COORDINACION DE FUSIBLES 1

CAPI TULO V: COORDINACI ÓN DE PROTECCIONES

89

CAPÍTULO V: COORDINACIÓN DE PROTECIONES

5.1 INTRODUCCIÓN

Las dimensiones de un sistema eléctrico y de los componentes que lo integran, así como la determinación de las protecciones para los bienes materiales y personas precisan el cálculo de las corrientes de cortocircuito en puntos estratégicos del sistema. La integridad y seguridad en la entrega de energía eléctrica desde la fuente hacia la carga, depende en buena parte de las protecciones eléctricas del sistema contra fallas y perturbaciones externas o internas, estas fallas son diversas y pueden ser de sobrecorrientes por sobre carga y cortocircuitos, sobre y bajos voltajes, baja frecuencia entre otras. El estudio de coordinación de protecciones tiene un impacto directo sobre la confiabilidad en sistemas de distribución de energía eléctrica. Los dispositivos de protección se deben coordinar de tal forma que permitan al sistema eliminar una falla antes que dañe o se extienda a los componentes eléctricos del mismo y afectando al menor número de clientes posible.

5.2 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS [10]

Con el SPARD, dado la capacidad de cortocircuito en la barra de la subestación de donde se conecta el alimentador, el programa calcula las corrientes de falla en cada uno de los nodos del circuito. Las alternativas de simulación de cortocircuitos son el trifásico, dos fases, dos fases a tierra y finalmente monofásico.


90

Adicionalmente para el uso de coordinación de protecciones, el programa es muy amigable, puesto que es fácil recorrer gráficamente el circuito desde un punto de falla hacia la subestación y así calibrarlas.

5.2.1 PROCEDIMIENTO

Para hacer uso de esta aplicación, es necesario haber ejecutado el flujo de carga Balanceado, para que el SPARD® utilice los voltajes que existen en cada uno de los nodos. Se selecciona en el menú del SPARD® las opciones de análisis (analysis) y luego análisis de falla (fault analysis), aparecerá una ventana como la que se muestra en la siguiente figura.

FIGURA 5.1: Análisis de fallas en el SPARD.


91

En esta ventana se muestra los diferentes tipos de falla que se pueden simular, se pueden especificar los valores de impedancia según el tipo de falla, trifásica y monofásica. La capacidad de cortocircuito expresada en MVA, se especifica al momento de crear la barra de salida de la subestación y depende del transformador de potencia al cual pertenece el alimentador a analizar.

5.2.2 ALGORITMO

Para el Análisis de cortocircuitos se deben tener las impedancias de secuencia desde el punto de falla hasta la subestación dependiendo del tipo de falla. La opción configurador de la red primaria calcula las impedancias de secuencia a partir de la Zabc de cada tramo y utiliza un modelo equivalente si existen otros elementos en la red como autotransformadores. Las impedancias de secuencia del sistema de potencia vistas desde la subestación se calculan con las capacidades de corto circuito trifásico y monofásico que se especifican en los barrajes de salida de cada una de las subestaciones. Para el caso de autotransformadores el circuito equivalente de secuencia cero deja de ser radial, el programa de corto circuito (en la falla monofásica y bifásica a tierra) acumula impedancias de secuencia cero desde el punto de falla hacia la subestación, parando en el punto donde encuentre un autotransformador y haciendo el equivalente correspondiente debido a la impedancia de secuencia cero que introduce el shunt del autotransformador. Las ecuaciones utilizadas por el SPARD para el análisis de cortocircuitos son las siguientes:

  3|· || | √ 

 á ,

 5.1


   √ 3· ||       √ 3 2·   

√ 3 · | |      · 

92

 á ,

 5.2

 á ,

 5.3

 á    ,

 5.4

Los resultados generales para cada nodo del sistema que se obtuvo de la simulación de cortocircuitos en el SPARD, se puede consultar en el anexo 5.1.

5.3 PROTECCIONES ELÉCTRICAS [18]

5.3.1 OBJETIVOS ▪

▪

▪

Prevenir de daños al equipo debido a esfuerzos mecánicos y térmicos que ocasiona la presencia de anormalidades (fallas y perturbaciones). Resguardar la integridad física de las personas en general. Mantener un alto nivel de Calidad de servicio (estabilidad y continuidad), evitando en lo posible cortes de suministro o minimizando sus efectos cuando estos ocurran.

5.3.2 PRINCIPIOS ▪

Todas las fallas que puedan producirse en la red deben, en lo posible, ser despejadas en el menor tiempo posible.


▪

▪

93

Toda protección principal puede fallar al actuar, por lo tanto es imprescindible contar con otros dispositivos de protección que actúen en función de respaldo o back-up. Aplicado normalmente a la protección de líneas en todos los niveles de voltaje, se establece que, bajo ciertas condiciones de conveniencia, hay que dar a toda falla detectada la oportunidad de que sea temporal.

5.3.3 REQUERIMIENTOS [11], [15], [21]

Para lograr un buen desempeño del sistema de protección implementado, deben satisfacerse simultáneamente algunos requerimientos, que en general dependen de una buena selección de los dispositivos de protección y su coordinación. ▪

Selectividad.- Es la característica que permite que las protecciones

discriminen la ubicación de la falla, con el objetivo de aislar exclusivamente la unidad fallada, manteniendo el servicio en el equipo que no es preciso desconectar.[21] ▪

Rapidez.- Lo ideal es que toda protección aísle el equipo fallado lo más rápido

posible con el fin de disminuir los daños, mejorar la estabilidad en el sistema y evitar la complicación y propagación de la falla en el resto de componentes. ▪

Sensibilidad.- Es una medida de la impedancia presentada por los relés a los

transformadores de medida, mientras mas baja sea mejor es la sensibilidad. Debe operar holgadamente bajo cualquier condición de falla en su zona de influencia. ▪

Confiabilidad.- Es la cualidad que permite garantizar la operación del sistema

de protección, tiene que ver con la seguridad, la simplicidad y robustez del equipo de protección.


▪

94

Simplicidad.- Todo esquema de protección debe cumplir sus objetivos

mediante la solución mas simple, tanto en las características de sus dispositivos como en sus circuitos de control.[11] ▪

Economía.- Brindar la máxima protección al mínimo costo posible.[15]

5.3.4 PROTECCIÓN DE LÍNEAS

Existe una gran variedad de protecciones para los diferentes componentes de los sistemas eléctricos, una de las más utilizadas en lo que es protección de líneas de distribución primaria es la de sobrecorriente, principalmente por sus características de operación y por su simpleza a la hora de su ajuste y calibración.

ALIMENTADORES DE DISTRIBUCIÓN 50/51

A1

A2

50/51 TRANSFORMADOR DE POTENCIA TRANSFORMADOR DE CORRIENTE 50/51

RELÉ DE SOBRECORRIENTE INTERRUPTOR DE PODER

FIGURA 5.2: Protección de Sobrecorriente.

5.3.4.1

Relé de sobrecorriente [13], [16], [21]

Uno de los fenómenos que ocurren durante las anormalidades y en especial durante los cortocircuitos, es el aumento de la corriente que sobrepasa muchas veces los


95

valores normales de operación. Esta manera de discriminar la ocurrencia de fallas se utiliza ampliamente, ya sea como protección principal o de respaldo. [21] Dos variables muy importantes a tomar en cuenta en estos relés son: ▪

▪

El nivel de corriente mínima de operación La característica de tiempos de operación.

La corriente mínima de operación (Iop), también se la conoce como corriente de “pick up”, y es la encargada de producir el cambio de estado en el relé. Por las características de tiempos de operación se pueden subdividir como se muestra a continuación:

En sistemas de distribución se aprovecha la característica de tiempo inverso, debido a que la magnitud de la corriente de falla depende, la mayoría de veces, de la localización de esta y se mantiene prácticamente inafectada por cambio en la fuente o en el sistema de transmisión de alto voltaje. Esta protección de tiempo inverso está respaldada por la protección instantánea.


5.3.4.2

96

Cálculo de Ajustes [13], [16]

Para el caso de los relés de tiempo definido e inverso se los puede calibrar mediante la selección de los siguientes parámetros: ▪

TAP; dispositivo que permite variar la sensibilidad del relé, permitiéndole que opere con distintos valores de corriente, está dada en Amperios y es un valor que define la corriente de pick up o de arranque del relé.

    

 5.5

Donde: RTC : Relación de Transformación de corriente. Para los relés de fabricación americana, el TAP y la I pick-up suelen ser las mismas, mientras que para los europeos, especialmente en los ingleses estos valores pueden ser diferentes. Para el módulo de fase, el valor del TAP se determina dando al relé de sobrecorriente un carácter de relé de sobrecarga, eligiendo un ajuste de 1.5 veces la corriente nominal así:

    . 

 5.6

Donde: IN : Corriente nominal. Para el módulo de falla a tierra, el valor del TAP se determina tomando en cuenta el desbalance máximo que podría existir en el sistema bajo condiciones de operación normal, que según la experiencia se ha determinado un 20%, entonces la expresión para fijar este TAP sería:

    .

 5.7


97

Para el ajuste de los relés de fase se usará la corriente de cortocircuito bifásica por ser la mas común de las fallas de fase, mientras que para los de falla a tierra se debe tomar en cuenta la corriente de cortocircuito fase-tierra. ▪

DIAL; este constituye el retardo de tiempo antes de que el relé opere, siempre que la corriente de falla alcance un valor igual o mayor que la corriente de pick up, este dispositivo varía los tiempos de operación de un relé.

En la calibración del relé de sobrecorriente se puede utilizar la opción de retardo ó temporización y respaldarla por la opción instantánea dentro de la misma unidad. Para el ajuste del elemento instantáneo se debe usar la corriente de cortocircuito en el punto de instalación del relé, tanto para fase como para tierra. En el ajuste del módulo de temporización se debe tomar en cuenta la unidad de protección más alejada con la cual se desea coordinar, para que este no actúe antes, afectando así el menor tramo de red posible.

5.4 COORDINACIÓN

El estudio de coordinación de protecciones eléctricas consiste en realizar un esquema de operación para el sistema de protección implementado, con el objetivo de cumplir con los requerimientos de selectividad, rapidez, sensibilidad, seguridad ó confiabilidad, simplicidad y economía.


98

5.4.1 COORDINACIÓN ENTRE EQUIPOS [13], [16], [22] 5.4.1.1

Fusible-Fusible

El mecanismo inicial de operación del fusible es la fusión del elemento y depende de la magnitud y duración de la corriente así como de las propiedades eléctricas del fusible. Las características del fusible se definen por dos curvas, la de mínimo tiempo de fusión (mtf) y la de tiempo total de despeje (ttd), estas curvas se las obtiene mediante pruebas eléctricas y representan los extremos de las características del fusible, los fabricantes las presentan en catálogos, ver anexo 5.2. La magnitud de la corriente y el tiempo que toma en fundir el fusible son registrados, y se traza una curva promedio, se substrae el 10% a los tiempos y la curva final que se obtiene es la (mtf). Al fusible le toma un tiempo mas interrumpir el circuito luego de ser fundido debido a la formación y extinción del arco este tiempo también se lo obtiene en pruebas. Estos tiempos que se registran a partir de diferentes magnitudes de corriente, se suman al máximo tiempo de fusión (110% del tiempo promedio de fusión), la curva resultante es la (ttd).

FIGURA 5.3: Coordinación Fusible-Fusible


99

Para realizar la coordinación entre fusibles se puede emplear dos metodologías que para el fin son iguales, las denominadas tablas de coordinación y las curvas tiempocorriente, ver anexo 5.2 , en los dos casos el criterio a cumplir es:

     0.75

 5.8

Gráficamente, esto se lo representa en la figura 5.3 .

5.4.1.2

Reconectador-Fusible

Cuando se tiene dos dispositivos diferentes, la coordinación depende de la ubicación relativa de ellos, es decir en el caso de que el fusible esté ubicado del lado de la fuente operaría como protección de respaldo del reconectador o viceversa.

-

Fusible del lado de la Fuente.

FIGURA 5.4: Coordinación Fusible-Reconectador


100

Como se mencionó anteriormente para este caso la protección principal sería el reconectador y el fusible desempeña la función de respaldo, todas las operaciones del reconectador deben actuar antes que el fusible, para lo cual el (mtf) del fusible debe ser mayor que el tiempo de despeje lento del reconectador afectado por el factor k, ver figura 5.4 . Según la Cooper Power Systems los factores k para esta coordinación dependen del tiempo del re-cierre en ciclos y del número de intentos, a continuación se presentan algunos valores en la tabla 5.1. TABLA 5.1: Factores k de Multiplicación. SECUENCIA DE APERTURA

TIEMPO DE RECONEXIÓN EN CICLOS

2 Rápidas 2 Lentas

1 Rápida 3 Lentas

4 Lentas

25

2.70

3.20

3.70

30

2.60

3.10

3.50

60

2.10

2.50

2.70

90

1.85

2.10

2.20

120

1.70

1.80

1.90

240

1.40

1.40

1.45

600

1.35

1.35

1.35

FUENTE: Cooper Power Systems.

-

Fusible del lado de la Carga

Es necesario que el (mtf) del fusible sea mayor que la curva rápida del reconectador multiplicada por el factor k, tabla 5.2 , punto máximo de coordinación (PMC) y además de esto el (ttd) del fusible debe ser menor que la curva temporizada del reconectador sin la multiplicación por el factor, punto mínimo de coordinación (pmc).


101

TABLA 5.2: Factores k de Multiplicación. TIEMPO DE RECONEXIÓN EN CICLOS

SECUENCIA DE APERTURA 2 Rápidas 2 Lentas

1 Rápida 3 Lentas

25-30

1.80

1.25

60

1.35

1.25

90

1.35

1.25

120

1.35

1.25

FUENTE: Cooper Power Systems.

El reconectador debe tener al menos dos o más operaciones temporizadas o retardadas para evitar la salida del circuito en caso de que el reconectador se dispare cuando el fusible opere. Esto se lo visualiza mejor en la figura 5.5 . Se obtiene una mejor coordinación entre un reconectador y fusibles ajustando al reconectador con dos operaciones instantáneas seguidas de dos temporizadas. Con la primera operación se logra despejar el 80% de las fallas temporales, la segunda despejara un 10% adicional, los fusibles se coordinan para operar antes del tercer disparo del reconectador, despejando fallas permanentes.

FIGURA 5.5: Coordinación Fusible-Reconectador


5.4.1.3

102

Reconectador-Reconectador [22]

Para que exista una adecuada coordinación entre reconectadores es indispensable que el margen de coordinación entre dos curvas cualesquiera de los reconectadores, sea mayor o igual a 12 ciclos. Para valores inferiores se producirán disparos simultáneos. Otra manera de evitar los disparos simultáneos es cambiando la secuencia de operación, pero debe tomarse en cuenta que en todo reconectador al menos existirá una operación rápida, por lo que es factible que en esta se produzca un disparo simultáneo.

5.4.1.4

Relé-Fusible

Cuando un relé es protección de respaldo de un fusible, la curva tiempo-corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de (ttd) del fusible protector ó principal.

Tiempo (seg) F1

F2 R

CARGA

F2

R

F1 Curva temporizada del relé (ttd) pmc

PMC

FIGURA 5.6: Coordinación Fusible-Relé-Fusible

(mtf) Corriente (A)


103

Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de (mtf) del fusible debe quedar por arriba de la curva tiempo-corriente temporizada del relé de protección principal. Finalmente cuando un relé este conectado entre dos fusibles, la curva tiempocorriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de (ttd) de F1 y también debe estar por debajo de la curva de (mtf) F2, este es el caso que se indica en la figura 5.6 .

5.4.1.5

Reconectador-Relé

Se debe tener en cuenta dos factores para coordinar estos equipos, el interruptor abre el circuito algunos ciclos después del disparo del relé asociado y este último tiene que integrar el tiempo de despeje del reconectador. El tiempo de reseteo del relé comúnmente es largo pero si la corriente de falla es reaplicada entes de que se complete este proceso, el relé se moverá hacia su punto de operación desde esa posición de reseteo parcial, por lo tanto es importante que el viaje total del relé deba ser menor al 100% del tiempo de despeje del reconectador.

5.4.2 PROCEDIMIENTO PARA COORDINACIÓN [9]

Para facilitar el proceso de coordinación, se puede seguir el siguiente procedimiento: 1 Recopilar la información necesaria sobre el sistema eléctrico a proteger, indicando las características de los elementos del sistema en el diagrama unifilar y su disposición, para identificar protecciones principales y sus respectivos respaldos, desde la carga hacia la fuente. 2 Determinar los valores máximos de carga, de acuerdo a la capacidad nominal del circuito protegido.


104

3 Calcular las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los puntos del sistema que sean importantes para la coordinación. 4 Recopilar y seleccionar información técnica sobre los equipos de protección existentes o que se instalarán en el sistema eléctrico. Esta información generalmente la suministra el fabricante. 5 El proceso de coordinación en sistemas radiales, debe realizarse desde la carga hacia la fuente. 6 Ubicar y seleccionar las características y rango de ajustes de los equipos de protección para que cumplan con las exigencias básicas del circuito a proteger y las normas existentes para tal fin. 7 Escoger las características de operación y ajuste de los dispositivos de protección de modo que exista selectividad. Toda esta información se resume en las gráficas tiempo-corriente para verificar los requerimientos de protección y coordinación.

5.4.3 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIÓN PROPUESTOS

5.4.3.1

Subestación Diesel.

Esta subestación cuenta con relés y reconectadores que están ubicados en la salida de cada alimentador de distribución. No existe una adecuada coordinación entre elementos de protección, los relés operan sin dar oportunidad a que los fusibles actúen haciendo ineficiente al sistema e incumpliendo así con los requerimientos básicos de un sistema de protección.

-

Los alimentadores D2, D3 y D4 de 13.8kV, poseen relés electromecánicos de fabricación inglesa Reyrolle, tipo TJV, que es un relé de sobrecorriente para


105

fallas de fase (uno por fase) y también a tierra, cada uno consta con un transformador de corriente de relación (75/1A). Sus curvas características se muestran en el anexo 5.3 (a) . -

En el caso de los alimentadores D1 y D2 a 6.3kV, cuentan con dos reconectadores de fabricación inglesa Whipp & Bourne, tipo GVR cuyos datos de placa se muestran en la tabla 5.3. The Polarr es el relé para este reconectador de misma fabricación, registra la corriente residual en las tres fases por medio de los TC’s asociados, además de la protección de sobrecorriente de falla entre fase y a tierra es de tipo micro procesado. Las curvas de operación de este relé se muestran en el anexo 5.3 (b) .

TABLA 5.3: Datos técnicos. ESPECIFICACIONES PARA ANSI/IEEE C37.60 1981 Nivel de Voltaje

15.5 kV

Nivel de Voltaje de Impulso

110 kVp

Frecuencia

50/60 Hz

Nivel de Corriente

560 A

Nivel de Interrupción de corriente simétrica Nivel de corriente pico Voltaje de Control

6 kA 16 kA 72 VDC

Peso

50/150 Kg

TC

200/1 Amp

Tipo de Interrupción

Vacío FUENTE: Whipp & Bourne.

-

En la salida del alimentador D6 a 13.8kV se encuentra instalado un relé de sobrecorriente Cooper Power Systems, tipo IM30AE, la curva de operación de este relé se indica en el anexo 5.3 (c).


106

Las funciones básicas del IM30AE son: ▪

▪

▪

▪

▪

5.4.3.2

Sobrecorriente de fase instantánea y temporizada. Sobrecorriente a tierra de tiempo instantánea y temporizada. Interruptor de falla (62BF). Un canal de vía rápida para transferencia de datos. Ofrece dos entradas programables que pueden servir para bloquear la operación de los elementos de sobrecorriente de fase y tierra.

Subestación Alpachaca

Según las bases para la construcción de esta subestación se especifica que el equipo de protección estará integrado por disyuntores con interrupción de arco en vacío tipo “extraíbles” con un tiempo de operación de 3 ciclos. Para cada entrada y/o salidas se suministrarán unidades de protección (relés), del tipo micro procesado y programable de última tecnología. Para nuestro caso se utilizará como referencia el relé SPAJ-140 C de ABB que cumple con lo estipulado en las bases de la subestación, es un equipo de protección de sobrecorriente y falla a tierra combinado, que puede ser utilizado para protección de aplicaciones en que se requiera protección de sobrecorriente trifásica, monofásica, y de dos fases, incluye una unidad de protección contra fallo del interruptor automático. Las curvas características del SPAJ-140 se observan en el anexo 5.3 (d) . Debido a los niveles nominales de corriente que se maneja para cada alimentador, se sugiere instalar transformadores de corriente de relación (200/5) A.


5.4.3.3

107

Coordinación del Sistema

A continuación se presenta un ejemplo de cómo se procederá para coordinar las protecciones de los alimentadores de las subestaciónes Diesel y Alpachaca. Ejemplo de coordinación: Alimentador D1_6.3kV Como ya se mencionó en el procedimiento la primera parte se refiere a diagramas unifilares y magnitudes a utilizar en la coordinación, estos se presentan en el anexo 5.4 . Para el alimentador D1_6.3 kV todo esto se resume en la siguiente figura:

FIGURA 5.7: Unifilar, Equipos y Magnitudes necesarios para Coordinación.


108

1. Para coordinar fusibles, se utiliza el criterio de tablas de coordinación, ver Anexo 5.2; por su simplicidad, para ello se procede de la siguiente manera:

-

Para el ramal SF1 y SF2:

SF2 es la protección principal, se escoge por corriente de carga, SF2=30K . SF1 es respaldo de SF2, para una I falla= 2.26 kA, existe coordinación con SF1=80K .

-

Para el ramal SF3, SF4 y SF5:

SF5 es principal, se escoge por carga, SF5=25K. SF4 es respaldo de SF5, para una I falla=1.92 kA, se coordina con un SF4=65K . SF3 es respaldo de SF4, para una I falla=2.19 kA, existe coordinación para un SF3=100K.

Por lo tanto los fusibles escogidos para la coordinación en este alimentador quedarían de la siguiente manera: SF1=80K, SF2=30K SF3=100K, SF4=65K y SF5=25K 2. Para la coordinación Relé-Fusible, se debe tomar en cuenta los fusibles SF1 y SF3 de los cuales el reconectador es su respaldo. De las curvas tiempo-corriente para fusibles tipo K, ver anexo 5.2:

ttd SF1 = 0.04 seg. (I falla de 2.98kA). ttd SF3 = 0.053 seg. (I falla de 3.03kA).

Como se observa SF3 tiene mayor tiempo de operación por lo que conviene se coordine con el reconectador. “Por experiencia, para realizar una coordinación aceptable se debe cumplir que el tiempo de operación del relé debe ser por lo menos igual al tiempo total de despeje del fusible con el que se está coordinando mas un tiempo de retardo entre 0.2 a 0.3seg. [28]

 é    0.2 ó 0.3


PARA EL RELÉ DE FASE: ttd SF3 = 0.053 seg . (I falla 3.03 kA)

0. é  0.053   0.3   é  .  •

Cálculo del TAP:

I carga en el punto de ubicación: 130 A TC: (200/1) A, ∴ RTC =200

  1.5130 200   0.97 ; Se escoge un TAP = 1 •

Determinación del DIAL:

I falla primario = 3030 A I falla secundario = 3030/200 = 15.15 A I pick up= 1× 200 = 200

I veces tap = 15.15/1 = 15 De la curva del relé (anexo 5.3 (b)): T op relé = 0.39 seg para un DIAL= 0.4

•

Instantáneo:

I falla primario = 5060 kA TAP = 5060/200 = 25.3 A

TAP=25A

PARA EL RELÉ A TIERRA: Ttd SF3 = 0.1 seg. (I falla 2.0 kA)

 é  0.1   0.3   é  .  •

Cálculo del TAP:

In en el punto de ubicación: 130 A TC: 200/1 A; RTC=200

  0.2130 200   0.13; Se escoge un TAP = 0.2

109


•

110

Determinación del DIAL:

I falla primario = 2000A 20% falla primaria= 400 A I falla secundario = 400/200 = 2 A I pick up= 0.2*200 = 40

I veces tap = 2/ 0.2= 10 De la curva del relé (anexo 5.3 (b)): T op relé = 0.45 seg para un DIAL= 0.3

•

Instantáneo:

I falla primario = 3370 kA TAP = 3370/200 = 16.85 A

TAP=17A

Finalmente la coordinación se la puede representar gráficamente mediante las curvas tiempo-corriente de los equipos, esto como ayuda para comprobar su correcto cumplimiento.

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ALIMENTADOR D1_ 6.3kV pmc RELE DIAL 0.4 ttd SF 100K mtf SF 100K

1

ttd SF 80K ttd SF 65K

) S O D N U G E S ( O P M E I T

ttd SF 30K

0.1 ttd SF 25K

k veces INST INST

0.01 PMC

0.001 1

10

100

1000

10000

CORRIENTE (AMPERIOS)

FIGURA 5.7: Coordinación fusible-reconectador y entre fusibles.


111

Como se puede observar en la figura 5.7 , se cumple con lo ya mencionado anteriormente para el caso de coordinación fusible-reconectador, fusible del lado de la carga, para este caso el factor de multiplicación de la curva rápida del reconectador es 1.35, como se indica en la tabla 5.2 para reconexión en 60 ciclos. En el anexo 5.5 , se puede observar los gráficos tiempo-corriente para el resto de alimentadores. De esta manera se procede para el resto de alimentadores, en la tabla 5.4 se indica las capacidades de los fusibles escogidos, mientras que en la tabla 5.5 se resume el ajuste y calibración de relés de sobrecorriente para cada alimentador. Tabla 5.4: Resumen Coordinación entre Fusibles

FUSIBLES TIPO K S/E

ALIMENTADOR SF 1

SF 2

SF 3

SF 4

SF 5

65

25

SF 6

SF 7

SF 8

SF 9

SF 10

SF 11

SF 12

8

6

10

D

D1_6.3kV

80

30

100

I

D2_6.3kV

80

40

12

E

D2_13.8kV

6

65

6

S

D3_13.8kV

6

65

3

E

D4_13.8kV

6

65

6

10

L

D6_13.8kV

6

65

30

10

AL

A1_13.8kV

80

6

40

15

6

6

PA

A2_13.8kV

6

140

15

100

8

65

10

CHA

A3_13.8kV

10

80

25

6

6

50

3

8

25

CA

A4_13.8kV

50

6

3

30

3

10

3

15

6

6

FUENTES: Cálculos y Selección del Equipo


. p O o p m e i T . T N A T S N I

. g e s 5 4 . 0

. g e s 4 4 . 0

. g e s 5 4 . 0

. g e s 3 4 . 0

. g e s 2 4 . 0

. g e s 8 5 . 0

. g e s 5 . 0

. g e s 6 . 0

. g e s 1 4 . 0

. g e s 1 4 . 0

A 5 1

A 0 1

A 1 2

A 1 2

A 1 2

A 4 4

A 2 5

A 2 5

A 2 5

A 2 5

P A T s e c e v I

0 1

3 1

8 1

0 2

0 2

6 1

8 2

9 1

5 1

7 1

p u k c i P I

0 4

0 2

5 1

5 1

5 1

0 1

2 1

0 2

6 1

2 1

L A I D

3 . 0

4 . 0

2 . 0

2 . 0

2 . 0

5

1

8 . 0

4 . 0

5 . 0

P A T

2 . 0

1 . 0

2 . 0

2 . 0

2 . 0

5 . 0

3 . 0

5 . 0

4 . 0

3 . 0

. g e s 9 3 . 0

. g e s 5 3 . 0

. g e s 7 3 . 0

. g e s 6 3 . 0

. g e s 8 3 . 0

. g e s 2 5 . 0

. g e s 2 4 . 0

. g e s 3 5 . 0

. g e s 8 3 . 0

. g e s 9 3 . 0

A 5 2

A 5 1

A 2 3

A 2 3

A 2 3

A 6 6

A 4 7

A 4 7

A 4 7

A 4 7

P A T s e c e v I

5 1

4 2

5 5

9 5

9 5

0 2

0 2

3 2

5 1

9 1

p u k c i P I

0 0 2

0 8

5 . 7 3

5 . 7 3

5 . 7 3

0 6

0 8

0 2 1

0 2 1

0 8

L A I D

4 . 0

5 . 0

2 . 0

2 . 0

2 . 0

5

6 . 0

8 . 0

4 . 0

5 . 0

P A T

1

4 . 0

5 . 0

5 . 0

5 . 0

3

2

3

3

2

R R A L O P

0 R E 4 R V V V A 1 A J J J 0 J L T T T 3 A O M I P P S

0 4 1 J A P S

0 4 1 J A P S

0 4 1 J A P S

s ' C T

1 / 0 0 2

1 / 0 0 2

1 / 5 7

1 / 5 7

1 / 5 7

5 / 0 0 1

5 / 0 0 2

5 / 0 0 2

5 / 0 0 2

5 / 0 0 2

R O D A T N E M I L A

V k 3 . 6 _ 1 D

V k 3 . 6 _ 2 D

V k 8 . 3 1 _ 2 D

V k 8 . 3 1 _ 3 D

V k 8 . 3 1 _ 4 D

V k 8 . 3 1 _ 6 D

V k 8 . 3 1 _ 1 A

V k 8 . 3 1 _ 2 A

V k 8 . 3 1 _ 3 A

V k 8 . 3 1 _ 4 A

E / S

D I

E

S

E

L

L A A P

A R R E I T

s é l e R e d n ó i c a r b i l a C y e t s u j A n e m u s e R

: 5 . 5 a l b a T

112

. p O o p m e i T . T N A T S N I

E S A F

) o É l e L d E o R M (

A A H C C

s e t s u j A e d o l u c l á C : E T N E U F

COORDINACION DE FUSIBLES 1

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