REVISTA INGENIO
Ubicación Óptima de Reconectadores en el Alimentador Primario «G» de la Subestación
Cristianía Perteneciente a la Empresa Eléctrica Quito
Optimal Location of Reclosers in the Primary Feeder «G» of the Cristianía Substation Belonging
to Empresa Eléctrica Quito
Victor Sisa | Universidad Técnica de Cotopaxi (Ecuador)
Diego Jiménez | Universidad Técnica de Cotopaxi (Ecuador)
Carlos Quinatoa | Universidad Técnica de Cotopaxi (Ecuador)
https://doi.org/10.29166/ingenio.v6i2.4547 pISSN 2588-0829
2023 Universidad Central del Ecuador eISSN 2697-3243
CC BY-NC 4.0 —Licencia Creative Commons Reconocimiento-NoComercial 4.0 Internacional ng.revista.ingenio@uce.edu.ec
      
    ,  (), -, . -

Actualmente, el consumidor nal es más exigente con la calidad del servicio eléctrico, esto conlleva que
se deba recurrir a equipos ecientes o elementos que optimicen el servicio eléctrico; asimismo, se debe
introducir mejores equipos de protección y maniobra en las redes eléctricas para reducir el número de
usuarios afectados. Existen varias alternativas para mejorar la continuidad de los servicios eléctricos,
una de ellas es la denominada reconexión del servicio eléctrico, ya que se ha observado en varios estu-
dios que el 85% de los errores de las redes de distribución no son permanentes, después de un tiempo
determinado se ha omitido el error, es decir, se despeja la falla. Con el objetivo de garantizar la continui-
dad y conabilidad del suministro de energía eléctrica hacia los usuarios, en el presente trabajo se analiza
la ubicación óptima de equipos reconectadores en el sistema de distribución eléctrica.

Currently, the nal consumer is more demanding with the quality of the electrical service, this implies
that ecient equipment or elements that improve the electrical service must be used, protection and
maneuver equipment must be introduced each time in the electrical networks to reduce the number of
aected users. ere are several alternatives to improve the continuity of electrical services, one of them
is the so-called reconnection of electrical service, since it has been observed in several studies that 85%
of the errors in the distribution networks are not permanent, aer a time determining the error has been
omitted, that is, the fault is cleared. With the objective of guaranteeing the continuity and reliability of
the electrical energy supply to the users, in the present work the optimal location of recloser equipment
in the electrical distribution system is analyzed.
1. introducción
Según [1], existen varios eventos no planeados en las
variables para la operación del sistema de distribución
denominadas fallas, dichas fallas pueden alterar el equi-
librio del sistema eléctrico [2], interrumpiendo la con-
tinuidad del servicio eléctrico, las mismas que pueden
causar grandes pérdidas tanto a la distribuidora como a
los clientes, ya sean estos de tipo residencial, comercial,
industrial, entre otros [3].
Las desconexiones que se presentan en los alimenta-
dores primarios a causa de las fallas temporales o perma-
nentes, se ven reejadas en los índices de conabilidad,
[4] dichas desconexiones generan incomodidad, per-
juicios económicos, cortes de energía eléctrica, daños
graves tanto a personas y equipos como la falta de ecien-
cia y calidad al suministrar el servicio de energía eléctri-
ca, por ello es necesario un análisis de las desconexiones
 
Received: 10/01/2023
Accepted: 02/05/2023
 
Distribución, conabilidad, continuidad,
reconectador, calidad.
 
Distribution, reliability, continuity, reclo-
ser, quality.
2
Ubicación óptima de reconectadores en el alimentador primario «G» de la subestación Cristianía perteneciente a la Empresa
Eléctrica Quito
en la cabecera del alimentador primario «G» de la sub-
estación 18 «Cristianía» y la evaluación de la ubicación
óptima de los reconectadores, ya que están íntimamente
relacionados con su actuación [4].
Lo que se pretende obtener es la reducción al míni-
mo de las interrupciones del servicio, mejorar los índi-
ces de conabilidad y proporcionar un servicio óptimo
de calidad y continuidad, generando así benecios nota-
bles tanto para los usuarios como para la distribuidora[5],
además puede ser replicado en otros alimentadores pri
-
marios con el n de cumplir con la satisfacción del cliente,
contribuir al desarrollo del sector eléctrico y la edicación
del buen vivir [5].
Según [6], la conabilidad del servicio eléctrico y el sis-
tema de protecciones son dos aspectos que van estrecha-
mente unidos para un óptimo funcionamiento del sistema
de distribución, cuando se presentan fallas en los prima-
rios, las fallas se reejan en los reportes que la distribuido-
ra presenta al ente regulador [7], la Agencia de Regulación
y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables
(), en los índices de calidad, además de registrar
pérdidas energéticas y pérdidas económicas para la distri-
buidora [8], también presenta pérdidas para los usuarios
en sus distintos niveles: residencial, comercial e industrial.
Las interrupciones del servicio, así como el aumento de
demanda eléctrica, son aspectos que han experimentado
cambios en los niveles de conabilidad [9], así también se
debe considerar el impacto que esto produce en los usua-
rios y en la empresa distribuidora, esto evidencia la nece-
sidad de evaluar tanto el sistema de reconectadores como
los índices de calidad en la subestación 18 Cristianía de la
Empresa Eléctrica Quito [10].
El proyecto consiste en el análisis tanto del sistema de
ubicación de reconectadores actual como de los índices
de calidad, con el n de incorporar mejoras en el sistema
de distribución, por ende, minimizar las pérdidas que se
generan a causa de las desconexiones del alimentador pri
-
mario «G» en la subestación 18 Cristianía, las cuales se
ven reejadas en los índices[11].
En el presente proyecto se realizará un estudio de
ujo de carga eléctrica dentro del alimentador prima-
rio «G» de la subestación 18 Cristianía con la ayuda del
soware  en donde se calcularán índices de po-
tencia y energía, así como los orientados al consumidor
[12], siendo estos el , , , , , en-
tre otros, dando mayor énfasis al  () y el 
() que permite la regulación 002/20 de la 
[13], institución que rige al sector eléctrico en el Ecua-
dor, que establece límites para estos indicadores a nivel
de medio voltaje. Así también, se realizará una recong-
uración de la red de medio voltaje mediante la ubicación
óptima de los reconectadores del mencionado alimen-
tador primario [14].
1.1. SISTEMA ELÉCTRICO
«Un sistema eléctrico de potencia (), es el conjunto de
centrales generadoras, sistemas de transmisión y siste-
mas de distribución, que permiten realizar el proceso de
transformación de la energía hasta llegar a la fase de con-
sumo de energía eléctrica por el usuario nal» [14].
1.2. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Los sistemas eléctricos de distribución () forman
parte fundamental del sistema de suministro energético
debido a que su función es la de garantizar el abasteci-
miento de energía eléctrica de manera segura y cona-
ble, conformado por «el conjunto de elementos encar-
gados de conducir la energía desde una subestación de
potencia hasta el usuario» [15].
Los  parten desde las redes del sistema de sub-
transmisión, las subestaciones de distribución forman
parte de él, minimizando voltajes de subtransmisión a
voltajes maniobrados por el sistema de distribución pri-
maria; centros de transformación, donde los transforma-
dores reducen el medio voltaje a bajo voltaje y unidades
de medición, representadas por medidores que calculan
la energía consumida por el usuario [16]. En la gura 1
se indica la localización del sistema de distribución en un
 (ver Figura 1).
1.3. CONFIABILIDAD APLICADA EN SISTEMAS DE
DISTRIBUCIÓN
La conabilidad es la posibilidad o capacidad de un de-
nido factor, elemento o sistema de llevar a cabo una de-
terminada funcionalidad bajo las condiciones y fronteras
para las cuales ha sido diseñado e instalado, todo lo men-
cionado en un período de tiempo dado. Un equipo es
conable una vez que funciona cada vez que es necesario
y hace el trabajo para el cual se lo instaló [17].
Un término que es primordial tener presente es la to-
talidad de la disponibilidad de la red eléctrica, la cual tie-
ne relación con la disposición que posee un sistema o
factor para que se encuentre rápidamente listo para llevar
a cabo su respectiva labor o funcionalidad [18].
Para efectuar el análisis de conabilidad se debería
tener conocimiento de diversos componentes, como la
causa, el tiempo solicitado para hacer la compostura, la
proporción de conjuntos fallados en un espacio de tiem-
po y el impacto que se produce en otros recursos debido
a una falla [19].
3
S i s a V. , et al.
El grado de conabilidad que un sistema requiere debe-
ría ser predeterminado conforme con la criticidad de las
cargas del mismo, y se tiene que establecer en estudios
que contemplen las necesidades o propiedades del pro-
ceso en términos de disponibilidad, estabilidad, mante-
nimiento y conabilidad [20].
A la conabilidad es viable verla como una funciona-
lidad, la cual expresa una posibilidad de sobrevivencia en
funcionalidad del tiempo que avanza, o sea que para la si-
tuación de un equipo o un sistema esta funcionalidad se
la puede representar como una exponencial decreciente.
Una vez que se tiene un elemento sin falla, se plantea que
dicho equipo es cien por ciento conable [20]. En la gu-
ra 2 se muestra la capacidad de conabilidad, la misma
que va decreciendo acorde pasa el tiempo (ver Figura 2).
En los sistemas eléctricos de conguración radial, un
elemento fundamental es la conabilidad que poseen es-
tos sistemas, debido a que si se presenta una falla en un
denido componente [21], esto puede signicar que se
deje sin abastecimiento de energía a uno o más clientes
de una red. Por esta razón el valor y la necesidad de eva-
luar la conabilidad de un sistema o factor con el cálculo
de los índices, pues por medio de estos se tiene la posibi-
lidad de ofrecer varias alternativas para el mejoramiento
en la calidad del servicio para el consumidor [21].
1.4. ÍNDICES ORIENTADOS A LA POTENCIA Y
ENERGÍA
Estos índices ayudan a visualizar parámetros como la
potencia y la energía que se deja de servir a los usuarios
cuando se muestra una interrupción [22].
Cm: Este índice muestra la carga media en cada pun-
to de carga. Se lo calcula dividiendo la energía total kWh
para un determinado tiempo. Su unidad es kW.
(1)
: Por sus siglas en inglés energy not supplied. Con este
índice se obtiene la cantidad de energía que no es servida
a causa de una interrupción. La unidad es kWh/año.
(2)
Siendo:
Ui = Indisponibilidad de cada elemento
: Mediante el promedio de interrupciones que ha
sufrido cada kVA nominal instalado durante un período
mensual o anual y se calcula mediante la siguiente ex-
presión matemática:
(3)
Donde:
·FMIK Aj: expresado en fallas por kVA.
·kVAfsi Aj: cantidad de kVA nominales que están fuera
de servicio en cada interrupción «i» en el alimenta-
dor «Aj».
·kVA inst Aj: cantidad de kVA nominales instalados en
el alimentador «Aj».
: Representa la proporción de tiempo promedio en
horas, en que cada kVA [22] nominal instalado no estuvo
en operación a lo largo de un período de control así sea
mensual o anual. Se calcula de la siguiente forma:
(4)
Donde:
· : expresado en horas por kVA.
·
: cantidad de kVA nominales que están fuera
de servicio en cada interrupción «i» en el alimenta-
dor «Aj».
Figura 1.
Sistema de distribución dentro del sistema eléctrico de potencia
Figura 2.
Función de conabilidad
4
Ubicación óptima de reconectadores en el alimentador primario «G» de la subestación Cristianía perteneciente a la Empresa
Eléctrica Quito
·
: tiempo fuera de servicio de acuerdo a la inter-
rupción «i» en el alimentador «Aj».
·
: cantidad de kVA nominales instalados en el
alimentador «Aj».
2. Método
2.1. MÉTODOS PARA EVALUAR LA CONFIABILIDAD
Los diferentes procedimientos de conabilidad mencio-
nan cuantitativamente la porción o el grado aceptable de
fallas que se generan, los mismos que tienen la posibili-
dad de clasicarse en procedimientos de simulación es-
tocástica y los procedimientos de estudio [23]. Entre los
procedimientos más conocidos de simulación estocásti-
ca está el procedimiento de Monte Carlo; entre los proce-
dimientos de estudio se hallan los procesos consecutivos
de Markov y los de redes con sus aproximaciones [24].
2.2. TASA DE FALLAS APLICADA A TRAMOS DEL
ALIMENTADOR
La tasa de falla para tramos de un alimentador se la esta-
blece dependiendo de los datos disponibles [25], una vez
que se cuenta con el historial de fallas en un tramo per-
sonal o con una estimación, en donde se debería tener en
cuenta el sistema completo.
(5)
(6)
En donde se tiene que:
b = número de fallas por kilómetro por año
l = longitud de la línea de interés
m = cantidad de fallas
L = longitud total de las líneas expuestas a falla en km
T = período de estudios en años
2.3 Tiempos de interrupción
Para un tramo de un alimentador primario, el tiempo de
interrupción depende del factor de defensa que esté vin-
culado a la interrupción [26], además de las ocupaciones
que se toman para reanudar el servicio eléctrico, como es
la situación de maniobras de transferencia, reparaciones,
traslado de personal y de grupos, entre otros.
Tiempo de conocimiento de la falla Tc: El tiempo de
entendimiento de la falla es el lapso que va a partir de que
se genera la falla y el servicio de uido eléctrico es inte-
rrumpido, hasta el momento en el cual los operadores del
sistema se informan de esa falla.
Tiempo de preparación Tp: Cuando se produce una falla
en un sistema eléctrico, los operadores informan al per-
sonal que va a reparar dicha falla, pero para esto se nece-
sita los materiales necesarios antes de iniciar las labores
de localización de la falla. A este tiempo que transcurre
se lo denomina tiempo de preparación.
Tiempo de localización TL: Al producirse una falla
es necesario el traslado del personal hasta el sitio don-
de se manifestó la falla y hacer las pruebas correctas con
el objeto de ubicar el punto preciso donde se manifestó,
al tiempo que conlleva hacer aquellas ocupaciones se le
menciona como tiempo de localización [27].
Tiempo de maniobra para la transferencia Tt: Es el
tiempo que se requiere para efectuar las maniobras nece-
sarias para la transferencia, con la nalidad de restablecer
el uido de energía eléctrica tomando en cuenta única-
mente los tramos en que esto es posible [28].
Una vez que se genera la falla, dependiendo del tamaño
de esta, ciertos tramos o todo el alimentador queda sin ser-
vicio, pero es viable que con maniobras se pueda restaurar
el uido de energía a un conjunto o tramos del alimentador.
Tiempo de reparación Tr: A ese intervalo de tiempo
en el que el personal de la organización de distribución
se toma en hacer los trabajos de reparación y/o sustitu-
ción de los recursos que poseen la falla, se le llama tiem-
po de reparación.
2.4. ESTADOS Y SU CLASIFICACIÓN
La conducta de un denido tramo del alimentador, una
vez que se muestra una falla en otro tramo, dependerá
del tipo de custodia que se tiene vinculada a dicho tramo
y de las diversas posibilidades o vías auxiliares de ingesta
de suministro de energía eléctrica.
Normal: Una vez que un tramo de un alimentador i,
se especica como en estado usual, supone que dicho tra-
mo no se ve perjudicado en su operación por cierta falla
de un elemento o factor j [29].
Restablecible: Este estado sugiere que el servicio en
un denido tramo puede retornar a su estado de norma-
lidad, pero esto debería darse anterior a que sea repara-
do el tramo fallado, considerando que el mismo debería
ser apartado [30].
No restablecible: En este estado se hallan los tramos
que no tienen la posibilidad de ser restablecidos luego de
la ocurrencia de la falla y que no tienen la posibilidad de
ser transferidos llevando a cabo las maniobras primordia-
les [31]. Se debe tomar en consideración que para cier-
tos tramos del alimentador, una vez que la suspensión de
servicio es voluntaria, esa desconexión no perjudicará a
otro tramo [32].
Transferible: Un tramo de un alimentador entra en
estado transferible una vez que sea viable hacer las ma-
niobras elementales para reenergizar el mismo, anterior
a componer el sector que tuvo la falla [33].
5
S i s a V. , et al.
No restablecible con espera: Para un tramo en el cual pasa
la falla, dicho tramo está en este estado una vez que an-
terior a su compostura se debe llevar a cabo una cierta
maniobra (ver Tabla 1).
2.5. INDISPONIBILIDAD DE UN ELEMENTO
Para un componente cualquiera, el tiempo total de in-
terrupción se lo calcula sumando todos los tiempos de
interrupción que se poseen a causa del número de fallas
contribuidas por cada factor, los mismos que se indican
en la columna de la matriz de estados de la misma forma
que ya se lo detalló anteriormente (ver Tabla 2).
Valoración de una red
El sistema eléctrico que se observa en la gura 3, es un
ejemplo de un alimentador primario de distribución
para una mejor comprensión. Para este análisis, se supo-
ne que la fuente (es decir, la subestación) está continua-
mente disponible con una tasa de fallas de nula o cero
(ver Figura 3).
Se realiza la representación topológica del siste-
ma de distribución radial en tramos divididos para los
componentes de protección y/o maniobra, tal como se
observa en la gura 4 (ver Figura 4).
Posteriormente se hace la caracterización de cada tra-
mo o ramal presente en el alimentador con su respectiva
información. En la tabla 3 se detalla la longitud de todos
los tramos del alimentador, las tasas de falla de los mis-
mos, así como los tiempos de interrupción, los cuales se
los recibe de los registros o datos históricos de la compa-
ñía distribuidora de energía o por medio del respectivo
cálculo con la ecuación de tasa de falla aplicada a tramos
del alimentador (ver Tabla 3).
En la tabla 4 se representa la matriz de estado, la mis-
ma que representa los estados que toma cada uno de los
tramos del alimentador cuando se presenta una determi-
nada falla. El análisis que se debe realizar para la cons-
trucción de esta matriz de estados (ver Tabla 4).
Una vez realizada la matriz de estados, se prosigue a
descubrir la matriz de las tasas de fallas, en donde de con-
senso al estado que tiene todos los tramos se asigna la res-
pectiva tasa de falla.
La matriz de tasa de fallas se la muestra en la tabla 5,
la misma que tiene el mismo orden de la matriz de esta-
dos. En esta tabla además se muestra la tasa de falla total
para cada tramo que se tiene en el alimentador. Los da-
tos se muestran en horas/año (ver Tabla 5).
Tabla 1.
Nomenclatura para los estados de un tramo
Figura 3.
Ejemplo de sistema eléctrico de distribución
Figura 4.
Representación en tramos del alimentador
Estado Nomenclatura
Normal N
Restablecible R
No Restablecible I
Transferible T
No transferible con J J
Tabla 2.
Tiempos de interrupción totales
Tipo de Tramo Frecuencia Tiempo
Normal 0 0
Restablecible λ 𝑇𝐶 + 𝑇𝐿 + 𝑇𝑃
Transferible 2λ 𝑇𝐶 + 𝑇𝐿 + 𝑇𝑃+ 𝑇𝑡 + 𝑇𝑣
No Restablecible λ 𝑇𝐶 + 𝑇𝐿 + 𝑇𝑃+ 𝑇𝑟
SB1 TB
Rb
Ra
F1
Rc
TAI
F2
SB2
F3
TC
En donde se tiene que: I = Fuente principal, TA = Tramo A,
TB = Tramo B, TC = Tramo C, SB1 = Seccionador barra 1,
SB2 = Seccionador barra 2, F1 = Fusible 1, F2 = Fusible 2, F3
= Fusible 3, Ra = Ramal a, Rb = Ramal b, Rc = Ramal c
6
Ubicación óptima de reconectadores en el alimentador primario «G» de la subestación Cristianía perteneciente a la Empresa
Eléctrica Quito
En la tabla 6 se muestra la matriz de tiempos de compos-
tura, la misma que se la prepara con base en la tabla de
tiempos de reparación totales. Al igual que para la ante-
rior matriz, además se muestra el tiempo de compostura.
La unidad de los datos presentados en la tabla es horas
(ver Tabla 6).
Se obtiene la matriz de indisponibilidad anual del
componente del alimentador primario de distribución,
esta matriz se la presenta en la tabla 7, los datos se pre
-
sentan en horas/año (ver Tabla 7).
Con los valores totales de todas las matrices ya deta-
lladas antes, se hace los cálculos de los índices que per-
miten mirar la conabilidad que tiene el alimentador
tomado como ejemplo. En la tabla 8 se muestra el resu-
men de los valores totales de la tasa de falla, tiempo de
compostura y la indisponibilidad (ver Tabla 8).
En la tabla 9 se presentan los datos del alimentador con
su respectiva energía consumida en un mes y la potencia
instalada para cada uno de los tramos que tiene el mismo
(ver Tabla 9).
Con los datos comerciales del alimentador, tomado
como ejemplo, y las fronteras de conabilidad se hace el
cálculo de los índices de conabilidad por medio de las
interrelaciones para hallar el índice , el cual se mues-
tra en la tabla 10 y con la ecuación para obtener el índice
de energía no suministrada (), el mismo que se pue-
de mirar en la tabla 11 (ver Tablas 10 y 11).
Valoración de una red con reconectador
En el sistema de distribución que se tienen en la gura
5 se realiza la aplicación de la metodología que se expli-
Tabla 3.
Detalle del alimentador tomado como ejemplo
Tabla 4.
Matriz de estados para el alimentador
MatrIz de Estados
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA IIIIII
TB R I I R I I
TC RRI RRI
Ra NNNI NN
Rb N N N N I N
Rc NNNNNI
Tramo Longitud b
(fallas/km-año)
Tasa de Fallas
(fallas/año)
Tiempos de Interrupción
(minutos)
Tiempos Reparación
(horas)
Tc Tl Tp Tt Tr I(2λ) R(λ)
TA 2,5 0,2 0,5 25 50 15 25 180 4,50 1,50
TB 3 0,2 0,6 25 50 15 25 180 4,50 1,50
TC 1,8 0,2 0,36 25 50 15 25 180 4,50 1,50
Ra 2 0,3 0,6 25 50 15 25 90 3,00 1,50
Rb 2,8 0,3 0,84 25 50 15 25 90 3,00 1,50
Rc 0,8 0,3 0,24 25 50 15 25 90 3,00 1,50
Tabla 5.
Matriz de tasa de fallas para el alimentador
Matriz de Tasa de Fallas
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50
TB 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60
TC 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36
Ra 0,00 0,00 0,00 0,60 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 0,84 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24
Tabla 6.
Matriz de tiempos de reparación para el alimentador
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50
TB 1,50 4,50 4,50 1,50 4,50 4,50
TC 1,50 1,50 4,50 1,50 1,50 4,50
Ra 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,00
Matriz de tiempos de reparación
Tabla 7.
Matriz de indisponibilidades para el alimentador
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25
TB 0,90 2,70 2,70 0,90 2,70 2,70
TC 0,54 0,54 1,62 0,54 0,54 1,62
Ra 0,00 0,00 0,00 1,80 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 2,52 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,72
Matriz de indisponibilidades
7
S i s a V. , et al.
có anteriormente, pero en este caso se realiza la imple-
mentación de un reconectador ubicado entre el tramo
A y tramo B. Al igual que para el caso anterior, la fuente
de alimentación de energía eléctrica (subestación) se la
considera como continuamente disponible, es decir, que
tiene una tasa de fallas cero o nula (ver Figura 5).
En el alimentador, con el reconectador (R1) ya in-
corporado, se procede a la representación topológica del
sistema de distribución en tramos divididos por los com-
ponentes de protección y/o maniobra, tal como se obser-
va en la gura 6 (ver Figura 6).
Los datos del alimentador son los mismos que se pre-
sentan en la tabla 12, por lo que se procede a realizar la
elaboración de la matriz de estado (ver Tabla 12).
Con la matriz de estados, se continúa con la obtención de
la matriz de tasas de fallas. La misma que se muestra en
la tabla 13 (ver Tabla 13).
En la tabla 14 se muestra la matriz de tiempos de re-
paración de cada componente al producirse una falla, al
igual que en la tabla 13 se detalla los tiempos totales de
reparación (ver Tabla 14).
Con las relaciones de la indisponibilidad de un ele-
mento, se realiza el cálculo para obtener la matriz de
indisponibilidades anuales para cada elemento del ali-
mentador primario de ejemplo, la misma que se puede
observar en la tabla 15 (ver Tabla 15).
Como ya se lo realizó para el caso en el que no se dis-
ponía del reconectador, se toman los valores totales de
Tabla 8.
Resumen de los parámetros en valores totales
Tramo T rT UiT
TA 1,46 2,53 3,69
TB 1,46 3,76 5,49
TC 1,46 4,50 6,57
Ra 2,06 2,67 5,49
Rb 2,3 3,48 8,01
Rc 1,7 4,29 7,29
Tabla 9.
Datos comerciales del alimentador
Tramo Potencia Instalada Energía Consumida
KVA KWh/mes
TA 0 0
TB 0 0
TC 0 0
Ra 200 12.600
Rb 300 27.000
Rc 250 16.200
Total 750 55.800
Tabla 10.
Frecuencia media de interrupción por 
Figura 5.
Alimentador con la implementación de un reconectador
Figura 6.
Representación en tramos del alimentador primario con reconectador
Tramo FMIK
TA 0
TB 0
TC 0
Ra 0,549
Rb 0,920
Rc 0,567
Total 2,036
Tabla 11.
Energía no suministrada
Tramo ENS kWh/año
TA 0
TB 0
TC 0
Ra 96,08
Rb 300,38
Rc 164,03
Total 560,48
R1 TB
Rb
Ra
F1
Rc
TAI
F2
SB2
F3
TC
8
Ubicación óptima de reconectadores en el alimentador primario «G» de la subestación Cristianía perteneciente a la Empresa
Eléctrica Quito
Tabla 12.
Matriz de estados para el alimentador primario con reconectador
Matriz de estados
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA IIIIII
TB N I I N I I
TC N R I N R I
Ra NNNI NN
Rb N N N N I N
Rc NNNNNI
En la matriz de estados se tiene que:
N = Normal
I = No restablecible
R = Restablecible
Tabla 13.
Matriz de tasa de fallas para el alimentador con reconectador
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50
TB 0,00 0,60 0,60 0,00 0,60 0,60
TC 0,00 0,36 0,36 0,00 0,36 0,36
Ra 0,00 0,00 0,00 0,60 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 0,84 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,24
Matriz de tasa de fallas
Tabla 14.
Matriz de tiempos de reparación para el alimentador con reco-
nectador
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50 4,50
TB 0,00 4,50 4,50 0,00 4,50 4,50
TC 0,00 1,50 4,50 0,00 1,50 4,50
Ra 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 3,00 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,00
Matriz de tiempos de reparación
Tabla 15.
Matriz de indisponibilidades para el alimentador primario con
reconectador
Matriz de indisponibilidades
Tramo TA TB TC Ra Rb Rc
TA 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25
TB 0,00 2,70 2,70 0,00 2,70 2,70
TC 0,00 0,54 1,62 0,00 0,54 1,62
Ra 0,00 0,00 0,00 1,80 0,00 0,00
Rb 0,00 0,00 0,00 0,00 2,52 0,00
Rc 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,72
Tabla 16.
Resumen de los parámetros en valores totales con un reconectador
Tramo T rT UiT
TA 0,50 4,50 2,25
TB 1,46 3,76 5,49
TC 1,46 4,50 6,57
Ra 1,10 3,68 4,05
Rb 2,30 3,48 8,01
Rc 1,70 4,29 7,29
Tabla 17.
Energía no suministrada () en el alimentador primario
con la incorporación del reconectador
Tramo ENS kWh/año
TA 0
TB 0
TC 0
Ra 70,88
Rb 300,38
Rc 164,03
Total 535,28
cada una de las matrices ya realizadas del ejemplo del ali-
mentador primario (ver Tabla 16).
Con los datos de la potencia instalada y la energía
consumida que se encuentran en la tabla 17 se realiza el
cálculo de la energía no suministrada, la frecuencia me-
dia de interrupción por  (ver Tablas 17 y 18).
Al hacer la comparación de valores de los índices que
se calcularon en las tablas 10 y 11 con las tablas 17 y 18,
se puede mirar evidentemente que una vez que se hace la
utilización del reconectador, la energía que no se sumi-
nistra al producirse una falla y la frecuencia de interrup-
ción por  () se reduce.
Se debe tener presente que el precio de la energía que no
se suministra es mucho más grande al precio de la ener-
gía que sí es suministrada, por esta razón la importancia
de hallar alternativas para el mejoramiento de las redes de
distribución a n de reducir este índice de conabilidad.
3. Resultados y discusión
El alimentador de 22,8 kV en la red de medio voltaje,
denominado primario «G» de la subestación Cristia-
nía, correspondiente al área de concesión de la Empresa
Eléctrica Quito, ubicado en la parte norte del Distrito
Metropolitano de Quito, fue elegido para la aplicación
del método de ubicación óptima de reconectadores. La
información sobre el alimentador primario seleccionado
se obtiene mediante el sistema de información geográca
, sistema  y el programa de análisis de redes de
9
S i s a V. , et al.
distribución , los datos fueron proporcionados
por la Empresa Eléctrica Quito. A continuación se mues-
tran los detalles del mencionado alimentador.
Características:
Empresa distribuidora: Empresa Eléctrica Quito
Ubicación subestación: norte de Quito
Tipo de usuario: residenciales e industriales
Nivel de voltaje: 22,8 kV
Denominación: Primario «G» Cristianía
Longitud: 8352,47 metros
Número de usuarios: 982
Tramos: 34
Seccionadores instalados: 6 dispositivos
Capacidad conectada en transformadores de distribución:
4122,50 
Carga: 1100,55 
Tasa de falla por km: b = 0,23
La gura 7 muestra la conguración del alimentador
«G» Cristianía, el cual, según el método de investigación,
tiene 34 tramos, y los mismos tramos corresponden a
posibles posiciones para la instalación de reconectadores
(ver Figura 7).
La gura 8 muestra la descripción topológica del ali-
mentador y sus secciones, dividido por componentes o
elementos de protección. Los elementos de protección
y maniobra se consideran totalmente conables, por lo
que solo se dan los datos relativos a las partes correspon-
dientes. Además, en caso de falla, los consumidores o
usuarios conectados a la misma parte deben verse igual-
mente afectados (ver Figura 8).
3.1 DETERMINACIÓN DE LA CONFIABILIDAD DEL
SISTEMA
Después de las explicaciones de los capítulos anteriores,
se busca las diversas matrices necesarias para determi-
nar la conabilidad de un sistema de distribución. Estas
matrices son:
· Matriz de estado
· Matriz de tasa de tasa de fallas
· Matriz de tiempos de reparación
· Matriz de indisponibilidades anuales
Las tablas 19 y 20 muestran en detalle los datos técnicos,
parámetros de conabilidad, longitudes de cada tramo
y datos comerciales del alimentador primario «G» de la
subestación Cristianía. Estos datos se utilizaron para cal-
Tabla 18.
Frecuencia media de interrupción por KVA con la incorpora-
ción del reconectador
Figura 8.
Diagrama del alimentador primario «G» Cristianía en tramos
Figura 7.
Alimentador primario «G» de la subestación Cristianía
Tramo FMIK
TA 0
TB 0
TC 0
Ra 0,293
Rb 0,920
Rc 0,567
Total 1,780
10
S i s a V. , et al.
Tabla 19.
Datos comerciales y técnicos del primario «G» Cristianía
TRAMO P. ACTIVA
P (kW)
P. REACTIVA
Q(kVAR)
P. APARENTE
S(Kva)
ENERGÍA
(kWh)
CAPACIDAD
(Kva) CLIENTES
T1 0 0 0,00 0 0 0
T2 0 0 0,00 0 0 0
T3 125,65 6,15 125,80 15640 150 45
T4 5,21 2,95 5,99 965 25 2
T5 7,81 3,68 8,63 18524 75 55
T6 110,88 31,82 115,36 60509 500 25
T7 5,18 3,13 6,05 2362 25 20
T8 15,08 5,82 16,16 891 50 8
T9 0 0 0,00 0 0 0
T10 15,34 5,7 16,36 8970 37,5 35
T11 0 0 0,00 0 0 0
T12 0 0 0,00 0 0 0
T13 30,66 9,87 32,21 15634 100 50
T14 15,81 4,94 16,56 6234 775 25
T15 25,54 4,11 25,87 11132 100 30
T16 111,95 25,7 114,86 45135 600 40
T17 24,72 8,44 26,12 4514 125 33
T18 0 0 0,00 0 0 0
T19 51,55 26,69 58,05 25556 300 76
T20 22,02 3,25 22,26 0 75 2
T21 0 0 0,00 0 0 0
T22 10,8 1,66 10,93 5045 50 22
T23 29,08 5,5 29,60 10060 125 50
T24 85,95 15,16 87,28 82308 400 66
T25 9,91 3,34 10,46 26 15 2
T26 5,46 2,76 6,12 1520 37,5 8
T27 0 0 0,00 0 0 0
T28 35,12 9,88 36,48 5513 150 35
T29 67,81 25,66 72,50 23453 200 50
T30 35,24 8,9 36,35 13916 200 77
T31 86,09 20,89 88,59 2000 250 28
T32 59,3 15,65 61,33 15554 200 45
T33 55,5 14,78 57,43 15467 300 56
T34 20,05 7,98 21,58 15643 75 46
Total 1067,71 274,41 1108,93 406571 4940 931
cular la matriz y el índice de conabilidad utilizando los
procedimientos descritos anteriormente.
Los datos comerciales y técnicos del primario se ob-
tuvieron mediante la ayuda del área comercial, control
de calidad, control del producto y departamento técnico
de las pérdidas. La tabla 19 proporciona una descripción
general de los parámetros de conabilidad para cada sec-
ción del alimentador primario «G» Cristianía.
Los cálculos realizados para la evaluación de la se-
guridad del sistema eléctrico, modeló el enclavamiento
como componente ideal, ya que el tiempo de falla del ele-
mento debido a un mantenimiento adecuado es de apro-
ximadamente diez años (ver Tabla 19).
11
S i s a V. , et al.
Tabla 20.
Datos de conabilidad del primario «G» Cristianía
Tramo Longitud b
(fallas/km-año)
Tasa de Fallas
(fallas/año)
Tiempos de Interrupción (horas) Tiempos Reparación
(horas)
Tc Tp Tl Tr I(2λ) R(λ)
T1 1817,500 0,240 0,436 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T2 204,400 0,240 0,049 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T3 440,760 0,240 0,106 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T4 373,780 0,240 0,090 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T5 246,960 0,240 0,059 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T6 509,860 0,240 0,122 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T7 70,330 0,240 0,017 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T8 525,350 0,240 0,126 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T9 10,790 0,240 0,003 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T10 101,300 0,240 0,024 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T11 44,380 0,240 0,011 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T12 55,870 0,240 0,013 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T13 500,420 0,240 0,120 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T14 201,350 0,240 0,048 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T15 200,160 0,240 0,048 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T16 165,970 0,240 0,040 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T17 167,020 0,240 0,040 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T18 30,810 0,240 0,007 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T19 50,300 0,240 0,012 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T20 21,530 0,240 0,005 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T21 50,320 0,240 0,012 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T22 56,060 0,240 0,013 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T23 300,440 0,240 0,072 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T24 150,380 0,240 0,036 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T25 55,500 0,240 0,013 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T26 93,800 0,240 0,023 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T27 100,470 0,240 0,024 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T28 100,810 0,240 0,024 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T29 150,680 0,240 0,036 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T30 202,870 0,240 0,049 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T31 352,840 0,240 0,085 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T32 327,370 0,240 0,079 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T33 305,710 0,240 0,073 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
T34 171,380 0,240 0,041 0,550 0,500 1,000 1,500 3,550 2,050
Los tiempos y las tasas de falla para diferentes secciones
del alimentador primario «G» se obtuvieron de una base
de datos de informes de fallas procesadas recopilados
durante un período de cinco años. Esta base de datos es
mantenida por el centro de control de la Empresa Eléc-
trica Quito. Los datos técnicos y comerciales de los ali-
mentadores se obtuvieron del departamento comercial,
control de calidad del producto y departamento técnico
de pérdidas.
En todos los cálculos realizados para evaluar la se-
guridad del sistema eléctrico, se modeló el enclavamien-
to como un componente ideal, ya que el tiempo de falla
del elemento debido a un mantenimiento adecuado es de
aproximadamente diez años (ver Tabla 20).
12
S i s a V. , et al.
Tabla 21.
Matriz de estados del primario «G» Cristianía
Tramo
T ra mo 1
T ra mo 2
T ra mo 4
T ra mo 6
T ra mo 7
T ra mo 10
T ra mo 12
T ra mo 13
T ra mo 18
T ra mo 19
T ra mo 23
T ra mo 24
T ra mo 25
T ra mo 27
T ra mo 30
T ra mo 31
T ra mo 33
T ra mo 34
Tramo 1 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 2 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 3 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 4 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 5 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 6 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 7 RRRRRRIIIIIIIIIRRRRRRRRRIIIIIIIIII
Tramo 8 RRRRRRIIIIIIIIIRRRRRRRRRIIIIIIIIII
Tramo 9 RRRRRRIIIIIIIIIRRRRRRRRRIIIIIIIIII
Tramo 10 RRRRRRRRRI I I I I I RRRRRRRRRRRI I I I I I I I
Tramo 11 RRRRRRRRRI I I I I I RRRRRRRRRRRI I I I I I I I
Tramo 12 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 13 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 14 RRRRRRRRRRRRRI I RRRRRRRRRRRRRRRRRRI
Tramo 15 RRRRRRRRRRRRRI I RRRRRRRRRRRRRRRRRRI
Tramo 16 NNNNNNNNNNNNNNNI NNNNNNNNNNNNNNNNNN
Tramo 17 NNNNNNNNNNNNNNNNI NNNNNNNNNNNNNNNNN
Tramo 18 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII
Tramo 19 NNNNNNNNNNNNNNNNNNI NNNNNNNNNNNNNNN
Tramo 20 RRRRRRRRRRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRR
Tramo 21 RRRRRRRRRRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRR
Tramo 22 RRRRRRRRRRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRR
Tramo 23 RRRRRRRRRRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRR
Tramo 24 RRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRI RRRRRRRRRR
Tramo 25 RRRRRRIIIIIIIIIRRRRRRRRRIIIIIIIIII
Tramo 26 NNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNI NNNNNNNN
Tramo 27 RRRRRRRRRI I I I I I RRRRRRRRRRRI I I I I I I I
Tramo 28 RRRRRRRRRI I I I I I RRRRRRRRRRRI I I I I I I I
Tramo 29 NNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNNI NNNNN
Tramo 30 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 31 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 32 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 33 RRRRRRRRRRRI I I I RRRRRRRRRRRRRRI I I I I
Tramo 34 RRRRRRRRRRRRRI I RRRRRRRRRRRRRRRRRRI
Tabla 22.
Matriz de tasa de fallas del primario «G» Cristianía
Tramo
Tramo1
Tramo2
Tramo3
Tramo4
Tramo5
Tramo6
Tramo7
Tramo8
Tramo9
Tramo10
Tr a mo11
Tramo12
Tramo13
Tramo14
Tramo15
Tramo16
Tramo17
Tramo18
Tramo19
Tramo20
Tramo21
Tramo22
Tramo23
Tramo24
Tramo25
Tramo26
Tramo27
Tramo28
Tramo29
Tramo30
Tramo31
Tramo32
Tramo33
Tramo34
Tramo 1 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44 0,44
Tramo 2 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 3 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11 0,11
Tramo 4 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09
Tramo 5 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06
Tramo 6 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Tramo 7 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Tramo 8 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13 0,13
Tramo 9 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 10 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Tramo 11 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 12 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 13 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12 0,12
Tramo 14 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 15 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 18 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 20 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 21 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 22 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 23 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07
Tramo 24 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04
Tramo 25 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 27 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Tramo 28 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Tramo 29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 30 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 31 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08
Tramo 32 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08
Tramo 33 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07
Tramo 34 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04
En el apartado de los anexos se detalla las tablas 21 de la
matriz de estados del primario «G» Cristianía, la tabla
22 de la matriz de tasa de fallas del primario «G» Cris-
tianía, la tabla 23 de la matriz de tiempos de tiempos de
reparación del primario «G» Cristianía y la tabla 24 de la
matriz de indisponibilidades del primario «G» Cristianía
(ver en Anexos Tablas 21, 22, 23 y 24).
La tabla 25 proporciona una descripción general de los
parámetros de conabilidad para cada sección del ali-
mentador primario «G» Cristianía (ver Tabla 25).
Una vez obtenidos los parámetros de confiabili-
dad para cada tramo de alimentación del primario «G»
Cristianía, se procede a encontrar los indicadores de con-
abilidad de  y . Estos resultados se pueden ver
en la tabla 26 (ver Tabla 26).
3.2. IMPLEMENTACIÓN DEL RECONECTADOR EN EL
SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN RADIAL
El objetivo de mejorar la conabilidad del sistema eléc-
trico se logra mediante la instalación de dispositivos de
protección, especialmente reconectadores. Esta mejora
se puede cuanticar reduciendo los índices  y ,
en la regulación 002/20 de la  el valor del 
13
S i s a V. , et al.
Tabla 23.
Matriz de tiempos de tiempos de reparación del primario «G» Cristianía
Tramo
Tramo1
Tramo2
Tramo3
Tramo4
Tramo5
Tramo6
Tramo7
Tramo8
Tramo9
Tramo10
Tr a mo11
Tramo12
Tramo13
Tramo14
Tramo15
Tramo16
Tramo17
Tramo18
Tramo19
Tramo20
Tramo21
Tramo22
Tramo23
Tramo24
Tramo25
Tramo26
Tramo27
Tramo28
Tramo29
Tramo30
Tramo31
Tramo32
Tramo33
Tramo34
Tramo 1 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 2 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 3 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 4 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 5 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 6 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 7 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 8 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 9 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 10 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 11 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 12 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 13 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 14 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55
Tramo 15 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55
Tramo 16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 18 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 20 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05
Tramo 21 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05
Tramo 22 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05
Tramo 23 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05
Tramo 24 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05
Tramo 25 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 27 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 28 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,55 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 30 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 31 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 32 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 33 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 3,55 3,55 3,55
Tramo 34 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55 3,55 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05 3,55
Tabla 24.
Matriz de indisponibilidades del primario «G» Cristianía
Tramo
Tramo1
Tramo2
Tramo3
Tramo4
Tramo5
Tramo6
Tramo7
Tramo8
Tramo9
Tramo10
Tr a mo11
Tramo12
Tramo13
Tramo14
Tramo15
Tramo16
Tramo17
Tramo18
Tramo19
Tramo20
Tramo21
Tramo22
Tramo23
Tramo24
Tramo25
Tramo26
Tramo27
Tramo28
Tramo29
Tramo30
Tramo31
Tramo32
Tramo33
Tramo34
Tramo 1 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55 1,55
Tramo 2 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17
Tramo 3 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38 0,38
Tramo 4 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32
Tramo 5 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21 0,21
Tramo 6 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43
Tramo 7 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06
Tramo 8 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45
Tramo 9 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 10 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09
Tramo 11 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04
Tramo 12 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 13 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,43 0,43 0,43 0,43 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43
Tramo 14 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17
Tramo 15 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17
Tramo 16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 18 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
Tramo 19 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 20 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 0,02 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01
Tramo 21 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,04 0,04 0,04 0,04 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Tramo 22 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03
Tramo 23 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,26 0,26 0,26 0,26 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15
Tramo 24 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,13 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07
Tramo 25 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
Tramo 26 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 27 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09
Tramo 28 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09 0,09
Tramo 29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Tramo 30 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,17 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,10 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17
Tramo 31 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,30 0,30 0,30 0,30 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,17 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30
Tramo 32 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,28 0,28 0,28 0,28 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,16 0,28 0,28 0,28 0,28 0,28
Tramo 33 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,26 0,26 0,26 0,26 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26
Tramo 34 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,15 0,15 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,15
corresponde a 7.0 y el valor para  corresponde a 6000
kWh/año, ambos índices son proporcionales, lo que sig-
nica que una disminución en uno conduce a una dis-
minución en el otro. El número y ubicación de los reco-
nectadores a instalar en el sistema eléctrico seleccionado
depende de la disminución de los indicadores de cona-
bilidad y de los costos de los componentes mencionados,
incluyendo su instalación y comunicación. Una evalua-
ción de seguridad realizada en un sistema eléctrico sin
un interruptor automático instalado servirá como base
para observar la diferencia en la energía no entregada
() cuando se incluye un interruptor automático. El
valor base es =3015,496 kWh/año (ver Tabla 27).
En la tabla 27 se puede observar que la energía no sumi-
nistrada se puede utilizar en todas las posiciones posibles
del reconectador, donde la reducción máxima de ener-
gía no suministrada del valor base, cuando el reconecta-
dor está en el tramo 7, es un valor de 2091,83 kWh/año,
la diferencia con el indicador base es de 923,67 kWh/
año. Además, también se puede ver diferentes valores
del índice . Al introducir el primer reconectador
automático en el sistema eléctrico, se aplica el mismo
procedimiento para los siguientes reconectadores auto-
máticos, pero teniendo en cuenta que el valor base de la
energía no suministrada es la energía obtenida utilizan-
do el interruptor automático del tramo 7. Los resultados
obtenidos para la segunda posición del interruptor para
14
S i s a V. , et al.
Tabla 25.
Parámetros de conabilidad obtenidos del primario «G» Cristianía
Tramo λ1 Ut
T1 1,81 5,01
T2 1,81 5,01
T3 1,81 5,01
T4 1,81 5,01
T5 1,81 5,01
T6 1,81 5,01
T7 1,81 5,25
T8 1,81 5,25
T9 1,81 5,25
T10 1,81 5,37
T11 1,81 5,37
T12 1,81 6,00
T13 1,81 6,00
T14 1,81 6,21
T15 1,81 6,21
T16 1,85 5,15
T17 1,85 5,15
T18 1,81 5,01
T19 1,82 5,05
T20 1,81 5,16
T21 1,81 5,16
T22 1,81 5,16
T23 1,81 5,16
T24 1,81 5,06
T25 1,81 5,25
T26 1,83 5,33
T27 1,81 5,37
T28 1,81 5,37
T29 1,84 5,50
T30 1,81 6,00
T31 1,81 6,00
T32 1,81 6,00
T33 1,81 6,00
T34 1,81 6,21
Tabla 26.
Índices de conabilidad del primario «G» Cristianía
Indices de Conabilidad
Indice FMIK ENS
Unidades Falla/kVA*año kWh/año
Valor 1,815 3015,496
Tabla 27.
Ubicación del primer reconectador en el primario «G» Cristianía
Tramo ENS ΔENS FMIK ΔFMIK
Base 3015,496 --------- 1,815 --------
Tramo 2 2640,930 374,566 1,618 0,197
Tramo 3 2622,660 392,836 1,579 0,236
Tramo 4 2456,810 558,686 1,370 0,445
Tramo 5 2434,650 580,846 1,362 0,453
Tramo 6 2147,540 867,956 1,305 0,510
Tramo 7 2091,830 923,666 1,258 0,557
Tramo 8 2102,270 913,226 1,267 0,548
Tramo 9 2227,430 788,066 1,342 0,473
Tramo 10 2230,140 785,356 1,344 0,471
Tramo 11 2248,100 767,396 1,337 0,478
Tramo 12 2258,770 756,726 1,344 0,471
Tramo 13 2545,920 469,576 1,552 0,263
Tramo 14 2629,350 386,146 1,616 0,199
Tramo 15 2793,600 221,896 1,731 0,084
Tramo 16 2874,190 141,306 1,784 0,031
Tramo 17 2874,190 141,306 1,784 0,031
Tramo 18 2836,210 179,286 1,763 0,052
Tramo 19 2874,190 141,306 1,784 0,031
Tramo 20 2844,190 171,306 1,765 0,050
Tramo 21 2708,370 307,126 1,673 0,142
Tramo 22 2822,120 193,376 1,750 0,065
Tramo 23 2750,170 265,326 1,702 0,113
Tramo 24 2806,020 209,476 1,736 0,079
Tramo 25 2822,090 193,406 1,754 0,061
Tramo 26 2874,190 141,306 1,784 0,031
Tramo 27 2768,600 246,896 1,727 0,088
Tramo 28 2692,890 322,606 1,742 0,073
Tramo 29 2874,190 141,306 1,784 0,031
Tramo 30 2768,190 247,306 1,723 0,092
Tramo 31 2440,300 575,196 1,553 0,262
Tramo 32 2710,800 304,696 1,693 0,122
Tramo 33 2728,290 287,206 1,701 0,114
Tramo 34 2758,360 257,136 1,707 0,108
15
S i s a V. , et al.
Tabla 28.
Ubicación del segundo reconectador en el primario «G» Cristianía
Tabla 29.
Ubicación de los reconectares en el primario «G» Cristianía
Dispositivo Tramo de ENS FMIK ΔENS
ubicación
BASE 13015,50 1,815 --------
Reconectador 1 72091,83 1,258 923,67
Reconectador 2 13 1991,83 1,188 1023,67
Reconectador 3 51871,8 1,138 1143,70
Tramo ENS ΔENS FMIK ΔFMIK
Base 2091,830 --------- 1,258 ----------
Tramo 2 1995,870 95,960 1,205 0,053
Tramo 3 1992,540 99,290 1,195 0,063
Tramo 4 1948,650 143,180 1,143 0,115
Tramo 5 1994,320 97,510 1,189 0,069
Tramo 6 2000,900 90,930 1,209 0,049
Tramo 7 1991,830 100,000 1,188 0,070
Tramo 8 1984,390 107,440 1,251 0,007
Tramo 9 2081,250 10,580 1,239 0,019
Tramo 10 2081,330 10,500 1,239 0,019
Tramo 11 2020,460 71,370 1,183 0,075
Tramo 12 2022,430 69,400 1,184 0,074
Tramo 13 1871,800 220,030 1,138 0,120
Tramo 14 2017,140 74,690 1,202 0,056
Tramo 15 2065,760 26,070 1,242 0,016
Tramo 16 1891,830 200,000 1,258 0,000
Tramo 17 1991,830 100,000 1,258 0,000
Tramo 18 1979,780 112,050 1,253 0,005
Tramo 19 1991,830 100,000 1,258 0,000
Tramo 20 1987,780 104,050 1,255 0,003
Tramo 21 1991,950 99,880 1,163 0,095
Tramo 22 1995,700 96,130 1,241 0,017
Tramo 23 1999,750 92,080 1,192 0,066
Tramo 24 2049,600 42,230 1,226 0,032
Tramo 25 2077,670 14,160 1,253 0,005
Tramo 26 1991,830 100,000 1,258 0,000
Tramo 27 1951,420 140,410 1,244 0,014
Tramo 28 2065,020 26,810 1,248 0,010
Tramo 29 2000,830 91,000 1,258 0,000
Tramo 30 2057,070 34,760 1,242 0,016
Tramo 31 1999,120 92,710 1,196 0,062
Tramo 32 2028,110 63,720 1,231 0,027
Tramo 33 2033,140 58,690 1,234 0,024
Tramo 34 2056,160 35,670 1,234 0,024
16
S i s a V. , et al.
energías no suministradas se pueden apreciar en la tabla
28, donde la posición del segundo interruptor se da en
el tramo 13. Aquí se logra una diferencia de energía de
220,03 kWh/año en comparación con otro valor de refe-
rencia, logrando reducir el índice de  en 1,138 (ver
Tabla 28).
La tabla 29 muestra una descripción general de la
energía no suministrada cuando se implementan reco-
nectadores en diferentes partes del alimentador primario
«G» Cristianía. Como se puede observar en esta tabla 29
el valor de  disminuye a medida que aumenta el nú-
mero de interruptores, es decir, el mayor efecto se produ-
ce cuando se instala el primer interruptor, y disminuye a
medida que aumenta el número (ver Tabla 29).
3.3. ASPECTOS ECONÓMICOS
En la mayoría de los análisis relacionados con la mejora,
desarrollo, introducción de nuevos equipos y operación
más eciente en el sector eléctrico, es de suma impor-
tancia conocer las estimaciones o aproximaciones de la
energía no suministrada a los usuarios. Este valor varía
dependiendo de la industria que se analice. Se pueden
utilizar tres métodos para estimar estos valores:
· Basado directamente en los resultados reales
· Métodos de análisis indirectos
· Sondeo directo a través de encuestas
Para estimar los valores de  con base en los resultados
reales, se obtiene la siguiente relación.
Donde:
Costes económicos directos: pérdida de producción,
desperdicio de materias primas, daños en equipos o ins-
talaciones, pérdida de ventas, entre otros.
Costos sociales indirectos: impacto en la salud y segu-
ridad humana, daños a la propiedad y al medio ambien-
te, pérdida de alumbrado público, costos de emergencia,
entre otros.
Según un estudio realizado por la , [27] con
base en las condiciones anteriores, el valor de la energía
no suministrada se estima en 3533 /MWh, este costo
solo se utiliza como referencia para estudios de expansión
o planicación, y para sancionar a las empresas eléctricas.
Para instalar un reconectador, debe incluir la inver-
sión en el componente descrito más el costo de su insta-
lación, que incluye el costo de ingenieros, electricistas,
mano de obra y comunicación con el centro de control.
Debido a la alta rigidez dieléctrica, los reconectadores
casi no requieren mantenimiento, como es el caso cuan-
do el reconectador cuenta con sistema de aislamiento en
SF6. Así, la inversión presupuestada total es de unos 
17.000 (valor proporcionado por la ).
Usando los valores anteriores, realice un análisis de los
benecios nancieros de implementar un reconectador. Es-
tas ventajas se muestran en la tabla 30 (ver Tabla 30).
A partir de la tabla 30 se muestra que el benecio eco-
nómico aumenta con el número de reconectadores ins-
talados, pero este benecio no aumenta linealmente. Por
lo tanto, la introducción del primer reconectador tiene el
mayor impacto en toda la red de distribución, es decir,
ayuda a reducir la energía no entregada.
Dado que los benecios económicos no aumentan li
-
nealmente, el ujo de caja se realiza utilizando sus respec-
tivos índices para observar la cantidad de reconectadores
que se deben instalar en el sistema para que sea rentable,
dado que los interruptores tienen una vida útil de 20 años
(valor proporcionado por el fabricante) (ver Tabla 31).
Basado en ujos de caja de la tabla 31, se puede cal-
cular una evaluación económica que indica si la inversión
requerida para mejorar la seguridad del sistema eléctri-
co mediante la instalación de reconectadores para redu-
cir la energía desconectada es económicamente rentable
(ver Tabla 32).
La instalación del reconectador es ventajosa si el ín-
dice  es superior al 10% y el tiempo de amortización
es inferior a la vida útil del equipo, para el presente caso,
20 años.
La tabla 32 muestra la cantidad óptima de reconecta-
dores a instalar en el alimentador seleccionado, es decir,
instalar uno o dos interruptores brindará benecios eco-
nómicos, mientras que instalar un tercer interruptor re-
quiere inversión.
17
S i s a V. , et al.
Tabla 31.
Flujo económico con la implementación de reconectadores
Reconectador 1 Reconectador 2 Reconectador 3
Años Ingresos Gastos Flujo Neto Ingresos Gastos Flujo Neto Ingresos Gastos Flujo Neto
0 16000 -16000 32000 -32000 48000 -48000
1 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
2 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
3 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
4 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
5 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
6 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
7 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
8 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
9 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
10 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
11 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
12 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
13 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
14 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
15 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
16 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
17 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
18 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
19 2764,08 2764,08 3541,44 3541,44 3962,61 3962,61
20 3564,08 3564,08 4341,44 4341,44 4762,61 4762,61
Tabla 30.
Benecio económico con la implementación de reconectadores
Número Tramo ENS ENS
Acumulada Costo ENS Benecio
Reconectador 1 7 923,67 782,36 3.533 2764,08
Reconectador 2 13 1023,67 1002,39 3.533 3541,44
Reconectador 3 5 1143,70 1121,6 3.533 3962,61
Tabla 32.
Índices económicos con la implementación de reconectadores
Reconectador  (%) Pay Back Rentable
Reconectador 1 16,50% 8,01 SI
Reconectador 2 10,20% 16,17 SI
Reconectador 3 5,41% 29,47 NO
4. Conclusiones
Con este estudio se demuestra que la instalación de dos
reconectadores en el alimentador primario «G» mejora
la conabilidad del sistema eléctrico en un 34,80% con
el valor del .
Con la ubicación óptima de reconectadores, se pue-
de observar que el efecto en la reducción de la energía no
suministrada baja de 3015,50 kWh/año en el caso base a
2091,83 kWh/año cuando se implementa el primer reco-
nectador y 1991,83 kWh/año cuando se instala un segun-
do reconectador. Por tanto, se puede concluir que entre
más reconectadores sean instalados este valor seguirá dis-
minuyendo, sin embargo, en la práctica no se puede ins-
talar una gran cantidad de reconectadores debido a la
coordinación de protecciones.
18
S i s a V. , et al.
Se ha demostrado que, para aumentar la conabilidad
de un determinado sistema eléctrico, se debe aumentar la
inversión en el mismo. Por cada reconectador a instalar
se debe ocupar un presupuesto de  17.000. Esto su-
giere que se debe encontrar un nivel o equilibrio entre la
inversión realizada y los benecios de reducir la energía
no entregada, que puede ser muy conable, pero costosa.
Al realizar la instalación de dos reconectadores en el ali-
mentador primario «G» de la subestación Cristianía se ve
una reducción del valor del  de 1,81 a 1,18 que co-
rresponde a una mejora del 34,80%.
Este estudio muestra el impacto de la reparación, la
ubicación y el tiempo de entrega en las evaluaciones de
conabilidad del sistema de distribución, por lo que se de-
ben desarrollar planes o estrategias para reducir el tiem-
po de restablecimiento de energía eléctrica, por lo cual se
sugiere instalar equipos reconectadores que permitan una
rápida resolución de problemas.
La instalación de reconectadores en el sistema de dis-
tribución incide directamente en la reducción de la ener-
gía no entregada, reduciendo en un 33,94% los kWh/año,
pero el valor de dicha reducción depende de la ubicación
del reconectador, por lo que es necesario buscar el lugar
óptimo para la máxima reducción, así como también la
coordinación con otras medidas de seguridad es impor-
tante ya que garantiza que se interrumpa un número mí-
nimo de usuarios en caso de existir fallas en el sistema
eléctrico de distribución.
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