kVA

#T:

5409

1A50

T

10,00

kVA

#T:

2508

1A10

T

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

37,50

kVA

#T:

2519

1C37

.5T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

25,00

kVA

#T:

9866

1A25

T

30,00

kVA

#T:

9867

3C30

T

37,50

kVA

#T:

2518

1A37

.5T

37,50

kVA

#T:

2515

1A37

.5T

100,0

0 kVA

#T:

5974

3C10

0T

50,00

kVA

#T:

5973

3O50

T

25,00

kVA

#T:

1302

5

1A25

T

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

50,00

kVA

#T:

1303

8

3C50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

50,00

kVA

#T:

5439

1C50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

25,00

kVA

#T:

2401

1A25

T

AL

0201

_CC

15,00

kVA

#T:

1093

8

1A15

T25

,00 kV

A

#T:

9905

;9904

3B25

T15

,00 kV

A

#T:

2506

1A15

T

37,50

kVA

#T:

2507

1A37

.5T15

,00 kV

A

#T:

1087

2

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

25,00

kVA

#T:

2509

1C25

T

A.B CHANCE K

FAST

30,00

15,00

kVA

#T:

9869

1A15

T

37,50

kVA

#T:

2503

1A37

.5T

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

A.B CHANCE K

FAST

15,00

37,50

kVA

#T:

2520

1C37

.5T

10,00

kVA

#T:

7766

1A10

T

25,00

kVA

#T:

5554

1A25

T

A.B CHANCE K FAST15,00

A.B CHANCE K

FAST

20,00

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

37,50

kVA

#T:

2502

1C37

.5T

10,00

kVA

#T:

9916

1A10

T

52,50

kVA

#T:

2496

;2495

3B52

.5T

15,00

kVA

#T:

9874

1A15

T

37,50

kVA

#T:

9875

1A37

.5T

37,50

kVA

#T:

2514

1A37

.5T

A.B CHANCE K

FAST

140,0

0

A.B CHANCE K

FAST

40,00

37,50

kVA

#T:

2438

1A37

.5T

45,00

kVA

#T:

2431

3C45

T

75,00

kVA

#T:

2403

3C75

T_CC

100,0

0

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

25,00

kVA

#T:

2500

1A25

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,40

60,00

kVA

#T:

2499

3C60

T

37,50

kVA

#T:

2449

1A37

.5T

25,00

kVA

#T:

7808

1A25

T

50,00

kVA

#T:

1302

4

1A50

T

10,00

kVA

#T:

1534

2

1A10

T

15,00

kVA

#T:

2497

1A15

T

50,00

kVA

#T:

1302

6

1A50

T

A.B C

HANCE SL

OFAST

1,30

37,50

kVA

#T:

2475

1C37

.5T75

,00 kV

A

#T:

2430

3C75

T_CC

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

37,50

kVA

#T:

1152

1

1A37

.5T

15,00

kVA

#T:

7723

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

75,00

kVA

#T:

2390

3C75

T_CC

75,00

kVA

#T:

2388

3C75

T_CC

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

37,50

kVA

#T:

2407

1A37

.5T

37,50

kVA

#T:

9972

1A37

.5T

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

100,0

0 kVA

#T:

2362

3C10

0T

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

100,0

0 kVA

#T:

1303

9

3C10

0T

A.B CHANCE K

FAST

30,00

100,0

0 kVA

#T:

2356

3O10

0TA.B CHANCE SL

OFAST

2,10

15,00

kVA

#T:

5971

3O15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

100,0

0 kVA

#T:

2402

3C10

0T

A.B CHANCE K

FAST

140,0

0A.B

CHANCE K FA

ST

30,00

A.B CHANCE K

FAST

50,00

25,00

kVA

#T:

2397

1A25

T

75,00

kVA

#T:

2404

1C75

T_CC

100,0

0

A.B CHANCE K

FAST

100,0

0

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

A.B CHANCE SL

OFAST

6,30

37,50

kVA

#T:

2406

1A37

.5T

A.B CHANCE K

FAST

50,00

30,00

kVA

#T:

1303

3

3O30

T

A.B CHANCE K

FAST

25,00

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

30,00

kVA

#T:

7265

6_MTA

-4

3C30

T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

50,00

kVA

#T:

2392

1C50

T

A.B CHANCE K

FAST

15,00

25,00

kVA

#T:

1136

7

1A25

T

75,00

kVA

#T:

5976

3O75

T

50,00

kVA

#T:

5985

3O50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

112,5

0 kVA

#T:

2359

3C11

2.5T

112,5

0 kVA

#T:

2355

3C11

2.5T

A.B CHANCE SL

OFAST

3,10

25,00

kVA

#T:

2349

1A25

T

100,0

0 kVA

#T:

2426

3C10

0TA.B

CHANCE SLOFA

ST

2,10

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

150,0

0 kVA

#T:

2396

3O15

0T

25,00

kVA

#T:

2415

1A25

T

100,0

0 kVA

#T:

1525

3

3C10

0T

50,00

kVA

#T:

5924

3O50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,40

10,00

kVA

#T:

1303

5

1A10

T

A.B CHANCE K

FAST

15,00

15,00

kVA

#T:

1303

6

1A15

T

50,00

kVA

#T:

9585

3O50

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

75,00

kVA

#T:

1303

1

3C75

T_CC

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

75,00

kVA

#T:

9881

3C75

T_CC

50,00

kVA

#T:

2474

3C50

T

30,00

kVA

#T:

9551

3C30

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

A.B CHANCE SL

OFAST

1,30

A.B CHANCE K

FAST

10,00

A.B CHANCE SL

OFAST

2,10

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

100,0

0 kVA

#T:

2394

3C10

0T

75,00

kVA

#T:

2439

3C75

T_CC

30,00

kVA

#T:

5903

3O30

T

50,00

kVA

#T:

1303

4

1A50

T

37,50

kVA

#T:

1059

3

1A37

.5T

30,00

kVA

#T:

5773

3O30

T

A.B CHANCE K

FAST

10,00

15,00

kVA

#T:

9883

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

15,00

kVA

#T:

8465

1A15

T

75,00

kVA

#T:

7277

4_MTA

-3

3C75

T_CC

25,00

kVA

#T:

2436

1A25

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

15,00

kVA

#T:

2435

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

30,00

kVA

#T:

1303

2

3C30

T

100,0

0 kVA

#T:

2333

3C10

0T

A.B CHANCE SL

OFAST

0,70

15,00

kVA

#T:

2330

1A15

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

75,00

kVA

#T:

5919

1O75

T50

,00 kV

A

#T:

2328

3C50

T

75,00

kVA

#T:

2329

3C75

T_CC

75,00

kVA

#T:

2350

3C75

T_CC

A.B CHANCE K

FAST

40,00

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

15,00

kVA

#T:

1302

9

1A15

T

75,00

kVA

#T:

2476

3C75

T_CC

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

10,00

kVA

#T:

2428

1A10

T

75,00

kVA

#T:

2429

3C75

T_CC

25,00

kVA

#T:

1103

9

1A25

T

A.B CHANCE SL

OFAST

1,60

30,00

kVA

#T:

9570

3C30

T

25,00

kVA

#T:

8682

1A25

T

F.I.1 F.1

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101

ALIMENTADOR 0202

102

37,50 kVA

T#: 12

51

1A37.5T

A.B C

HANCE K F

AST

30,00

10,00 kVA

T#: 12

44

1A10T

50,00 kVA

T#: 12

78

1A50T

30,00 kVA

T#:

10

049;127

9

3B30T

A.B C

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50,00

25,00 kVA

T#: 1250

1A25T

AL

020

2_C

C

52,50 kV

A

T#:

1007

4;1193

3B52.5T

15,00 kV

A

T#: 525

2

3C15T

15,00 kVA

T#: 111

664

1A15T

A.B C

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0,30

15,00 kV

A

T#:

8178

1A15T

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1A25T

10,00 kV

A

T#:

1006

6

1A10T

75,00 kVA

T#:

1210;100

78

3B75T

A.B C

HANCE SLOFAST

0,30

25,00 kVA

T#:

10108

1A25T

50,00 kVA

T#: 10

077

1A50T

30,00 kV

A

T#: 10

098

3C30T

25,00 kV

A

T#: 119

5

1A25T

15,00 kV

A

T#:

9 80

9_M

TA-1

3C15T

10,00 kV

A

T#:

10075

1A10T

A.B C

HANCE SLOFAST

1,30

50,00 kV

A

T#: 119

4

3C50T

25,00 kVA

T#: 11

61

1A25T

25,00 kVA

T#:

3834_M

TA-3

1A25T

10,00 kVA

T#: 100

88

1A10T

A.B C

HANCE K FAST

40,00

37,50 kVA

T#:

1276

1A37.5T25,00

kVA

T#: 12

77

1A25T

25,00 kVA

T#: 12

65

1A25T

25,00 kVA

T#:

5490_M

TA-1

1A25T

A.B C

HANCE K F

AST

20,00

A.B C

HANCE SLOFAST

0,70

15,00 kVA

T#:

1144

1A15T

25,00 kVA

T#: 138

85

1A25T

15,00 kVA

T#:

5491_M

TA-1

1A15T

15,00 kVA

T#:

<NULL>1256

1C15T

A.B C

HANCE K FAST

100,00

A.B C

HANCE K F

AST

65,00

30,00 kV

A

T#:

5103

3C30T

25,00 kVA

T#: 122

82

1A25T

15,00 kV

A

T#:

4033

1C15T

10,00 kV

A

T#:

1255

1C10T

50,00 kVA

T#: 100

93

1A50T

15,00 kVA

T#:

2936_M

TA-3

1A15T

37,50 kVA

T#: 12

45

1A37.5T

25,00 kV

A

T#: S

/C

1A25T

37,50 kVA

T#:

1141

1A37.5T

A.B C

HANCE K F

AST

25,00

50,00 kVA

T#: 12

14

1A50T

37,50 kV

A

T#:

10102

1A37.5T

37,50 kV

A

T#:

8626

1A37.5T

100,0

0

160,00 k

VA

T#:

5901

3O160T

500,0 0 kVA

T#: 590

5

3O500T

25,00 kV

A

T#:

10051

1A25T

10,00 kV

A

T#:

1984_M

TA-3

1A10T

50,00 kVA

T#:

1983_M

TA-4

1A50T

37,50 kV

A

T#:

262

9_MTA-3

1C37.5T

25,00 kVA

T#:

8435_M

TA-3

1A25T

A.B C

HANCE K F

AST

15,00

52,50 kVA

T#: 10096

;1241

3B52.5TA.B

CHANCE SL

OFAST

1,00

A.B C

HANCE K F

AST

20,00

37,50 kV

A

T#:

2499_M

TA-2

1C37.5T

A.B C

HANCE K F

AST

65,00

15,00 kVA

T#: 97

48

1A15T

15,00 kVA

T#:

1139

1A15T

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T#: 11

97

1A25T

47,50 kVA

T#: 1200;1

0076

3B47.5T

A.B C

HANCE K F

AST

25,00

A.B C

HANCE SLOFAST

1,30

A.B C

HANCE SLOFAST

3,10

50,00 kV

A

T#:

11106

3C50T

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1

F.1

2

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3

25,00 kVA

T#: 138

89

1A25T

10,00 kVA

T#: 1

172

1A10T

100,00 kV

A

T#: 858

4

3C100T

A.B C

HANCE SLOFAST

2,10

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4

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25,00 kV

A

T#:

1175

1A25T

25,00 kVA

T#:

1174

1A25T

10,00 kV

A

T#:

1153

1A10T

15,00 kV

A

T#:

13895

1A15T

A.B C

HANCE SLOFAST

21,00

75,00 kVA

T#:

10

054;100

79

3B75T

10,00 kVA

T#: 100

99

1A10T

A.B C

HANCE SLOFAST

0,70

A.B C

HANCE SLOFAST

0,70

50,00 kVA

T#:

13892

1A50T

A.B C

HANCE K F

AST

20,00

37,50 kVA

T#: 11

45

1A37.5T

25,00 kVA

T#: 1005

3

1A25T

10,00 kV

A

T#: 13

880

1A10T

10,00 kVA

T#: 88

38

1A10T

10,00 kV

A

T#:

1259

1A10T

25,00 kVA

T#:

10070

1A25T

25,00 kV

A

T#:

8997

1A25T

15,00 kV

A

T#: 77

37

1A15T

A.B C

HANCE K F

AST

140,00

50,00 kVA

T#: 100

94

1A50T

25,00 kVA

T#:

13883

1A25T

10,00 kV

A

T#: 10

059

1A10T

37,50 kVA

T#:

1270

1A37.5T

37,50 kV

A

T#:

1271

1A37.5T

A.B C

HANCE SLOFAST

1,60 60,00

kVA

T#: 126

4

3C60T

37,50 kVA

T#: 12

74

1A37.5T

10,00 kVA

T#: 13

893

1A10T

37,50 kVA

T#:

1273

1A37.5T

15,00 kVA

T#:

10079

1A15T

A.B C

HANCE K F

AST

140,00

100,00

A.B C

HANCE K FAST

65,00

37,50 kV

A

T#:

5911

1A37.5T

50,00 kVA

T#: 120

50

3C50T

A.B C

HANCE SLOFAST

1,30

100,00

50,00 kVA

T#:

1234

3C50T

A.B C

HANCE SLOFAST

1,30

37,50 kVA

T#: 100

69

1A37.5T

10,00 kV

A

T#:

41708_

MTA-1

1A10T

50,00 kV

A

T#:

1158

1A50T

25,00 kVA

T#:

1154

1A25T

15,00 kVA

T#: 120

77

1A15T

10,00 kVA

T#:

10072

1A10T37,50

kVA

T#: 11

80

1A37.5T

10,00 kVA

T#:

8440_M

TA-3

1A10T

50,00 kVA

T#: 10

073

1A50T

A.B C

HANCE K F

AST

65,00

37,50 kVA

T#: 1166

1A37.5T

10,00 kVA

T#: 11

65

1A10T

25,00 kVA

T#: 11

57

1A25T

15,00 kVA

T#: 122

83

1A15T

50,00 kV

A

T#: 114

3

3C50TA.B

CHANCE SL

OFAST

1,30

15,00 kVA

T#: 100

97

1A15T

37,50 kVA

T#:

5419

1A37.5T

15,00 kV

A

T#:

10061

1A15T

A.B C

HANCE K F

AST

100,00

150,0 0 k

VA

T#:

1213

3C150T

A.B C

HANCE SLOFAST

5,20

25,00 kVA

T#:

8701

1A25T

50,00 kVA

T#: 100

62

1A50T

37,50 kV

A

T#:

1252

1A37.5T

10,00 kVA

T#:

5291

1A10T

15,00 kV

A

T#:

5071

1A15T

37,50 kVA

T#:

1253

1A37.5T

25,00 kV

A

T#: 13

879

1A25T

37,50 kV

A

T#: 1245;1

245

1A37.5T

A.B C

HANCE K F

AST

65,00

25,00 kVA

T#: 100

92

1A25T

25,00 kV

A

T#: 13

891

1A25T

A.B C

HANCE K FAST

15,00

37,50 kVA

T#:

1235

1C37.5T

37,50 kVA

T#: 138

82

1A37.5T

15,00 kVA

T#:

10095

1A15T

30,00 kVA

T#:

9567

3C30T

F.R

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ble

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kjsdjkd

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103

ALIMENTADOR 0501

104

10,00 kVA

T#: 930771A10T

15,00 kVA

T#: 5278

25,00 kVA

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T#: 20001A25T

50,00 kVA

T#: 1A50T

37,50 kVA

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15,00 kVA

T#: 20161A15T

40,00

37,50 kVA

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25,00 kVA

T#: 1A25T

A.B CHANCE K FAST

30,00

37,50 kVA

T#: 18611A37.5T

37,50 kVA

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40,00

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T#: 5731_MTA-3

15,00 kVA

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1A15T

A.B CHANCE K FAST

65,00

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25,00 kVA

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25,00 kVA

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10,00 kVA

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37,50 kVA

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T#: 3C75T_CC

A.B CHANCE SLOFAST

1,60

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3B30T

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T#: 2004

T#: 6982_MTA-4

1A25T

T#: 20053C45T

10,00 kVA

T#: 87251A10T

A.B CHANCE SLOFAST

3,10

25,00 kVA

T#: 1A25T

25,00 kVA

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15,00 kVA

T#: 1A15T

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ANEXO 5.4 Esquema simplificado y ubicación de los alimentadores.

escuela politÉcnica nacionalsni empresa eléctrica riobamba sociedad anónima prefijo kilo prefijo...

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