ubicacion optima de reconectadores y coordinacion de protecciones de circuitos de distribucion de la...

UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR COORDINACIN DE INGENIERA ELCTRICA

UBICACIN PTIMA DE RECONECTADORES Y COORDINACIN DE PROTECCIONES EN CIRCUITOS DE LA E.D.C.

POR

DAVID VALENTN QUINTAL DE S

INFORME FINAL DE PASANTA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR COMO

REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Noviembre 2007

ii

UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR COORDINACIN DE INGENIERA ELCTRICA


POR

DAVID VALENTN QUINTAL DE S

TUTOR INDUSTRIAL: ING. THAMARA KOSIN TUTOR ACADMICO: PROF. ELMER SORRENTINO

INFORME FINAL DE PASANTA PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR COMO

REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL TTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

Sartenejas, Noviembre 2007

iv


POR

DAVID VALENTN QUINTAL DE S RESUMEN

El trabajo que se describe en este informe consisti en el estudio de reubicacin ptima de

reconectadores y en el estudio de coordinacin de protecciones en los circuitos de distribucin de

la Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas que tienen reconectadores instalados. El

mtodo usado para la ubicacin ptima de reconectadores consisti en minimizar una funcin

objetivo que representa la energa dejada de servir ante los posibles eventos; dicho mtodo se

complement con el anlisis de un indicador de calidad del suministro elctrico que arroja ms

informacin sobre las ventajas de instalar un reconectador en una determinada localidad. Con

respecto a la coordinacin de protecciones, se usaron los criterios de coordinacin

convencionales entre rels de sobrecorriente, reconectadores y fusibles. Para realizar ambos

estudios se aplicaron los mtodos y herramientas de software que comnmente emplea la

empresa. Debido a la gran cantidad de circuitos a estudiar, se desarroll un mtodo para asignar

una prioridad a cada circuito, con respecto a la necesidad de analizar la posible reubicacin de

reconectadores

Como resultado del estudio de ubicacin ptima de reconectadores, se decidi reubicar 6

reconectadores, desincorporar 5 reconectadores y no se present el caso de que fuese necesario

instalar ms reconectadores en un circuito. Por otra parte, se realiz la coordinacin de

protecciones de 21 circuitos, especificando los ajustes para los 31 reconectadores ubicados en

dichos circuitos.

v

AGRADECIMIENTOS

Le agradezco a mi madre Teresa, a mi padre Valentn y hermano Eduardo.

A mi tutor acadmico y amigo, Prof. Elmer Sorrentino.

A mi tutor industrial, Ing. Thamara Kosin.

Al personal de la C.A. La Electricidad de Caracas que colabor con el desarrollo de este trabajo,

especialmente al Ing. Gerardo Figueira.

A todos mis amigos.

Gracias a Todos

vi

NDICE

1. INTRODUCCIN......................................1 2. DESCRIPCIN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO...........................3 2.1 DESCRIPCIN DE LA EMPRESA..............3

2.2 OBJETIVOS DEL TRABAJO...........5

3. DESCRIPCIN DEL SISTEMA ELCTRICO EN ESTUDIO.......6 4. UBICACIN PTIMA DE RECONECTADORES.........14 4.1 FUNDAMENTOS SOBRE INDICADORES DE CONFIABILIDAD DE SERVICIO EN

SISTEMAS DE DISTRIBUCIN.........................................................14

4.2 MTODOLOGA PARA LA UBICACIN PTIMA DE EQUIPOS DE PROTECCIN

COMPLEMENTARIA...........18

4.2.1 Fase 1: Asignacin de prioridad de los esquemas de reconectadores...18

4.2.2 Fase2: Ubicacin de los equipos de proteccin complementaria..........21

4.3 REUBICACIN DE LOS RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIN

ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS...........................33

4.3.1 Fase 1: Asignacin de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Regin Este de la

C.A. La Electricidad de Caracas.........33

4.3.2 FASE 2: Ubicacin de los equipos de proteccin complementaria en los circuitos de la

Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas........33

5. COORDINACIN DE PROTECCIONES............48 5.1 EQUIPOS DE PROTECCIN EN ESTUDIO.........48

5.1.1 Reconectador ABB................48

5.1.2 Rels de sobrecorriente..........52

vii

5.1.3 Fusible........54

5.2 CRITERIOS PARA LA COORDINACIN DE PROTECCIONES.......55

5.2.2. Verificacin de la curva de dao del conductor.......55

5.2.3. Ajustes en el rel de sobrecorriente......56

5.2.4. Ajustes en el reconectador....57

5.2.6. Coordinacin entre rel de sobrecorriente y fusible.... ....70

5.2.7. Coordinacin entre rel de sobrecorriente y reconectador...71

5.2.8. Coordinacin entre reconectadores.......73

5.2.9. Coordinacin entre reconectador y fusible...........75

5.2.10. Criterios usados por la empresa para la seleccin de fusibles de lnea en alimentadores

primarios de distribucin....76

5.3 COORDINACIN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS CON

RECONECTADORES DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE

CARACAS.....79

5.3.1 Esquema Cortada del Guayabo......79

6. CONCLUSIONES.......97

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS...99 ANEXO 1. CLCULO DE PENALIZACIONES [12] ...101

ANEXO 2. UBICACIN DE RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS...105 ANEXO 3. CURVAS TIEMPO-CORRIENTE RELS DE SOBRECORRIENTE....135 ANEXO 4. CURVAS TIEMPO CORRIENTE FUSIBLES TIPO T.....142

ANEXO 5. COORDINACIN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS...144

viii

NDICE DE TABLAS Y FIGURAS

Figura 2.1 Organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas...4

Figura 3.1.Ubicacin de subestaciones y circuitos que poseen reconectadores...6

Figura 3.2 Esquema de control de lazo.....8

Tabla I. Esquema de reconectadores en la Regin Este de la C.A. La Electricidad de

Caracas....10

Figura 3.3. Esquema 1....11

Figura 3.4. Esquema 2. ..11

Figura 3.5. Esquemas 3, 13.....12

Figura 3.6. Esquemas 5, 8, 12, 15...12



Figura 3.9. Esquema 10..14


Tabla II. Asignacin de prioridad de circuitos...20

Figura 4.1. Ubicacin en el nodo k del equipo de proteccin complementaria..24

Figura 4.2. Ubicacin ptima del equipo de proteccin complementaria..26

Figura 4.3. Ubicacin ptima del equipo de proteccin complementaria. Bloque de carga

expuesta. ....29

Tabla III. Asignacin de prioridad de los circuitos de la Regin Este de la C.A La Electricidad de

Caracas. ..34

ix

Tabla IV. Asignacin de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Regin Este de la

C.A. La Electricidad de Caracas.....35

Figura 4.4. Esquema actual de Cortada del Guayabo.....36

Tabla V. Registro de fallas - Placer A5..37

Figura 4.5. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Placer A5......38

Tabla VI. Escenario actual Placer A5..39

Tabla VII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A6...40

Tabla VIII. Escenario actual y futuro - Cortada del Guayabo A6......41

Figura. 4.6. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo

A6.. 41

Tabla IX. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A2.....42

Figura. 4.7. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo

A2...43

Tabla X. Escenario actual - Cortada del Guayabo A2....43

Tabla XI. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B2.....44

Tabla XII. Escenario actual - Cortada del Guayabo B2.45

Tabla XIII. Escenario futuro - Cortada del Guayabo B2........45

Figura 4.8. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Cortada del Guayabo

A2.......................................................................................................................................46

Figura 4.9 Esquema futuro de Cortada del Guayabo......47

Figura 5.1 Interruptor VR3S y dispositivo electrnico PCD2000......49

Tabla XIV. Ajuste de pickup del mdulo TC para corrientes de fase y neutro......50

Figura 5.2. Elementos de proteccin bsicos del PCD2000...51

Figura 5.3. Efecto de los diales de tiempo..53

x

Figura 5.4. Efecto de los incrementadores de curva de tiempo..54

Figura 5.5. Efecto del tiempo mnimo de respuesta...54

Tabla XV. Curvas ANSI disponibles y valor de constantes...57

Tabla XVI. Curvas IEC disponibles y valor de constantes....58

Tabla XVII. Curvas Reconectador disponibles y valor de constantes....59

Figura 5.6. Curvas de fase disponibles para el grupo de curvas Reconectador......60

Figura 5.7. Curvas de neutro disponibles para el grupo de curvas Reconectador..61

Tabla XVIII. Diales e incrementos en los distintos grupos de curvas....62

Tabla XIX. Curvas tiempo-corriente para rels tipo IAC e IFC.....62

Tabla XX. Curvas tiempo-corriente para rels tipo CO.....63

Tabla XXI. Curvas tiempo-corriente para rels DFP200.......63

Figura 5.8. Coordinacin entre rel de sobrecorriente y fusibles...70

Figura 5.9. Coordinacin entre Rel de Sobrecorriente y Reconectador.......71

Figura 5.10. Coordinacin entre Reconectadores...73

Figura 5.11. Coordinacin entre reconectador y fusibles...75

Figura 5.12. Coordinacin con el fusible del transformador de mayor potencia aguas abajo. ..78

Tabla XXII. Coordinacin entre el fusible del transformador mayor 2 y el fusible de lnea 1..78

Figura 5.13. Corriente nominales y de recuperacin en el esquema Cortada del Guayabo...79

Figura 5.14. Diagrama unifilar - Placer A5....80

Figura 5.15. Coordinacin de protecciones de fase - Placer A5.....81

Figura 5.16. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Placer A5... ..82

Figura 5.17. Coordinacin de protecciones de neutro - Placer A5.....83

Figura 5.18. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Placer A5..84

Figura 5.19. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A6....85

xi

Figura 5.20. Coordinacin de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A6.....86

Figura 5.21. Coordinacin de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A6.....87

Figura 5.22. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo A2....88

Figura 5.23. Coordinacin de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A2.....90

Figura 5.24. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Cortada del Guayabo

A2.......91

Figura 5.25. Coordinacin de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A2.....92

Figura 5.26. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Cortada del

Guayabo A2....93

Figura 5.27. Diagrama unifilar - Cortada del Guayabo B2....94

Figura 5.28. Coordinacin de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B2.....95

Figura 5.29. Coordinacin de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B2.....96

Tabla XXIII. Valores Lmites de FMIK y TTIK......101

Tabla XXIV. Factor de Penalizacin....103

Tabla XXV. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A7......105

Figura A2.1. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo

A7.....106

Tabla XXVI. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo A7......106

Tabla XXVII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B4....107

Figura A2.2. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo

B4..108

Tabla XXVIII. Escenario actual y futuro - Cortada de Guayabo B4....108

Tabla XXIX. Registro de fallas - Miranda B1......109

Figura A2.3. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Miranda B1..109

xii

Tabla XXX. Escenario actual y futuro Miranda B1..110

Tabla XXXI. Registro de fallas - Hoyo Las Tapias C3....110

Tabla XXXII. Registro de fallas - Palo Verde A1...111

Tabla XXXIII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A1.112

Figura A2.4. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Palo Verde A1......112

Figura A2.5. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Palo Verde A7..113

Tabla XXXIV. Registro de fallas - Palo Verde A7..114

Tabla XXXV. Escenario actual y futuro - Palo Verde A7......114

Tabla XXXVI. Registro de fallas - Palo Verde B3..115

Tabla XXXVII. Escenario actual - Palo Verde B3.......115

Tabla XXXVIII. Escenario futuro - Palo Verde B3.....115

Figura A2.6. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Palo Verde B3. ....116

Tabla XXXIX. Registro de fallas - Palo Verde A4......117

Tabla XXXX. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4...117


Tabla XXXXI. Registro de fallas - Palo Verde A3..118

Tabla XXXXII. Escenario actual y futuro - Palo Verde A4.....118


Tabla XXXXIII. Registro de fallas - Palo Verde B4....120

Tabla XXXXIV. Escenario actual y futuro - Palo Verde B4.......120

Figura A2.10. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Palo Verde B4...120

Tabla XXXXV. Registro de fallas - Sureste B2.......121

Tabla XXXXVI. Escenario actual y futuro - Sureste B2..122

Figura A2.10. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Sureste B2.122

xiii

Tabla XXXXVII. Registro de fallas Placer B1.....123

Figura A2.11. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Placer B1..123

Tabla XXXXVIII. Escenario actual y futuro Placer B1....124

Tabla XXXXIX. Registro de fallas - Placer B2.......125

Tabla XXXXX. Escenario actual y futuro Placer B2....125

Figura A2.12. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Placer B2.......125

Tabla XXXXXI. Registro de fallas Sureste A1.....126

Tabla XXXXXII. Escenario actual y futuro Sureste A1...127

Figura A2.13. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Sureste A1......127

Tabla XXXXXIII. Registro de fallas Sureste B1......128

Tabla XXXXXIV. Escenario actual y futuro Sureste B1......128

Figura A2.14. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Sureste B1......128

Tabla XXXXXV. Registro de fallas Sureste A4.......129

Tabla XXXXXVI. Escenario actual y futuro Sureste B1..130

Figura A2.15. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Sureste A4......130

Tabla XXXXXVII. Registro de fallas - Sureste B3.........131

Tabla XXXXXVIII. Escenario actual y futuro - Sureste B3........132

Figura A2.16. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Sureste B3......132

Tabla XXXXXIX. Registro de fallas - Urbina B3.......133

Tabla XXXXXX. Escenario actual y futuro - Urbina B3.....133

Figura A2.17. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Urbina B3...134

Figura A3.1. Curva tiempo corriente DFP200. Inverse curve......135

Figura A3.2. Curva tiempo corriente DFP200. Very Inverse...136

Figura A3.3. Curva tiempo corriente CO8W....137

xiv

Figura A3.4. Curva tiempo corriente CO9W....138

Figura A3.5. Curva tiempo corriente IAC53....139

Figura A3.6. Curva tiempo corriente IFC53.....140

Figura A3.7. Curva tiempo corriente IAC51....141

Figura A4.1. Mnimo tiempo de fusin para los fusibles tipo T...142

Figura A4.2. Tiempo total de despeje para los fusibles tipo T.....143

Figura A5.1. Coordinacin de protecciones de fase - Cortada del Guayabo A7......144

Figura A5.2. Coordinacin de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo A7..145

Figura A5.3. Coordinacin de protecciones de fase - Cortada del Guayabo B4......146

Figura A5.4. Coordinacin de protecciones de neutro - Cortada del Guayabo B4..147

Figura A5.5. Coordinacin de protecciones de fase - Miranda B1..148

Figura A5.6. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Miranda B1149

Figura A5.7. Coordinacin de protecciones de neutro - Miranda B1...150

Figura A5.8. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Miranda B1151

Figura A5.9. Coordinacin de protecciones de fase - Palo Verde A1......152

Figura A5.10. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Palo Verde A1.153

Figura A5.11. Coordinacin de protecciones de neutro - Palo Verde A1....154

Figura A5.12. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Palo Verde

A1.................................................................................................................................................155

Figura A5.13. Coordinacin de protecciones de fase - Palo Verde A7....156

Figura A5.14. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Palo Verde A7.157



A7.........159

xv

Figura A5.17. Coordinacin de protecciones de fase - Palo Verde B3....160

Figura A5.18. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Palo Verde B3.161

Figura A5.19. Coordinacin de protecciones de neutro - Palo Verde B3....162


B3......163


Figura A5.22. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Palo Verde

A4.....165



A4.....167



A3.....169



A3.171

Figura A5.29. Coordinacin de protecciones de fase - Palo Verde B4....172


B4..173

Figura A5.31. Coordinacin de protecciones de neutro - Palo Verde B4....174


B4..175

Figura A5.33. Coordinacin de protecciones de fase - Sureste B2..176

xvi

Figura A5.34. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Sureste B2. ..177

Figura A5.35. Coordinacin de protecciones de neutro - Sureste B2..178

Figura A5.36. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Sureste

B2......179

Figura A5.37. Coordinacin de protecciones de fase - Placer B1....180

Figura A5.38. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Placer B1.181

Figura A5.39. Coordinacin de protecciones de neutro - Placer B1....182

Figura A5.40. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo Placer

B1..183

Figura A5.41. Coordinacin de protecciones de fase - Placer B2....184

Figura A5.42. Coordinacin de protecciones de neutro - Placer B2....185

Figura A5.43. Coordinacin de protecciones de fase - Sureste A1..186

Figura A5.44. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo y dial - Sureste

A1.187

Figura A5.45. Coordinacin de protecciones de neutro Sureste A1.. ...188


Figura A5.47. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Sureste B1.. .190


Figura A5.49. Coordinacin de protecciones de fase - Sureste A4..192

Figura A5.50. Coordinacin de protecciones de fase neutro - Sureste A4...193


Figura A5.52. Coordinacin de protecciones de fase reajustando instantneo - Sureste

B3..195


xvii

Figura A5.54. Coordinacin de protecciones de neutro reajustando instantneo - Sureste

B3......197

Figura A5.55. Coordinacin de protecciones de fase - Urbina B3...198

Figura A5.56. Coordinacin de protecciones de neutro - Urbina B3...199

1

1. INTRODUCCIN

El trabajo que se describe en este informe consisti en el estudio de reubicacin ptima de

reconectadores y en el estudio de coordinacin de protecciones en los circuitos de distribucin de

la Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas que tienen reconectadores instalados. Para

realizar ambos estudios se aplicaron los mtodos y herramientas que comnmente emplea la

empresa mencionada.

Debido a la gran cantidad de circuitos a estudiar, se desarroll un mtodo para asignarle

una prioridad a todos los circuitos y estudiarlos segn el orden resultante. El mtodo usado para

la ubicacin ptima de reconectadores consiste en minimizar la funcin objetivo MVAmin, la

cual representa energa dejada de servir por las posibles fallas que se pueden presentar en un

perodo de tiempo determinado; el software ASP [1], herramienta usada por la empresa, aplica

dicho mtodo. Este mtodo se complement con el clculo del indicador de calidad FMIK para

determinar si los posibles cambios propuestos por el software ASP mejoraban la calidad del

servicio elctrico. Con respecto a la coordinacin de protecciones, se usan los criterios de

coordinacin convencionales entre rels de sobrecorriente, reconectadores y fusibles con la ayuda

del software CYMTCC [2].

Cuando se adquirieron los reconectadores, en 1997, se hizo un estudio para ubicarlos en el

lugar ptimo; sin embargo, no se encontr documentacin escrita sobre dicho estudio. Una de las

caractersticas de las redes areas de distribucin es que cambian su configuracin y

caractersticas a lo largo del tiempo; por lo tanto, considerando que han transcurrido

aproximadamente 10 aos desde que se realiz el estudio previo, se justifica replantearse la

2

ubicacin de reconectadores, pues probablemente el lugar donde estn ubicados ya no es el

ptimo. La ubicacin ptima de los reconectadores es importante ya que disminuye la cantidad de

carga interrumpida ante posibles fallas en los circuitos.

Por otra parte, la posible reubicacin de los reconectadores y los cambios que ha habido en

las caractersticas de los circuitos justifican la necesidad de realizar un nuevo estudio de

coordinacin de las protecciones de dichos circuitos. La coordinacin de las protecciones es

importante para obtener la mejor combinacin posible de las caractersticas deseables del sistema

de proteccin (selectividad, sensibilidad, rapidez y confiabilidad). Debe destacarse que la

selectividad del sistema de proteccin est vinculada con la cantidad de carga que deja de

suministrarse durante una falla y, por ello, tambin est vinculada con la calidad del servicio

elctrico.

En la C.A. La Electricidad de Caracas hay experiencia previa en la bsqueda de soluciones

al problema de ubicacin ptima de reconectadores en circuitos de distribucin [3], [4], [5] as

como hay normas sobre los procedimientos a seguir para la coordinacin de protecciones en

circuitos de distribucin [6], [7]. Por otra parte, la Universidad Simn Bolvar tambin ha

desarrollado diversos trabajos mediante el programa de pasantas relacionados con el estudio de

ubicacin ptima de reconectadores [3], [4] y el estudio de coordinacin de protecciones [3], [4],

[8], [9].

3

2. DESCRIPCIN DE LA EMPRESA Y OBJETIVOS DEL TRABAJO

2.1 DESCRIPCIN DE LA EMPRESA [10]

La C.A. La Electricidad de Caracas (EDC) es la empresa encargada de la generacin,

transmisin, distribucin y comercializacin de la energa elctrica en el rea metropolitana de

Caracas. La empresa fue fundada en el ao 1895 por el ingeniero Ricardo Zuloaga y una serie de

inversionistas. La empresa inici sus operaciones con la Planta El Encantado de 420 kW en el

ao 1897. Posteriormente, en 1902, se construy la Planta Los Naranjos y en 1911 la Planta Lira.

En 1925 entr en funcionamiento la Planta Ricardo Zuloaga. En 1931 se instal la planta

termoelctrica La Guaira. Entre los aos 1932 y 1933 entraron en servicio las plantas

hidroelctricas Curupao, Mamo, Caoma y Marapa. En 1934 la empresa adquiri la Planta de

Naiguat y entr en servicio la Planta Izcaragua. Entre 1947 y 1969 se construyeron las plantas El

Convento, El Cortijo, Arrecifes, Tacoa y O.A.M. En 1968 se firm un contrato de interconexin

con las compaas EDELCA y CADAFE. En 1975 se inici la ampliacin de la Planta Tacoa. En

1992 se concluy la repotenciacin de las unidades 5, 6, 7, 8 y 9 del Conjunto Generador Ricardo

Zuloaga, conformado por las Plantas Arrecifes, Tacoa y Ampliacin Tacoa. Entre 1994 y 2000 se

realiz el reemplazo de las unidades a gas de la planta O.A.M. para obtener una capacidad de 450

MW. Los niveles de tensin usados por la C.A. La Electricidad de Caracas son: 11.5kV y 13.8kV

en generacin, 69kV y 230kV en transmisin, 30kV y 69kV en sub-transmisin y 4.8kV, 8.3kV y

12.47kV en distribucin.

En el ao 2000, a travs de una Oferta Pblica de Adquisicin (OPA), la empresa

norteamericana The AES Corporation, adquiri el 87,1% de las acciones de La Electricidad de

4

Caracas y la Corporacin EDC. En junio del ao 2007, La Electricidad de Caracas pas a ser una

empresa del Estado venezolano.

La C.A. La Electricidad de Caracas define su misin y visin de la siguiente manera:

Misin: proveer el mejor servicio elctrico y responder a las expectativas de sus clientes,

trabajadores y accionistas, contribuyendo as a elevar la calidad de vida de la sociedad

venezolana [10].

Visin: ser una empresa reconocida a nivel nacional e internacional como lder

innovador, proveedora de un servicio elctrico de alta calidad, con personal y tecnologas

excelentes, financieramente slida y factor fundamental del sector elctrico venezolano [10].

El organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas se puede observar en la figura 2.1,

en el que se destaca el rea de Operacin y Mantenimiento de la Regin Este, donde se realiz el

presente trabajo.

Figura 2.1 Organigrama de la C.A. La Electricidad de Caracas.

5

2.2 OBJETIVOS DEL TRABAJO

El objetivo general del trabajo es realizar un estudio de ubicacin ptima de los

reconectadores de la Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas y realizar un estudio de

coordinacin de protecciones en los circuitos de distribucin asociados a dichos reconectadores.

Los objetivos especficos son los siguientes:

a) Estudiar la metodologa usada por la C.A. La Electricidad de Caracas para la ubicacin

ptima de reconectadores.

b) Estudiar los circuitos de distribucin de la Regin Este de la C.A. La Electricidad de

Caracas en los cuales estn instalados los reconectadores.

c) Estudiar el funcionamiento del programa usado en la empresa para la ubicacin de

reconectadores

d) Aplicar la metodologa de la empresa para la ubicacin ptima de los reconectadores de la

Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas.

e) Visitar los circuitos en estudio para analizar la factibilidad de instalacin de los

reconectadores en los lugares deseados y evaluar otras opciones posibles en caso de ser

necesario.

f) Estudiar el funcionamiento de los equipos de proteccin (rels de sobrecorriente,

reconectadores y fusibles) usados en los circuitos de distribucin en estudio.

g) Estudiar las normas existentes en la empresa para la seleccin de fusibles de lnea y

estudiar los criterios usados en la empresa para la coordinacin de protecciones.

h) Estudiar el funcionamiento del programa para la coordinacin de protecciones.

i) Realizar el estudio de coordinacin de protecciones de los circuitos de la Regin Este de

la C.A. La Electricidad de Caracas.

6

3. DESCRIPCIN DEL SISTEMA ELCTRICO EN ESTUDIO

La Regin Este de la C.A. la Electricidad de Caracas consta de 28 subestaciones a travs

de las cuales se distribuye la energa elctrica a la zona este de Caracas, principalmente los

Municipios Baruta, Sucre y El Hatillo. De las 28 subestaciones, 18 se caracterizan por tener

conectados circuitos mayormente subterrneos, mientras que las 10 restantes sirven circuitos

mayormente areos. Actualmente, la Regin Este de la C.A. la Electricidad de Caracas posee 60

reconectadores distribuidos en 2 circuitos mixtos y 26 circuitos areos correspondientes a 8

subestaciones. En la figura 3.1 est un mapa de la Regin Este de la Electricidad de Caracas

donde se muestra la ubicacin fsica de las 8 subestaciones y los 28 circuitos que poseen

reconectadores.

Figura 3.1. Ubicacin de subestaciones y circuitos que poseen reconectadores

7

La mayora de las fallas que afectan a estos circuitos son de origen desconocido o se

deben a rboles o ramas que caen sobre las lneas de distribucin. Otras causas son los objetos

extraos sobre las lneas, los animales, el viento, descargas atmosfricas y errores humanos. Estas

fallas pueden traer como consecuencia daos en los elementos que conforman el sistema de

distribucin, riesgos al personal de operacin y mantenimiento y al pblico en general. Por esto,

el sistema de distribucin debe disearse con esquemas de proteccin para evitar las

consecuencias mencionadas y mantener un alto nivel de continuidad de servicio elctrico,

evitando las interrupciones o minimizando su efecto cuando ellas ocurran. Un alto porcentaje de

las fallas en alimentadores areos son transitorias, por lo que los esquemas de proteccin deben

realizar operaciones de apertura y cierre, dando el tiempo suficiente para que la falla se despeje

por si sola. Si esto no ocurre, la falla pasa a ser permanente.

El primer equipo de proteccin presente en un circuito de distribucin es el interruptor de

potencia. Para los circuitos areos es muy frecuente que el interruptor tenga relevadores de

reconexin, de manera que opere como un reconectador. En muchos casos, el interruptor de la

subestacin no es capaz de proteger partes del alimentador debido a su longitud, por lo que es

necesario instalar equipos de proteccin complementaria a lo largo del circuito. Los equipos de

proteccin complementaria instalados en los circuitos de la Regin Este de la Electricidad de

Caracas son los reconectadores electrnicos y los fusibles de lnea. Los equipos de proteccin

complementaria disminuyen de manera significativa la cantidad de clientes afectados y el tiempo

de localizacin de las fallas, mejorando la confiabilidad del alimentador.

La C.A. La Electricidad de Caracas tambin usa los reconectadores como un mecanismo

para recuperar carga en caso de presentarse una interrupcin mediante un esquema de control de

lazo. Un esquema de control de lazo esta integrado por reconectadores secuenciales y

reconectadores lazos. Los reconectadores secuenciales se encuentran normalmente cerrados y se

8

encuentran conectados en serie (en caso de existir ms de uno) a lo largo del circuito. Los

reconectadores lazos se encuentran normalmente abiertos e interconectan dos circuitos. Para

conocer el funcionamiento de un esquema de control de lazo se tomar como ejemplo el esquema

de la figura 3.2.

Figura 3.2 Esquema de control de lazo

Para el esquema de la figura 3.2, se pueden presentar 5 casos:

Caso 1: falla en el tramo A

Para este caso, el interruptor del circuito A1 realiza sus operaciones de recierre quedando

abierto. El operador de mesa del centro de control de operaciones verifica que no oper el

reconectador RS1 para garantizar que la falla efectivamente ocurri en el tramo A. Seguidamente

abre el reconectador RS1 va remota y, finalmente, cierra el reconectador lazo RL1 para

recuperar la carga del tramo B a travs del circuito A2.

9

Caso 2: falla en el tramo C

El interruptor del circuito A2 queda abierto. Se verifica que los reconectadores RS2 y RS3

no operaron. Va remota se abren los reconectadores RS2 y RS3 y se cierran los reconectadores

RL1 y RL2 para recuperar la carga de los tramos D y E a travs de los dos circuitos vecinos.

Caso 3: falla en el tramo D

En este caso, acta el reconectador RS2, quedando los tramos D y E sin servicio elctrico.

Se verifica que no oper el reconectador RS3. Luego se procede a abrir el reconectador RS3 y a

cerrar el reconectador RL1 para recuperar la carga del tramo E mediante el circuito A1.

Caso 4: falla en el tramo F

Si se presenta una falla en este tramo, las acciones a tomar son similares a cuando ocurre

una falla en el tramo A. Luego de verificar que no oper el reconectador RS4, se procede a

abrirlo y a cerrar el reconectador RL2 para recuperar la carga del tramo G mediante el circuito

A2.

Caso 5: falla en tramos B, E G

En caso de ocurrir una falla en los tramos B, E G, la falla queda aislada por operacin de

los reconectadores RS1, RS3 RS4 respectivamente, sin posibilidad de recuperar carga mediante

los reconectadores lazos hasta que se localice la falla.

En la tabla I se muestra como estn conformados los esquemas de reconectadores

instalados en la Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas, indicando los circuitos y

cantidad de reconectadores secuenciales y reconectadores lazos. Para efectos de orientacin de

este trabajo se identifican los esquemas numricamente.

10

Tabla I. Esquema de reconectadores en la Regin Este de la C.A. La Electricidad de Caracas

Esquema Circuito Reconectadores secuenciales

Reconectadores lazos

Cortada del Guayabo A2 3 Cortada del Guayabo A6 2 Cortada del Guayabo B2 3

Esquema 1

Placer A5 1

3

Esquema 2 Cortada del Guayabo A7 2 1 Esquema 3 Cortada del Guayabo B4 2 0

Hoyo de las Tapias C5 2 Hoyo de las Tapias C8 2 Esquema 4 Hoyo de las Tapias C9 1

3

Esquema 5 Miranda B1 1 0 Hoyo de las Tapias C3 1

Palo Verde A1 1 Palo Verde A3 1 Palo Verde A4 2 Palo Verde A7 2

Esquema 6

Palo Verde B3 2

5

Palo Verde A8 1 Esquema 7 Palo Verde A9 2 2

Esquema 8 Palo Verde B4 1 0 Placer B1 1 Esquema 9 Sureste B2 2

1

Placer B2 1 Esquema 10 Sureste A3 0

1

Sureste A1 1 Esquema 11 Sureste B1 1 1

Esquema 12 Sureste A4 1 0 Esquema 13 Sureste B3 2 0 Esquema 14 Tamanaco A5 1 0 Esquema 15 Urbina B3 1 0

Todos los circuitos operan a 12.47kV a excepcin del circuito Miranda B1, que opera a

8.32kV. En este trabajo no se estudiaron los siguientes esquemas:

Esquema 4, por falta de tiempo.

11

Esquema 7, debido a que habr cambios considerables en la configuracin de los circuitos

que lo conforman.

Esquema 14, porque se hicieron los estudios correspondientes para la ubicacin ptima de

reconectadores y coordinacin de protecciones antes del inicio de la pasanta.

En la figura 3.3 se puede observar como esta conformado el esquema 1. Este esquema

consta de cuatro circuitos, uno correspondiente a la S/E Placer y los tres restantes a la S/E

Cortada del Guayabo. En total posee 12 reconectadores, distribuidos entre 3 reconectadores lazos

y 9 reconectadores secuenciales.

Figura 3.3. Esquema 1

El esquema 2 esta en la figura 3.4, el cual est compuesto por 2 reconectadores

secuenciales instalados en serie.

Figura 3.4. Esquema 2.

12

Los circuitos de los esquemas 3 y 13 presentan la misma configuracin pues cada uno

presenta dos reconectadores no conectados en serie. Cada reconectador se encarga de proteger

una derivacin del circuito. En la figura 3.5 se presenta la configuracin de estos esquemas.

Figura 3.5. Esquemas 3, 13.

Los esquemas 5, 8 ,12 y 15 presentan la configuracin mas sencilla, ya que se caracterizan

por estar conformado por un solo circuito con un reconectador instalado a lo largo del troncal.,

como se observa en la figura 3.6.

Figura 3.6. Esquemas 5, 8, 12, 15

El esquema 6 es el esquema con ms reconectadores instalados de todos los esquemas en

estudio. Esta conformado por un circuito de la S/E Hoyo las Tapias y cinco circuitos de la S/E

Palo Verde. Todos los circuitos mencionados se interconectan mediante 5 reconectadores lazos.

Tres circuitos constan de un reconectador secuencial, mientras que los otros tres constan de dos

reconectadores instalados en serie, como se puede observar en la figura 3.7.

13


El esquema 9 esta conformado por dos circuitos, uno de la S/E Sureste y otro de la S/E

Placer interconectados mediante un reconectador lazo. El circuito de la S/E Sureste consta de dos

reconectadores secuenciales instalados en serie, mientras que el circuito de la S/E Placer solo

posee un reconectador secuencial.


14

En la figura 3.9 esta el esquema 10. Al igual que el esquema 9 este esquema esta

conformado por un circuito de la S/E Placer y un circuito de la S/E Sureste. Estos circuitos se

interconectan mediante un reconectador lazo. El circuito de la S/E Placer posee un reconectador

lazo, mientras que el circuito de la S/E Sureste no posee ningn reconectador.


El esquema 10 esta conformado por dos circuitos de la S/E Sureste. Cada circuito posee

un reconectador secuencial y se interconectan mediante un reconectador lazo, como se puede

observar en la figura 3.10.


15

4. UBICACIN PTIMA DE RECONECTADORES

4.1 FUNDAMENTOS SOBRE INDICADORES DE CONFIABILIDAD DE SERVICIO EN

SISTEMAS DE DISTRIBUCIN

Las interrupciones de servicio elctrico que puede presentar el sistema de distribucin se

agrupan de la siguiente manera:

Interrupciones que provienen del sistema de transmisin y generacin, debido a fallas,

racionamiento, entre otras.

Interrupciones programadas originadas por el personal de operacin y mantenimiento, en

ejercicio de sus funciones, tales como reparaciones, transferencias de carga, extensiones

de lneas, realizacin de pica y poda en zonas donde las ramas se encuentran cercanas a

las lneas. Muchas de estas interrupciones pueden ser notificadas al cliente con la

anticipacin debida.

Interrupciones imprevistas que ocurren en el sistema de distribucin, causadas por: ramas

sobre las lneas, rboles cados, defecto en los elementos instalados en el sistema,

interferencia de animales, descargas atmosfricas, operaciones errneas en los equipos de

proteccin, entre otras.

Las interrupciones traen como consecuencia un costo a la empresa elctrica por las

siguientes razones:

El costo de reparacin de las fallas (uso de cuadrillas especializadas, reposicin de

equipos y materiales daados, entre otros).

El costo debido a la energa dejada de vender durante la interrupcin.

16

El costo debido a las posibles sanciones que puede incurrir la empresa gracias a los

reglamentos existentes los cuales garantizan una mejor calidad del servicio elctrico.

La energa dejada de vender durante la interrupcin suele expresarse en MVAmin

Donde

MVAmin: energa dejada de vender durante la interrupcin

kVAinterrumpidos: son los kVA de capacidad conectada en transformadores de distribucin

que fueron a la interrupcin.

Tiempointerrupcin: es el tiempo en min que dura la interrupcin. Se determina con el tiempo

de localizacin y reparacin de la falla.

Los costos de las interrupciones se usan para evaluar y configurar el sistema de

distribucin. Para esto se usan indicadores de comportamiento del circuito, al tener un mejor

comportamiento, los costos de las interrupciones sern menores. Los indicadores comnmente

usados son los de frecuencia y duracin. En Venezuela, el clculo de estos indicadores se realiza

de acuerdo con las siguientes expresiones:

kVAinstjjikVAfs

FMIKj

n

i

=

=1

)(

kVAinstjjiMVA

kVAinstjjiTfsjikVAfs

TTIKj

n

i

n

i

==

=

=11

1000)min()()(

17

Donde:

FMIK: Frecuencia media de interrupcin por kVA instalado del alimentador j.

TTIK: Tiempo total de interrupcin por kVA instalado del alimentador j.

=

n

i 1: Sumatoria de las interrupciones i del alimentador j debido a causas internas o

externas, durante el Perodo de Control.

n: Nmero total de interrupciones.

kVAfs(i)J: Cantidad de kVA nominales fuera de servicio en la interrupcin i del

alimentador j.

kVAinstJ: Cantidad de kVA nominales instalados en el alimentador j.

Tfs(i)j: Tiempo que permanecieron fuera de servicio los kVA nominales kVAfs, durante

la interrupcin "i" del alimentador "j" (se computa el tiempo desde el inicio de la

interrupcin hasta la reposicin total de los kVA nominales inicialmente fuera de

servicio).

Los ndices anteriormente mencionados son usados por aquellas empresas cuyas bases de

datos no asocian al consumidor con los nodos del sistema. La tendencia a nivel mundial es

establecer indicadores basados en frecuencia y duracin promedio de interrupciones por

consumidor. Estos indicadores se denominan SAIFI y SAIDI. Actualmente, la C.A. La

Electricidad de Caracas se encuentra realizando los trabajos necesarios para regirse por los

indicadores SAIFI y SAIDI.

18

4.2 MTODOLOGA PARA LA UBICACIN PTIMA DE EQUIPOS DE PROTECCIN COMPLEMENTARIA

Los equipos de proteccin complementaria usados en la Regin Este de la C.A. La

Electricidad de Caracas son los reconectadores electrnicos y los fusibles de lnea. En este trabajo

se verificar la ubicacin actual de los reconectadores instalados, y en base a esto se analizar la

posibilidad de reubicarlos. Tambin se analizar la posible instalacin de fusibles de lnea en

aquellos casos que se considere necesario.

A continuacin se muestran las fases a seguir para la ubicacin ptima de equipos de

proteccin complementaria:

Fase 1: Asignacin de prioridad a los esquemas de reconectadores.

Debido a la cantidad de circuitos a estudiar en este trabajo, se desarroll un

mtodo para asignarle una prioridad a cada circuito y as poder analizarlos en un

orden y saber cuales requeran de mayor atencin. Sin embargo, no se siguieron las

prioridades resultantes del mtodo desarrollado ya que fue necesario conocer la

metodologa para la ubicacin de reconectadores mediante circuitos de menor

complejidad. Es importante destacar que el mtodo desarrollado para asignar

prioridades a los circuitos es actualmente empleado por el personal de la C.A. La

Electricidad de Caracas.

Fase 2: Ubicacin de los equipos de proteccin complementaria.

El mtodo empleado para la ubicacin de reconectadores consiste en minimizar

una funcin objetivo (MVAmin). ste mtodo se complement con el clculo del

19

indicador FMIK, el cual representa la frecuencia promedio con que se interrumpe

cada kVA instalado de un alimentador.

4.2.1 FASE 1: ASIGNACIN DE PRIORIDAD A LOS ESQUEMAS DE RECONECTADORES

Los alimentadores a estudiar en este trabajo son aquellos que ya poseen reconectadores.

Para estos alimentadores es necesario realizar un anlisis de fallas permanentes y fallas

transitorias. Los pasos a seguir son:

a. Obtener los planos de operacin de los circuitos en estudio. Con los planos de operacin,

es posible conocer la topologa del alimentador, calibre de los conductores, equipos

instalados y su identificacin correspondiente, capacidad de los transformadores, clientes

crticos, entre otros.

b. Identificar los esquemas de reconectadores. Para esto es necesario usar los planos de

operacin. Mediante estos planos se puede conocer la ubicacin fsica de los

reconectadores secuenciales y reconectadores lazos. El Sistema Integrado de

Mantenimiento de Informacin de los Planos de la C.A. La Electricidad de Caracas

(SIMIP), es un sistema desarrollado por la C.A. La Electricidad de Caracas que permite

tener acceso a la base de datos de los equipos de la red de distribucin, por lo que este

sistema es de gran ayuda para identificar los esquemas de reconectadores ya que permite

conocer cuales equipos estn instalados en los circuitos y las interconexiones existentes

entre ellos.

20

c. Obtener el reporte de fallas permanentes y fallas transitorias de los alimentadores que

poseen reconectadores del ltimo ao. La norma recomienda un perodo de tres aos, pero

ante los posibles cambios de configuracin que puede sufrir el alimentador en un perodo

de tres aos, se decidi obtener el reporte del ltimo ao (Junio 2006 Junio 2007). El

reporte de fallas permanentes y transitorias se obtiene mediante el Sistema de Operacin

de Distribucin (SOD). En este reporte se registran todas las fallas que presentaron los

circuitos seleccionados durante el perodo de estudio, mostrando la fecha, ubicacin,

duracin, MVAmin. interrumpidos, causa de cada falla, entre otros.

d. Determinar la cantidad de fallas, MVAmin. interrumpidos, duracin, cantidad de fallas

permanentes y transitorias correspondientes al circuito de distribucin (nivel 6). No se

tomarn en cuenta las fallas programadas (por falla, por mantenimiento correctivo, por

mantenimiento preventivo o por construccin elctrica )

e. Priorizar los circuitos de manera descendiente de acuerdo a los parmetros y porcentajes

mostrados en la tabla II

Tabla II. Asignacin de prioridad de circuitos

Parmetro Porcentaje (%) MVAmin 45 Duracin 25

Cantidad de fallas permanentes 20 Cantidad de fallas transitorias 10

Mediante la siguiente expresin se determina la prioridad del circuito

21

Prioridad

=

mayor

parmetrocircuitocircuito Parmetro

PorcentajeParmetro

Donde

Prioridadcircuito: prioridad del circuito.

Parmetrocircuito: valor del parmetro del circuito en cuestin.

Parmetromayor: mayor valor del parmetro de todos los circuitos en estudio.

Porcentajeparmetro: porcentaje correspondiente al parmetro.

f. Priorizar los esquemas de reconectadores mediante la siguiente expresin:

Donde

Prioridadesquema: prioridad del esquema que se quiere determinar.

Prioridadcircuito: prioridad del circuito, que se determina como se explica en el punto e.

n: cantidad de circuitos que posee el reconectador.

g. Identificar la ruta troncal y los ramales del circuito, interconexiones existentes con

circuitos vecinos y clientes crticos.

h. Plasmar en los planos de operacin la ubicacin fsica de las fallas, MVA-min

interrumpidos y causa de las fallas. De esta manera se puede identificar el tipo de fallas

que afectan al circuito, y si stas son reincidentes en alguna zona especfica.

22

4.2.2 FASE 2: UBICACIN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIN COMPLEMENTARIA

RECONECTADORES

El mtodo usado por la C.A. La Electricidad de Caracas para ubicar equipos de proteccin

complementaria en un alimentador se justifica econmicamente.

La inversin a realizar en la adquisicin e instalacin de los equipos de proteccin, se

calcula como una anualidad para trabajar en una base comn, utilizando la siguiente ecuacin:

1)1()1(+

+=

n

n

inve iiCC

Donde

Ce: anualidad equivalente a la inversin en equipos

Cinv: costo de inversin

i: tasa de retorno, en por unidad

n: vida til del equipo en aos

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

del alimentador (CENSo), como luego de agregar la proteccin complementaria (CENSf). Para

ambos casos, el costo de la energa no suministrada depende de dos componentes:

Disminucin de los ingresos por la energa dejada de vender.

Penalizaciones que pueden existir, de acuerdo a las regulaciones vigentes.

Para obtener el mximo ahorro en costos, se debe maximizar la siguiente funcin:

( )efo CCENSCENSAHORRO +=

23

Maximizar la funcin AHORRO es equivalente a minimizar los costos luego de instalar la

proteccin complementaria (CENSf), ya que CENSo no depende de la proteccin complementaria

a ser instalada. Para ello es necesario obtener la cantidad y ubicacin de los equipos de

proteccin, tal que el costo de la energa no suministrada mas el costo equivalente a la anualidad

de la inversin sea el mnimo. Sin embargo, el valor mnimo de CENSf + Ce no asegura que la

inversin sea rentable, por lo tanto, es necesario verificar posteriormente la condicin

AHORRO >0

Para determinar el costo total anual por la energa no suministrada luego de instalar la

proteccin complementaria (CENSf), se multiplica la energa anual no servida (ENS) por el costo

de la energa, y a este valor se le suma el costo de las penalizaciones, como se muestra a

continuacin:

( ) SancionesCostoENSCENS energaf +=

La energa no suministrada ENS se calcula de la siguiente forma:

Donde:

ENS: Energa anual no suministrada por el alimentador, en kWh.

MVAmin: MVA minutos anuales interrumpidos en el alimentador.

FU: Factor de utilizacin (Demanda mxima / Carga conectada).

FD: Factor de dispersin horaria de la ocurrencia de fallas (Se usa 0.85 en caso de no

disponer del clculo).

FP: Factor de potencia del alimentador.

24

En la condicin original del alimentador se utilizarn los MVAmin interrumpidos

obtenidos del registro de fallas, mientras que en la condicin final es necesario calcularlos

tomando en cuenta los equipos de proteccin a instalar. En el caso de instalar un equipo de

proteccin complementaria en un alimentador, se debe calcular los MVAmin interrumpidos

instalando el reconectador en todos los nodos del alimentador menos el ltimo. El nodo que

represente la menor cantidad de MVAmin interrumpidos es el lugar ptimo de la proteccin

complementaria

Al instalar el reconectador en el nodo k (ver figura 4.1), los MVAmin interrumpidos se

calculan de la siguiente manera:

MVAmin ( ) ( ) == += +=

+

+=

n

iiii

RK

i

n

Ki

n

KjiiiiT

LK KVAL

TKVAjLLkVAT11 1 1

..

1000..

1000

1,...,1, = nKK

Donde:

MVAmink: Energa dejada de vender cuando la proteccin esta ubicada en el nodo k.

n: nmero de nodos del alimentador.

kVAt: Carga total instalada en el alimentador, en kVA.

TL: Tiempo promedio desde el inicio de una interrupcin hasta que culmina la

localizacin, en minutos.

TR Tiempo promedio desde el inicio de la reparacin hasta el restablecimiento del

servicio, en minutos.

i: Tasa de fallas para el segmento i, en fallas / (km * ao).

25

Li: Longitud del segmento i, en km.

kVAi: Carga instalada en el segmento i, en kVA.

Figura 4.1. Ubicacin en el nodo k del equipo de proteccin complementaria

Para los tiempos de localizacin y restablecimiento de servicio se debe calcular un valor

promedio para cada uno usando los tiempos obtenidos en el registro de fallas por circuito

Luego es necesario calcular las penalizaciones para poder determinar el valor de CENSf.

Los pasos a seguir para calcular dichas penalizaciones estn en el anexo 1.

De esta manera, se obtiene el valor CENSf para cada nodo desde 1 hasta n-1 y se

selecciona el menor, donde el costo mnimo de esta opcin ser CENSf + Ce. De no analizar

opciones con ms de un equipo de proteccin, se proceder a verificar la condicin de

rentabilidad mediante la ecuacin AHORRO > 0.

Si se analiza ahora la instalacin de dos equipos de proteccin complementaria, uno en el

nodo K y otro en el nodo L, los MVAmin pueden ser calculados con la ecuacin siguiente:

MVAmin ( ) == += += +=+=

+

+

+

+=

n

iiii

RK

i

l

Ki

n

li

n

ljii

n

KjiiiiT

LLK kVAL

TkVAjLkVAjLLkVAT11 1 1 11

,..

1000...

1000

1,...,1, = nKK , lk

26

En este caso, se fija el primer equipo en el nodo 1 y se mueve el segundo equipo desde el

nodo 2 hasta el nodo n-1. Luego se fija el primer equipo en el nodo 2 y se mueve el segundo

equipo desde el nodo 3 hasta el n-1 y as sucesivamente, hasta que el primer equipo est en el

nodo n-2. De esa manera, se obtiene el valor CENSf para cada caso y se selecciona el menor. Se

calcula ahora el costo mnimo de esta opcin, como CENSf + Ce1 +Ce2. Si este costo es superior

al obtenido con un solo equipo de proteccin complementaria, se descarta esta opcin. De ser

menor, podr analizarse el caso con tres equipos de proteccin complementaria, o simplemente

verificar la condicin de rentabilidad y no continuar con el procedimiento.

La herramienta computacional utilizada por la C.A. La Electricidad de Caracas (ASP) no

realiza los procedimientos explicados anteriormente para la ubicacin ptima de reconectadores

por dos motivos:

El programa asume una tasa de fallas () igual para todos los segmentos del circuito.

No calcula energa dejada de vender luego de localizar la falla.

Con estos cambios, el problema de ubicacin ptima de reconectadores consiste en

minimizar la funcin objetivo MVAmin, la cual representa la energa dejada de servir ante las

posibles fallas que se pueden presentar en un perodo de tiempo determinado, considerando que

la probabilidad de fallas es uniforme a lo largo de todo el circuito. Es importante destacar que la

energa dejada de servir es proporcional a los kVA instalados en el circuito y se toma un factor de

potencia igual para todos los kVA instalados. Para todas las posibles fallas, se usa un tiempo de

restablecimiento de servicio promedio.

27

Los MVAmin interrumpidos, al instalar un equipo de proteccin complementaria en el

nodo K ahora se calculan de la siguiente manera:

MVAminK ( )

+=

= += +=

K

i

n

Ki

n

KjiiT

L kVAjLLkVAT1 1 11000

MVAminK ( )

+=

= += +=

K

i

n

Ki

n

KjiiT

L kVAjLLkVAT1 1 11000

La expresin anterior es la funcin objetivo a minimizar. Al evaluar dicha expresin para

todos los nodos del circuito, y encontrar la ubicacin ptima del reconectador, es decir, obtener el

mnimo valor de MVAmin interrumpidos, se tiene la situacin presentada en la figura 4.2.

Figura 4.2. Ubicacin ptima del equipo de proteccin complementaria

Es decir,

MVAminK ( )( ) ( )[ ]221211000 LkVALkVAkVATL ++=

En esta expresin se suman dos trminos. El primer trmino corresponde a la probabilidad

de fallas aguas arriba del reconectador multiplicada por toda la carga instalada en el circuito. El

segundo trmino corresponde a la probabilidad de fallas aguas abajo del reconectador

multiplicada por carga instalada aguas abajo del reconectador. La suma de ambos trminos es la

28

probabilidad de falla en cada punto del circuito por los kVA interrumpidos segn donde ocurra la

falla. Al multiplicar esta suma por el tiempo de localizacin de la falla se obtiene los MVAmin

interrumpidos.

El costo anual por la energa no suministrada al instalar la proteccin complementaria se

calcula de la siguiente manera:

( )[ ] [ ][ ] energaLf CostoFPFDFULkVALkVAkVATCENS

++=

601000

1000 22121

Los MVAmin interrumpidos de un alimentador sin proteccin complementaria se

determina como se muestra a continuacin:

MVAmin ( ) ( )( )21211000 LLkVAkVATL

K ++=

El costo anual por la energa no suministrada sin proteccin complementaria se determina

con la siguiente expresin:

( ) ( ) energaLo CostoFPFDFULLkVAkVATCENS

++=

601000

1000 2121

Asumiendo un tiempo de localizacin igual para el clculo de CENSo y CENSf, se puede

calcular el ahorro al instalar la proteccin complementaria como se muestra a continuacin:

( )efo CCENSCENSAHORRO +=

29

eenergaL

pc CCostoFPFDFUkVALTAhorro =

601000

1000 12

Se puede observar que las variables que determinan un mayor ahorro son la longitud

aguas abajo del equipo de proteccin complementaria y la cantidad de kVA instalados aguas

arriba de ste. Se debe multiplicar nodo por nodo la cantidad de kVA instalados aguas arriba del

nodo por la longitud aguas abajo del nodo. El nodo que obtenga un mayor valor de la

multiplicacin representa la ubicacin ptima del reconectador

En el caso de instalarse dos equipos de proteccin complementaria en el alimentador, se

puede demostrar que el ahorro luego de instalar las protecciones complementarias se calcula

como muestra la siguiente ecuacin:

( ) ( )( )[ ] energaLpc CostoFPFDFUkVAkVALkVALTAhorro ++= 601000

1000 21312

Se puede observar que la expresin a maximizar para obtener un mayor ahorro al instalar

dos equipos de proteccin complementarias es ( ) ( )( )21312 kVAkVALkVAL ++ .

De todo lo explicado anteriormente se deriva lo que en la Norma de Diseo (II2) 3 - 2006

Proteccin Complementaria de Alimentadores Primarios de Distribucin se denomina Bloque

de Carga Expuesta (BCE) y una serie de reglas relacionadas con el BCE. El Bloque de carga

expuesta se define como el producto de la longitud del tramo de alimentador que est expuesto a

fallas por los kVA instalados al tramo mencionado. El BCE se relaciona directamente con los

indicadores de confiabilidad del alimentador; mientras mayor sea el BCE mayores sern la

frecuencia y la duracin de las interrupciones. Al instalar dispositivos de proteccin

30

complementaria en el alimentador, se reducir el BCE, por consiguiente se reducirn la

frecuencia y la duracin de las interrupciones y los gastos y penalizaciones por la energa no

suministrada.

( )( )2121 LLkVAkVABCE ++=

Debido a que el mtodo empleado considera una probabilidad de fallas uniforme a lo

largo de todo el circuito, es posible que el lugar dado por el programa ASP para la ubicacin del

reconectador no sea el ptimo, por lo que se decidi usar el indicador FMIK para tomar una

decisin final con respecto a la ubicacin final del reconectador.

El indicador FMIK se calcula tomando en cuenta:

Slo fallas con ubicacin precisa conocida del perodo junio 2006 - mayo 2007.

Reconectadores y fusibles instalados en el alimentador.

Recuperacin inmediata de carga mediante reconectadores tipo lazo.

Para la decisin final, se determina el indicador FMIK con la ubicacin actual y la

ubicacin dada por ASP:

Si el indicador FMIK aumenta o permanece igual, no se propone reubicacin.

Si el indicador FMIK disminuye, se propone reubicacin.

En los siguientes casos no se determina el indicador FMIK ni se propone reubicacin:

Cambios mnimos

Se sabe que el indicador FMIK aumenta sin calcularlo

31

En caso de proponer una ubicacin distinta a la dada por el programa ASP, se debe

realizar los pasos explicados anteriormente para determinar si con el cambio propuesto mejorara

la calidad del servicio elctrico

FUSIBLES DE LNEA

Para la ubicacin de fusibles de lnea en los ramales del alimentador es posible guiarse por

la Norma de Diseo (IID) 4-2006: Normas de Proteccin de Alimentadores Primarios de

Distribucin y la Norma de Diseo (IID) 9-2006: Criterios Para la Seleccin de Fusibles de Lnea

en Alimentadores Primarios Areos de Distribucin. Debido a ciertas inconsistencias encontradas

entre estas normas, se decidi tomar como referencia la segunda norma mencionada

Criterios para la instalacin de fusibles en ramales:

a. Cargas trifsicas en el tramo a proteger: Se permite que el planificador aplique fusibles

de lnea en tramos donde existan cargas trifsicas.

b. Corriente mxima de carga permitida: No se limita al planificador en cuanto a la

mxima corriente de carga permitida en el tramo a proteger. La limitacin es inherente a

los fusibles normalizados en C.A La Electricidad de Caracas (Mximo 100T) y a la

posibilidad de lograr la coordinacin con los dispositivos de proteccin ubicados aguas

arriba (otros fusibles, reconectadores y rels de sobrecorriente del circuito).

c. Cantidad de fusibles de lnea instalados en secuencia: La cantidad de fusibles de lnea a

instalar en secuencia, estar limitada por la posibilidad de coordinarlos entre s y con

otros tipos de dispositivos instalados aguas arriba.

32

d. Interconexiones: No se recomienda la instalacin de fusibles de lnea en tramos que

posean interconexin con otros circuitos o con l mismo. Se exceptan aquellas

interconexiones que slo permitan recuperar una o varias cargas puntualmente. Si por

razones de operacin, fuese imprescindible instalar fusibles de lnea en tramos con

interconexin, se permitir la colocacin de seccionadores de bypass normalmente

abiertos, en paralelo con los mismos. En esos casos, antes de cerrar la interconexin

para la recuperacin de cargas, se proceder al cierre de los seccionadores de bypass y

a la posterior apertura de los seccionadores con fusibles de lnea. Al momento de

reestablecer el circuito a su condicin original, las maniobras se ejecutarn en la

secuencia inversa.[11]

Teniendo en cuenta los criterios anteriores, se muestra a continuacin los pasos a seguir

para la seleccin de ramales que requieren la instalacin de fusibles:

a. Seleccionar los ramales que presenten dos o ms fallas correspondientes a causas propias

de la topologa de la red, tales como ramas o rboles cados sobre las lneas, papagayos en

contacto con las lneas, interferencia de animales entre otros.

b. Seleccionar los ramales en los que se identific vegetacin cercana a la red an cuando

no se tenga registro de fallas

c. Observar si estos ramales poseen clientes crticos e interconexiones existentes.

d. Calcular el nivel de cortocircuito en el punto de ubicacin tentativa del fusible. Si ste es

mayor a 8000 Amperios, no se instalar dicho fusible.

e. Calcular la corriente mxima en el punto de ubicacin tentativa del fusible. Si sta es

mayor a 100 Amperios, no se instalar dicho fusible.

33

f. Visitar el lugar deseado para la instalacin del fusible para determinar la factibilidad de

instalacin del mismo.

Los puntos d y e se verificarn al realizar el estudio de coordinacin de protecciones.

En los casos que se considere necesario, se verificar que la ubicacin de los fusibles ya

instalados en la red es la ms adecuada, tomando en cuenta clientes crticos, ramales con mucha

carga instalada e interconexiones. Aquellos fusibles ya instalados que dificulten la coordinacin

de protecciones, se verificar la capacidad de corriente del fusible.

4.3 REUBICACIN DE LOS RECONECTADORES EN LOS CIRCUITOS DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS

4.3.1 FASE 1: ASIGNACIN DE PRIORIDAD DE LOS ESQUEMAS DE RECONECTADORES DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS

Luego de obtener los planos de operacin de los circuitos a estudiar, se identificaron los

esquemas de reconectadores instalados en el sistema de distribucin. Se obtuvo el reporte de

fallas permanentes y transitorias del perodo Julio 2006 Julio 2007 y con esto se procedi a

priorizar los circuitos (ver tabla III).

34

Tabla III. Asignacin de prioridad de los circuitos de la Regin Este de la C.A La Electricidad de Caracas

Circuito Cantidad de

fallas permanentes

Cantidad de fallas

transitorias MVAmin

int.

Duracin total de fallas permanentes

(min)

Prioridad (%)

Sureste B3 64 31 14712,2 11864 91,64 Hoyo las Tapias C5 33 66 15782,7 8469 83,16

Cortada del Guayabo A7 35 22 10057,4 8531 60,92 Cortada del Guayabo A6 29 3 14823,7 2451 56,95 Cortada del Guayabo A2 32 17 12075 3263 53,88

Sureste A4 21 35 9526,1 3425 46,24 Palo Verde A4 30 21 7503,7 5411 45,35

Cortada del Guayabo B2 29 22 5848.2 3363 38,22 Hoyo las Tapias C9 29 17 6096,8 2088 33,42

Placer B2 23 28 4568,9 2948 30,67 Hoyo las Tapias C8 29 12 3928,6 4064 30,65

Palo Verde A3 14 15 2259,2 7195 28,25 Sureste B2 21 16 3583,8 2704 24,90 Placer A5 14 46 3163,2 861 22,18

Cortada del Guayabo B4 25 10 2167,6 1597 18,87 Palo Verde A7 23 17 2044,8 1508 18,77 Palo Verde A1 9 13 3356,8 1403 17,31 Palo Verde B4 7 10 4459,3 390 17,24 Tamanaco A5 19 0 3128,8 282 15,45

Urbina B3 18 3 1605,6 1205 13,20 Sureste A1 15 7 1156,3 1204 11,58 Placer B1 12 9 700,1 1616 10,52

Hoyo las Tapias C3 6 13 938,8 1507 9,70 Miranda B1 4 3 1463,2 274 6,45

Palo Verde B3 7 16 477 176 6,34 Sureste B1 3 2 943,7 521 5,03

Luego de priorizar los circuitos, se procedi a priorizar los esquemas de reconectadores

como se muestra en la tabla IV.

35

Tabla IV. Asignacin de prioridad de los esquemas de reconectadores de la Regin Este de la C.A La Electricidad de Caracas

Esquema Circuito Prioridad

del circuito (%)

Prioridad del esquema (%)

Esquema 13 Sureste B3 91,64 91,64 Esquema 2 Cortada del Guayabo A7 60,92 60,92

Hoyo de las Tapias C5 83,16 Hoyo de las Tapias C8 30,65 Esquema 4 Hoyo de las Tapias C9 33,42

49,08

Esquema 12 Sureste A4 46,24 46,24 Placer A5 22,18

Cortada del Guayabo A6 56,95 Cortada del Guayabo A2 53,88

Esquema 1

Cortada del Guayabo B2 38,22

42,81

Placer B2 30,67 Esquema 10

Sureste A3 24,9 27,79

Hoyo de las Tapias C3 9,7 Palo Verde A1 17,31 Palo Verde A7 18,77 Palo Verde B3 6,34 Palo Verde A4 45,35

Esquema 6

Palo Verde A3 28,25

20,95

Esquema 3 Cortada del Guayabo B4 18,87 18,87 Placer B1 10,52

Esquema 9 Sureste B2 24,9

17,71

Esquema 8 Palo Verde B4 17,24 17,24 Esquema 14 Tamanaco A5 15,45 15,45 Esquema 15 Urbina B3 13,2 13,2

Sureste B1 11,58 Esquema 11 Sureste A1 5,03 8,31

Esquema 5 Miranda B1 6,45 6,45

36

4.3.2 FASE 2: UBICACIN DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIN COMPLEMENTARIA EN

LOS CIRCUITOS DE LA REGIN ESTE DE LA C.A. LA ELECTRICIDAD DE CARACAS

El estudio de ubicacin ptima de reconectadores del esquema 1 se muestra a

continuacin. La mayora de los circuitos que lo conforman son de la S/E Cortada del Guayabo

por lo que este esquema se denomin como Esquema Cortada del Guayabo. En el anexo 2 esta es

estudio de los restantes esquemas instalados en la Regin Este de la C.A. La Electricidad de

Caracas

ESQUEMA CORTADA DEL GUAYABO

Como se puede observar en la figura 4.4, ste esquema est conformado por cuatro

circuitos, tres de la S/E Cortada del Guayabo y uno de la S/E Placer. Posee 9 reconectadores

secuenciales y un reconectador lazo.

Figura 4.4. Esquema actual de Cortada del Guayabo

37

A continuacin se procede a explicar de manera detallada la situacin de cada circuito que

conforma este esquema

Placer A5

Este circuito consta de un reconectador secuencial y un reconectador lazo que

interconecta con el circuito Cortada del Guayabo A6. Ante una falla aguas abajo del reconectador

RS1, ste despeja la falla quedando toda la carga instalada aguas abajo del reconectador sin

servicio elctrico. Si ocurre una falla aguas arriba del reconectador RS1, todo el circuito queda

sin servicio elctrico pero es posible recuperar de manera automtica la carga instalada aguas

abajo del reconectador RS1 mediante el reconectador lazo RL1. En la tabla V se muestra el

registro de fallas del circuito durante el perodo en estudio

Tabla V. Registro de fallas - Placer A5

S/E RS1 RS1 Final del circuito Causa

Fallas MVAmin Fallas MVAmin

Total por causa

Fallas 6 1 7 Desconocida MVAmin 720,6 2,9 723,5

Fallas 3 1 4 Vegetacin MVAmin 1709,3 19,5 1728,8

Fallas 1 1 2 Defecto de instalacin MVAmin 116,7 591,6 708,3

Fallas 1 1 Interferencia de animal MVAmin 2,6 2,6

Total por tramo 10 2546,6 4 616,6

Se puede observar que la mayor cantidad de fallas fueron por causa desconocida, pero las

que representaron mayor cantidad de energa dejada de vender fueron producto de la vegetacin

aguas arriba del reconectador.

38

Al realizar el estudio de ubicacin ptima del reconectador RS1 mediante el mtodo

explicado, se determin que ste no se encuentra ubicado en el lugar ptimo. Como se puede

observar en la figura 4.5, actualmente el reconectador protege una derivacin del troncal,

mientras que en la ubicacin ptima, el reconectador RS1 estara protegiendo otra derivacin de

mayor longitud. Observando la ubicacin de las fallas en los planos de operacin, se pudo

comprobar que aguas debajo de la ubicacin ptima no ha ocurrido ninguna falla. Todas las fallas

registradas ocurren en el trayecto que va desde la subestacin hasta el reconectador lazo RL1 (ver

figura 4.5). Debido a esto, se decide mantener el reconectador en su ubicacin actual.

No es necesario la instalacin de otro equipo de proteccin complementaria en este

circuito.

Figura 4.5. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Placer A5

39

En la tabla VI se muestra la cantidad de kVA instalados y cantidad de fallas con ubicacin

conocida, as como la frecuencia media de interrupcin por kVA instalado

Tabla VI. Escenario actual Placer A5

Tramo kVA instalados Cantidad de fallas FMIK

S/E - RS1 6650 4

RS1 - Final del circuito 3090 3

3.68

Cortada de Guayabo A6

Este circuito consta de dos reconectadores secuenciales que dividen al circuito en tres

tramos y dos reconectadores lazos. Estos reconectadores lazos se encuentran ubicados en los dos

tramos ms lejanos a la subestacin, uno para cada tramo, por lo que al ocurrir una falla en

cualquier tramo del circuito, ste quedar sin servicio elctrico, mientras que los otros dos tramos

siempre quedarn con servicio elctrico. Al igual que en el circuito Placer A5, la mayor

ocurrencia de fallas tienen origen desconocido, pero las fallas correspondientes a rboles cados

sobre las lneas o ramas que caen sobre las lneas de distribucin son las que representan mayor

MVAmin interrumpidos (ver tabla VII).

Este circuito es el segundo con mayor longitud de los circuitos en estudio (57km), y uno

de los que presenta mayor cantidad de fallas, por lo que una opcin posible es la instalacin de un

nuevo equipo reconectador para mejorar la calidad del servicio elctrico en el circuito.

40

Tabla VII. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A6

S/E - RS2 RS2 - RS3 RS3 - Final del circuito Causa de la falla

Fallas MVAmin Fallas MVAmin Fallas MVAmin

Total por causa

Fallas 13 1 14 Desconocidas MVAmin 1440,3 5,9 1446,2 Fallas 2 1 4 7 Vegetacin MVAmin 2042,1 18,8 3868,3 5929,2 Fallas 2 1 1 4 Defecto de

instalacin MVAmin 1893,8 115,1 330 2338,9 Fallas 1 1 Rayo MVAmin 141,9 141,9 Fallas 1 1 Derrumbe de

poste MVAmin 1926,9 1926,9 Fallas 1 1 Interferencia

de animal MVAmin 74,7 74.7 Fallas 1 1 Hurto de

material MVAmin 2965,9 2965,9 Total por tramo 18 5518,1 4 2135,5 7 7170.1

Como se puede observar en la figura 4.6, aguas abajo de la ubicacin actual del

reconectador RS3, el circuito tiene dos derivaciones de longitud considerable. Al hacer el estudio

de la reubicacin de ambos reconectadores, RS3 se ubica al inicio de una de estas dos

derivaciones, pero en esta derivacin no ha ocurrido ninguna falla en el perodo en estudio. Todas

las fallas que ocurren aguas abajo del reconectador RS3 ocurrieron en la otra derivacin, por lo

que se propone reubicar al reconectador al inicio de esta derivacin. En esta derivacin hay un

ramal que ha presentado dos fallas debido a rboles que caen sobre las lneas. Se propone colocar

un fusible en este ramal. Para el caso de RS2, la ubicacin ptima de este reconectador se

encuentra ms aguas abajo de la situacin actual (ver figura 4.6), pero debido a que en su

ubicacin actual protege un cliente importante antes fallas que pueden ocurrir aguas abajo del

reconectador y a que es poca la carga existente entre la ubicacin actual y la ptima, se decide

mantener el reconectador RS2 en su ubicacin actual

41

Con la reubicacin del reconectador RS3 y la instalacin del fusible, no es necesario

instalar otro reconectador en este circuito. En la tabla VIII se puede observar como mejora el

FMIK luego de reubicar el reconectador RS3 e instalar el fusible de lnea.

Tabla VIII. Escenario actual y futuro - Cortada del Guayabo A6

kVA instalados Cantidad de fallas FMIK Tramo Situacin

actual Situacin

futura Situacin

actual Situacin

futura Situacin

actual Situacin

futura S/E - RS2 3320 3320 5 5

RS2 - RS3 1435 3465 4 4 RS3 - Final del circuito 3810 1780 7 7

5,13 4,25

Figura 4.6. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo A6

42

Cortada del Guayabo A2

Este circuito es el mas largo de todos los circuitos en estudio (62km). Posee tres

reconectadores secuenciales y dos lazos, al igual que en el circuito anterior, ante cualquier falla

solo queda un tramo sin falla gracias a los reconectadores lazos. Se puede observar en la tabla IX

que este circuito presenta una gran cantidad de fallas por causa desconocida y las fallas mas

reincidentes se deben a la vegetacin y a defectos en los elementos que componen el circuito.

Tabla IX. Registro de fallas - Cortada del Guayabo A2

S/E - RS4 RS4 - RS5 RS5 - RS6 RS6 - Final del circuito Causa Fallas MVA

min Fallas MVA min Fallas

MVA min Fallas

MVA min

Total por

causa

Fallas 15 4 2 21 Desconocidas MVAmin 2183 2617 34 4833,6 Fallas 2 4 2 8 Vegetacin MVAmin 2352 1643 212 4206,5 Fallas 3 2 1 6 Defecto de

instalacin MVAmin 1505 117 662 2284,7 Fallas 1 1 Interferencia

de animal MVAmin 997 997 Total por tramo 20 6040 11 5373 4 246 1 662

La zona protegida por el reconectador RS6 no se caracteriza por presentar fallas, por lo

que eliminar este reconectador del circuito es una posibilidad, pero tomando en cuenta la longitud

del circuito, y que ste reconectador ha operado 19 veces, se decide mantenerlo en el circuito. El

reconectador RS4 ha operado 37 veces, mientras que el reconectador RS5 ha operado 4 veces,

pero esta ltima informacin no es confiable ya que el reconectador RS5 ha presentado muchos

problemas de comunicacin. En el estudio realizado se obtuvo que los 3 reconectadores se

encuentran ptimamente ubicados. Solo un ramal present fallas reincidentes (una por

vegetacin, otra por interferencia de animal y otra por defecto de instalacin), por lo que se

43

decide instalar un fusible en dicho ramal. En la figura 4.7 se puede observar la ubicacin de los

reconectadores instalados en el circuito y la ubicacin del fusible a instalar.

Figura. 4.7. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria - Cortada del Guayabo A2

En la tabla X se muestra la distribucin de los kVA instalados por tramo, cantidad de

fallas por tramo presentadas durante el ao en estudio y la mejora del FMIK al instalar el fusible

de lnea.

Tabla X. Escenario actual - Cortada del Guayabo A2

Tramo kVA instalados Cantidad de fallas

FMIK actual

FMIK futuro

S/E - RS4 2717 5 RS4 - RS5 1750 7 RS5 - RS6 2405 2 RS6 - Final del circuito 400 1

4,27 3,63

44

Cortada del Guayabo B2

En la tabla XI se puede observar, al igual que los otros circuitos que conforman este

esquema, que las fallas ms comunes de este circuito son producto de la vegetacin. La gran

cantidad de fallas desconocidas probablemente se debe a la vegetacin.

Tabla XI. Registro de fallas - Cortada del Guayabo B2

S/E RS7 RS7 RS8 RS8 RS9 RS9 Final del circuito Causa Fallas MVA

min Fallas MVA min Fallas

MVA min Fallas

MVA min

Total por

causa

Fallas 5 2 7 4 18 Desconocida MVAmin 626,9 158,3 465.2 1205 2455.4

Fallas 2 2 3 7 Vegetacin MVAmin 469,2 1902 449,7 2820,7

Fallas 1 1 Defecto de instalacin MVAmin 1,3 1,3

Fallas 1 1 Lnea rota MVAmin 464,3 464,3

Fallas 1 1 Choque de vehculo MVAmin 4,6 4,6

Fallas 1 1 Papagayos

MVAmin 102,8 102,8 Total por tramo 8 1097 6 2529 7 465.2 8 1757

En el tramo RS8 RS9 solo han ocurrido fallas de origen desconocido y aguas abajo del

reconectador RS9 se han presentado 4 fallas con causa conocida. Estas 4 fallas fueron despejadas

por 2 fusibles de lnea. Tomando en cuenta esto, la cercana entre los reconectadores RS8 y RS9

y que el circuito presenta una longitud intermedia (39km) es posible la eliminacin de uno de

estos 2 reconectadores.

Todas las fallas que se presentaron en el tramo RS7 RS8 ocurrieron en un ramal, por lo

que se propone la instalacin de un fusible en dicho ramal

45

Para este circuito existen dos alternativas que mejoran la calidad del servicio elctrico:

Reubicar los tres reconectadores en caso de ser necesario e instalar el fusible de lnea.

Eliminar un reconectador, reubicar los dos reconectadores en los lugares ptimos e

instalar el fusible de lnea.

Al estudiar ambas alternativas se obtiene un mismo resultado. Esto se debe a que todas las

fallas con ubicacin conocida que se han presentado aguas abajo del reconectador RS7 fueron

despejadas por fusibles de lnea y para el clculo de FMIK no se toma en cuenta las fallas

desconocidas. Debido a esto se decide eliminar el reconectador RS8 e instalar un fusible de lnea.

En las tablas XII y XIII se muestra la distribucin de los kVA instalados por tramo,

cantidad de fallas por tramo presentadas durante el ao en estudio y FMIK en la situacin actual

y futuro del alimentador. Se puede observar que el FMIK baja de 1.88 a 1.17 con los cambios

propuestos.

Tabla XII. Escenario actual - Cortada del Guayabo B2


S/E - RS7 1232,5 3 RS7 - RS8 1820 4 RS8 - RS9 1060 0


1,88

Tabla XIII. Escenario futuro - Cortada del Guayabo B2


S/E - RS7 1232,5 3 RS7 - RS9 2880 4


1,17

46

En la figura 4.8 se puede observar la ubicacin ptima de los dos reconectadores y el

lugar donde se debe instalar un fusible de lnea. Al realizar el estudio de ubicacin de los dos

reconectadores, se determin que el reconectador RS8 est ubicado en el lugar ptimo, mientras

que el reconectador RS7 no esta ubicado en el lugar ptimo, pero slo existen 50 kVA instalados

entre la ubicacin actual y la ptima, por lo que se decide dejarlo en su ubicacin actual.

Figura 4.8. Ubicacin de equipos de proteccin complementaria Cortada del Guayabo A2

47

Con la eliminacin de un reconectador (RS8) correspondiente al circuito Cortada del

Guayabo B2 y la reubicacin del reconectador RS6 perteneciente al circuito Cortada del Guayabo

A6, el esquema de reconectadores de Cortada del Guayabo se modifica como se muestra en la

figura 4.9.

Figura 4.9 Esquema futuro de Cortada del Guayabo

48

5. COORDINACIN DE PROTECCIONES

5.1 EQUIPOS DE PROTECCIN EN ESTUDIO

5.1.1 RECONECTADOR ABB

El reconectador ABB usado en la C.A. la Electricidad de Caracas est conformado por tres

elementos principales:

1. El interruptor VR3S que realiza las operaciones de apertura y cierre. Consta de tres polos

montados en una misma carcasa. Cada polo consiste en un mdulo que contiene un

interruptor en vaco y sensor de corriente encapsulado en poliuretano, unido a un actuador

magntico. El tiempo de interrupcin del reconectador es de 0.04 segundos (ver figura

5.1).

2. El dispositivo electrnico de control y proteccin PCD2000, formado por un

microprocesador digital, los controles electrnicos y las bateras de respaldo (ver figura

5.1).

3. El cable de control, el cual conecta al interruptor con el PCD2000.

El aparato de control PCD-2000 proporciona elementos de monitoreo, control, proteccin,

elementos de recierre y comunicaciones. El PCD2000 puede ser operado remotamente para

permitir la reconfiguracin del sistema, anlisis de fallas y transferencia de ajustes de proteccin

para hacer ms eficientes los sistemas de distribucin. Adicionalmente, el PCD2000 permite

recolectar datos para permitir el anlisis de carga del sistema, planificacin y futura

modernizacin.

49

Figura 5.1 Interruptor VR3S y dispositivo electrnico PCD2000.

El PCD2000 est contenido en una caja metlica adecuada para montaje en poste. Consta

de una serie de mdulos:

Mdulo de Fuente de Poder

Mdulo Actuador de Reconectador VR-3S

Mdulo de I/O (e/s) Digitales

Mdulo CPU

En este mdulo se encuentra el microprocesador de la caja de control. Este mdulo se

encarga de almacenar todos los ajustes de proteccin, registros de fallas, etc. Existen dos

tipos de mdulo CPU (tipo 1 y tipo 2). Entre estos dos tipos de mdulos hay diferencias

en los ajustes de los elementos de proteccin como se explicar mas adelante.

50

Mdulo de Comunicaciones

Mdulo de Entradas de TV/TC

Este mdulo tiene 4 entradas de voltaje y 4 entradas de corriente. En su interior hay 4

transformadores con relacin de 1000:1 si el mdulo es tipo 1 600:1 si el mdulo es tipo

2. ste mdulo se puede configurar para dos ajustes de toma, que permite variar el rango

de la corriente umbral como se puede observar en la tabla XIV.

Tabla XIV. Ajuste de pickup del mdulo TC para corrientes de fase y neutro

Ajuste de toma

Corriente umbral Incremento

Corriente umbral Incremento

Low (bajo) 50 a 800 10 25 a 400 5 High (alto) 100 a 1600 10 50 a 800 5

El panel frontal del dispositivo de control PCD-2000 es una interfaz hombre mquina que

permite interactuar con el equipo reconectador VR-3S y ajustar todos los elementos de

proteccin.

El PCD-2000 permite ajustar elementos de proteccin bsicos y avanzados. En este

trabajo solo se estudian los elementos de proteccin bsicos. Los elementos de proteccin bsicos

disponibles con la designacin ANSI estn en la figura 5.2.

51

Figura 5.2. Elementos de proteccin bsicos del PCD2000

Los elementos de proteccin avanzada son los siguientes:

Opcin de Falla a Tierra Sensitiva

Disparo de Dos Fases

Elemento Sobrecorriente Temporizada de Secuencia Negativa

Elemento Sobrecorriente Temporizada Direccional de Fase

Elemento Sobrecorriente Temporizada Direccional de Tierra

Elemento de Potencia Direccional Positiva

Elemento de Potencia Direccional Negativa

Elementos de Deslastre y Restauracin de Carga por Frecuencia

Elemento de Bloqueo de Tensin

Elemento de Baja Tensin

Elemento de Sobre Tensin

Elemento de Tiempo de Corte

52

Los elementos 51P y 51N representan las curvas temporizadas de fase y neutro. Se

ajustan con base de la corriente umbral deseado para sobrecorriente de fase y neutro. Este

elemento de proteccin es el ms comnmente usado por los sistemas de distribucin y se usa en

proteccin primaria y de respaldo. El elemento de sobrecorriente temporizada proporciona una

caracterstica de retardo de tiempo versus corriente para disparar usando una caracterstica de

curva de tiempo inverso, y se basa en cuatro factores: corriente umbral (pickup), tipo de curva,

ajuste de dial de tiempo y modo de reposicin.

Los elementos de sobrecorriente instantnea 50P-1 y 50N-1 representan las curvas rpidas

de fase y neutro, los cuales se ajustan como mltiplos de la corriente umbral ajustados para los

elementos 51P y 51N respectivamente. Debe estar activado cuando se desea disparo instantneo

de fase. El tiempo de operacin del elemento de sobrecorriente instantnea debe ajustarse para

operar igual o ms rpido que el elemento de sobrecorriente temporizada.

Tanto para los elementos de sobrecorriente temporizada y sobrecorriente instantnea estn

disponibles mltiples curvas de tiempo. El usuario tiene la opcin de elegir entre las curvas de

sobrecorriente ANSI, IEC y Reconectador. Tambin existe la opcin de usar curvas programadas

por el usuario, que permite al mismo crear curvas de corriente temporizadas particularizadas para

una coordinacin mejor que con los tipos de c

ubicacion optima de reconectadores y coordinacion de protecciones de circuitos de distribucion de la...

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