REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÚCLEO ARAGUA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA
Autores :
Karla Estefanía Montes Acevedo Marian Nikary Narvaez Aguile ra
Tutor Industrial:
Ing. Rubén. Hernández
Tutor Académico:
Ing. Enrique Gavorskis
MARACAY, MARZO 2013
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres. Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN
LOS
CIRCUITOS
13,8
KV
METROPOLITANO
Y
GUASIMAL
PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.
_____________________________ Ing. Enrique Gavorskis C.I. 16.405.856
~i~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres. Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN
LOS
CIRCUITOS
13,8
KV
METROPOLITANO
Y
GUASIMAL
PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.
____________________________ Ing. Rubén Hernández C.I. 11.501.900 ~ ii ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR
Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe de la Pasantía Industrial presentado por los Bachilleres: Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, bajo el titulo de: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA, a los fines de cumplir con el último requisito académico para obtener el Título de Ingeniero Electricista, dejan constancia de que el Informe se consideró APROBADO. En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, a los quince días del mes de febrero del 2013.
____________________________ Ing. Pastor Monteverde C.I.
____________________________ Ing. Enrique Gavorskis C.I. 16.405.856
~ iii ~
DEDICATORIA
A mi padre Omar Montes. A mi madre Gricelda Acevedo. A mi abuela Elvira de Acevedo. A mis hermanos Ray Samuel y María Teresa Montes. A mis tías Elba, Raiza, Mariela y Carolina Acevedo. A mis primas Raiza M. y María V. A mi amigo Juan Cordido. A mi amigo Leonardo Pérez. A mí.
Karla Montes
~ iv ~
DEDICATORIA
Dedico mi proyecto y toda la obra de mis manos solo a Dios todopoderoso.
Marian Narvaez
~v~
AGRADECIMIENTOS
A Dios por darme la existencia y haberme hecho la persona que soy. A mi madre por su constaste presencia guiadora en mi vida, por ella sé todo lo que sé y soy todo lo que soy. A mi padre por su apoyo y ayuda incondicional, siempre que necesité de él estuvo ahí. A mi abuela amada por tanto cariño y amor. A mis tías, mis primeras amigas. A mi amigo Juan Cordido por tanta ayuda prestada en todo este camino, desde el primer día que entre a la universidad. A mi amigo Leonardo Pérez, mi cómplice desde el 4 to semestre y la razón de porque estoy en la ingeniería eléctrica. A Angel Suarez que me ha acompañado desde el 5 to semestre. A mis primeros profesores del profesional Cristhian Roa, Rubén León, Enrique Gavorskis (hoy mi tutor académico y amigo) porque me enseñaron que la electricidad es algo serio y maravilloso A mis profesores Irahys Rodríguez, Luis Cedeño, Arturo Hernández y Frednides Guillen por su tiempo, son un buen modelo a seguir. Al ing. Rubén Hernández por haberme prestado un poquito de sus conocimientos en mi período de pasantías A mi compañera de proyecto, fue demás de grato trabajar contigo A mis amigos Y por supuesto a mí, por no dejarme vencer por las adversidades y seguir siempre adelante Karla Montes
~ vi ~
AGRADECIMIENTOS
Agradecida siempre con mí Señor JESÚS, por bendecirme de manera integral por darme sabiduría e inteligencia, por llenarme de fuerzas, por guiarme en su camino y por sustentarme. Agradezco a mis padres, Maritza Aguilera y Antonio Narvaez. Porque más allá de su abrigo y de todo lo material, siempre me han brindado su amistad incondicional, su apoyo y su corazón . Agradezco a toda mi familia, en especial a mis hermanos: José, Rafael, Rosaura, Maritza y José. Además tíos y sobrinos… Agradezco a los profesores: Arturo Hernández, Christian Roa, Rubén León, Luis Cedeño, Irahís Rodríguez y Frednides Guillén. Por haber contribuido en gran manera en mi formación profesional. Agradezco a mis tutores: Enrique Gavorskis y Rubén Hernández por su tiempo y dedicación. Agradezco a los trabajadores de CORPOELEC, por ayudarme en mi capacitación en el área técnica y laboral. Agradezco a mis amigos y compañeros de la universidad por haber compartido el trabajo en equipo…en especial Alejandra Rodríguez, Yonnisbel Morgado y Néstor
Sumoza. Nunca los olvidaré. Agradezco a Karla, por ser mi compañera de proyecto. Nos reímos mucho! Marian Narvaez
~ vii ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL NÚCLEO ARAGUA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115 kV/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA
AUTORAS:
Karla Estefanía Montes Acevedo Marian Nikary Narvaez Aguilera
TUTOR ACADÉMICO: Ing. Enrique Gavorskis TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Rubén Hernández FECHA: 15 de Marzo 2013
RESUMEN En CORPOELEC surge la necesidad imperante de actualizar y mejorar los sistemas de protecciones, instalados a lo largo de los circuitos de distribución primaria en la zona Aragua. Específicamente en la S/E Eléctrica Móvil la Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal, donde se desarrollará este proyecto. Luego de la separación de la red del antiguo Guasimal, en los circuitos Metropolitano y Guasimal, se hace necesaria la implementación de un moderno sistema de protecciones que le brinde confiabilidad en dicho trayecto. Para lograr esto, se propone la incorporación de dos reconectadores automáticos al inicio de cada uno de los tramos, los cuales son dispositivos que funcionan como interruptores automáticos, pero con la posibilidad cumplir ciclos de operación, lo que permite que al momento de ocurrir una falla, esta sea despejada y los usuarios no perciban las consecuencias de la misma. Junto con el reconectador se propone la instalación de fusibles, los cuales serán localizados en las derivaciones con más carga conectada, y serán coordinados con el reconectador automático, aumentando así el grado de confiabilidad del sistema de protecciones. Estos dispositivos deben también coordinarse con el interruptor principal de la S/E, y así garantizar la protección del transformador móvil. Palabras claves: electricidad, potencia, distribución, protecciones, sistema, circuito, fallas,
líneas, seccionamiento, fusible, reconectador, disyuntor, coordinación, estudio, confiabilidad, eficiencia, carga, despacho, selectividad. ~ viii ~
NDICE GENERAL
Pág. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………
1-4
CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………………... 1.2 Objetivos del Informe…………………………………………………………. 1.2.1 Objetivo General…………………………………………………………..
5-9 9 9
1.2.2 Objetivos Específicos……………………………………………………..
9-10
1.3 Justificación del Informe………………………………………………………
10-11
1.4 Alcance………………………………………………………………………...
11-12
1.5 Limitaciones…………………………………………………………………...
12
CAPÍTULO II MARCO EMPRESARIAL 2.1 Descripción de la Empresa…………………………………….………………
13
2.1.1 Nombre…………………………………………………………………....
13
2.1.2 Ubicación………………………………………………………………….
13
2.2 Reseña Histórica…………………………………………………………….…
13-16
2.2.1 Misión……………………………………………………………………..
16
2.2.2 Visión……………………………………………………………………..
16
2.3 Estructura Organizativa……………………………………………………......
17-18
2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías…………………………………...
19-21
2.5 Plan de Actividades Propuestas………………………………………………..
21-26
2.6 Plan de actividades realizadas…………………………………………………
26-34
2.7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado………………………
34-35
2.8 Aportes del Pasante……………………………………………………………
35-38
~ ix ~
CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO 3.1 Antecedentes………………………………………….………………….......
39-43
3.2 Bases Teóricas………………………………………….…………………….
43
3.2.1 Sistema de Potencia Eléctrico….........………..………………………………… ... 44-46 3.2.2Subsistemas de un Sistema de Potencia ………………………………………..… 3.2.2.1 Sistema de generación….……...…………………..………………… 3.2.2.2 Sistema de transmisión……...……..……………...………….…..
46 46-47 47-48
3.2.2.3 Sistema de distribución: Sistema de distribución primario. Sistema de distribución secundario…………………………..………....…………
3.2.2.4 Sistema desubtransmisió n…………...………....……………….……..… 3.2.3 Tipos de estructuras de las redes de distribución ……………….........…
48-51 52 52
3.2.3.1 Distribución radial……………………...….……...……….….….
52-53
3.2.3.2 Distribución en anillo……………………………...……………..
53-54
3.2.3.3 Distribución mallada…………………………..….………….…..
55
3.2.3.4 Sistemas mixtos…………………………………….………...…..
56
3.2.4Partes del sistema de distribución ……...…………………………….….…….
57
3.2.4.1 Subestación de distribución………………………….…...…....… 3.2.4.2 Líneas primarias alimentador o esprimarios…………………………….....
57 57-58
3.2.4.3 Transformadores de distribución…………………………….…. .........…...
58
3.2.4.4 Salidas decircuitos…………………………………… ...……..….…........
58
3.2.4.5 Red secundaria………………………………………… .......... ….…...….
58
3.2.4.6 Acometida secundaria…………………………………… .......... …….......
58-59
3.2.5Anormalidades en sistemas de potencia ………………………………… 3.2.5.1 Perturbaciones…………………..………………………….…….
59 60
3.2.5.1.1 Sobretensiones………………….…………………….…..
60-62
3.2.5.1.2 Sobrecargas…………………………………...…………..
63
3.2.5.1.3 Oscilaciones de potencia……………………………….... 3.2.5.2 Fallas…………………………………………………………...... 3.2.5.2.1 Cortocircuito ~x~
63 63-65
Tipos
de
cortocircuito:
cortocircuito
trifásico,
cortocircuito bifásico a tierra, cortocircuito línea a tierra, cortocircuito trifásico a tierra…………...............................
65-66
3.2.5.2.2 Conductores en circuito abierto …………...…………...…
67
3.2.5.2.3 Fallas simultáneas……………...………………….……...
67
3.2.5.2.4 Fallas devanados………………..………………….…..…
67-68
3.2.5.2.5 Fallas evolutivas…………...………………………….…. 3.2.6 Cálculo de fallos………………………………………………………
68 68-69
3.2.6.1 Métodos para calcular corrientes de cortocircuito………..……....
69-70
3.2.6.1.1 Métodos para fallas simétricas………….………….…….
70
3.2.6.1.1.1 Método del voltaje detrás de la reactancia subtransitoria……………………………………………....…..
70
3.2.6.1.1.2 Metodo de superposición…………...……….…...
71-74
3.2.6.1.2 Método de las componentes simétricas………………..…
74-78
3.2.6.1.2.1 Diagramas de secuencia…………………..………
79
Diagrama de secuencia de un generador sin carga..............
79-82
Diagrama de secuencia de líneas de transmisión…….…....
82
Diagrama de secuencia de transformadores: conexión Y-Y sin aterramiento, conexión Y-Y con el primario o el secundario aterrado, conexión Y-Y con el primario o el secundario aterrado, conexión Y – ∆, conexión ∆ – ∆, conexión YN – ∆, conexión YN – YN………………………
83-87
Diagrama de secuencia de cargas…...……………….……
87-88
3.2.6.1.2.2 Analisis para fallos de línea a tierra……….….…..
89-92
3.2.7 Sistema de protección eléctica………………………….……..……...
92-93
3.2.7.1 Objetivos de un sistema de protección………………..…….……
93-94
3.2.7.2 Función de las protecciones eléctricas ………...……………..….
94
3.2.7.2.1 Funciones fundamentales de un sistema de protección…..
94-95
3.2.7.2.2 Funciones secundarias de un sistema de protección……...
96
~ xi ~
3.2.7.3 Caracteristicas de un sistema de protección: sensibilidad, selectividad, velocidad, confiabilidad, estabilidad ………………….…....
97-101
3.2.7.4 Protección en sistemas radiales………………….………............
101-102
3.2.7.5 Protección en sistemas mallados…………………………..….....
102-103
3.2.7.6 Área de protección de los sistemas de potencia …………………
103-104
3.2.7.7 Protección primaria, proteccion de respaldo y protección secundaria de los sistemas de potencia………………………................. 3.2.7.7.1 Protección primaria…………….…………………............
104 105
3.2.7.7.2 Protección de respaldo………………………………........
105
3.2.7.7.3 Protección secundaria………………….……………........
106
Partes de un sistema de protecciones ……………………………..
106
3.2.8
3.2.8.1 Alimentación de los equipos de protección …..…………………
106-107
3.2.8.1.1 Transformador de corriente (tc).…….………….………...
107
3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (tp)…………….…………
107
3.2.8.2 Relés o relevadores……………………………............................
108
3.2.8.2.1 Clasificación de los relevadores……………………….…
108
3.2.8.2.1.1 De acuerdo con su función general: relevadores de protección, relevadores de monitoreo, relevadores auxiliares, relevadores de control o reguladores, relevadores de programación.……………………..…….............................
108-109
3.2.8.2.1.2 De acuerdo a su principio de operación: relés de tracción de armadura, relés de inducción, relés electrónicos, relés numéricos………………………………...………….......
109-110
3.2.8.2.1.3 De acuerdo al tipo de protección: relevadores de sobrecorriente, relevadores de corriente definida, relevadores de tiempo definido o tiempo/corriente definidos, relevadores de tiempo inverso, relevadores de distancia, relevadores diferenciales, relevadores direccional,
relevadores de
potencia inversa, relevadores de bajo voltaje, relevadores de tierra…………………………………………………………... ~ xii ~
110-113
3.2.8.2.1.4 De acuerdo al tiempo de funcionamiento: relé de tiempo temporizado, relé instantáneo…..……………………. 3.2.8.3 Interruptor………………………………..……………………… 3.2.9 Coordinación de protecciones eléctricas………….……………………...
114 114-115 115
3.2.9.1 Fundamentos de coordinación de protecciones…….………….…
116-117
3.2.9.2 Coordinación de protecciones por sobrecorriente……………..…
117
3.2.9.2.1 Coordinación por tiempo……………………….….…….. 3.2.9.2.2 Coordinación por corriente………………………….…....
117-118 118-119
3.2.10 Protecciones de redes de distribución……………………………..….
120-121
3.2.10.1 Fusibles: curva de tiempo mínimo de fusión, curva de tiempo máximo de fusión o de aclaramiento, curva de tiempo total para la extinción del arco, curva tiempo-corriente de corta duración…..…
121-123
3.2.10.1.1 Operación…………………………...….............................
123-124
3.2.10.2 Reconectadores automáticos: secuencia de operación, número total de operaciones o aperturas, tiempo de reconexión, tiempo de reposición, corriente mínima de operación…………….….……….
125-130
3.2.10.2.1 Lugares típicos de instalación de reconectadores……...…
130-131
3.2.10.2.2 Criterios técnicos de aplicación de reconectadores……… 3.2.10.3 Seccionalizadores……………………..…………………………
131-132 132-134
3.2.11
Coordinación de dispositivos de protección en redes de
distribución………………………………………………………………….
134-136
3.2.11.1 Coordinación de fusibles……………….…………...……………
136-144
3.2.11.2 Coordinación interruptor (relevador) – fusible…………………...
144-145
3.2.11.3 Coordinación interruptor reconectador……………...............……
145-147
3.2.11.4 Coordinación reconectador – fusibles……………………………
147-149
3.2.11.5 Coordinación reconectador reconectador………………………...
149-150
3.2.11.6 Coordinación entre reconectador y seccionalizador……...............
150
3.3 Bases legales………………………………………………………………... 3.3.1 Código eléctrico nacional……………………….…………………….... 3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de diseño para líneas de ~ xiii ~
151 151-152
alimentación y redes de distribución, protección del sistema de distribución contra sobrecorrientes…………………………………...
152
3.3.2.1 Protección primaria del sistema de distribución ……………….....
152
3.3.2.1.1 Alimentadores primarios subterráneos…………………...
152
3.3.2.1.1.1 Criterio de ajuste de los relés de protección de los alimentadores primarios subterráneos………………….……..
152-153
3.3.2.1.2 Alimentadores pimarios aéreos………….………………. 3.3.2.1.2.1 Criterios de ajuste de los equipos de protección de
153-154
los alimentadores pimarios aéreos…………………………….
154-155
3.3.2.1.2.2 Coordinación
de
las
protecciones
de
los
alimentadores pimarios aéreos……………………………...… 3.3.2.1.3 Alimentadores primarios mixtos………………….……...
155-157 158
CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO 4.1 Diseño de la Investigación ………………..………………………………….
159-160
4.2 Tipo y Nivel de la Investigación……………………………………..………
160-162
4.3 Técnica de instrumentación y recolección de datos………………………….
162
4.4 Fases de la Investigación ……………………………………………..……… CAPÍTULO V
162-164
ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL 5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita …………..………
165
5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil La Morita…………………………………….…………………….………….
166-167
5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita……...
167-168
5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en Electrical Transient Analyzer Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita.......
167-168
5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software Electrical Transient Analyzer Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita….... 168-169
5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La ~ xiv ~
Morita….…..……….………………………………………..…………
170-171
5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8 kV………………………………………………………………………...
171
5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3 ∅ en la Barra de 13,8 kV..…………….…………………….……..….
172-173
5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1 ∅ en la Barra de 13,8 kV por el Método de la Compontes Simétricas (conexión YN-YN) ………………………………….….
173-177
5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………………….………..….. 5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano
Herramienta Computacional ETAP 6.00 ………………….…………… 5.3.1.1 Diagrama
Unifilar
del
Circuito
177
a través de la
Metropolitano
177
y
Simplificación…………………….……….………….……………….....
178-181
5.3.1.2 Parámetros del circuito Metropolitano ………………………..…...
182-184
5.3.1.3 Resultados obtenidos para la ICC del circuito Metropolitano en Etap 6.00………………………………………………………..….
5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a través de la Herramienta Computacional ETAP 6.00…………………….………...……………..
185-187 188
5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación….......
188-191
5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal……………………….……….
192-194
5.3.2.3 Resultados obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en ETAP 6.00…………………….…………………………………….....…
~ xv ~
195-196
CAPÍTULO VI COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL (PROPUESTA) 6.1 Estado Actual del Sistema y sus Equipos……………………...……………
6.2
197-198
6.1.1 Transformador Móvil…………………………………………...……
198
6.1.2 Interruptor principal (relé).………………………………….……….
198
6.1.3 Carga conectada…………………………………..…...……….…….
199
Propuesta para la coordinación de protecciones de los circuitos
Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la subestación Eléctrica Móvil La Morita……………………………………………………………….……………
199-201
6.3 Criterios a considerar al momento de realizar la coordinación de protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la subestación Eléctrica M óvil La Morita …………..…………..……..………
201-202
6.4 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito Metropolitano de la S/E subestación Eléctrica Móvil La Morita……………
203-206
6.4.1 Ajustes de protección para el relé de interruptor principal …..…….....
206
6.4.2 Ajustes para los fusibles……………………………………...……. 6.4.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA……………..….…
207-208 208
6.4.3.1 Ajustes del tap………………………………………………..….…
208-210
6.4.3.2 Ajustes del dial……………………………………………………...
210-218
6.4.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout…………………………….....
218-223
6.5 Estudio para la coordinación de protecciones del circuito metropolitano perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita……………………… 6.5.1
Coordinación
de
protecciones del
circuito
224-227
Metropolitano
perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita..…………………......
227-235
6.6 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito Guasimal de la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………...............
236-239
6.6.1 Ajustes de las protección para el relé de interruptor principal……..... 6.6.2 Ajustes para los Fusibles………………………………………..….
239 239-241
~ xvi ~
6.6.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA…………………...
241
6.6.3.1 ajustes del tap ………………………………………………………
241-242
6.6.3.2Ajustes del dial………………………………………………………
243-252
6.6.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout ……………………………...
252-257
6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal Perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………..……..
258-260
6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………..…….................................
261-269
CAPÍTULO VII RECOMENDACIONES 7.1 Recomendaciones…………………………………………………………....
270-272
CONCLUSIONES………………………………………………………….........
273-275
FUENTES DE CONSULTA………………………………………………….…
276-278
LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS……………………………...
279-280
ANEXOS……………………………………………………………...................
281-311
~ xvii ~
LISTA DE TABLAS
Pág. Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC.................................................................
13
Tabla 2.2: Actividades propuestas…………………………………………….....
22-26
Tabla 2.3: Actividades realizadas ……………………………………………….
27-34
Tabla 2.4: Aportes del pasante ……………………………………………...........
36-38
Tabla 3.1: Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución primario en Venezuela……………………………………………………….......
49
Tabla 3.2: Valores normalizados por los interruptores…………………… ..……
115
Tabla 3.3 : Capacidad de corriente………………………………………………
124
Tabla 3.4 : Factor K para aplicación de fusib les del lado de la carga……………
156
Tabla 5.1: Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica...
165
Tabla 5.2: Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...
169
Tabla 5.3: Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la Subestación. Resultados obtenidos mediante el empleo del Software PADEE 2012 (Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica)... Tabla 5.4: Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8
170
kV mediante la herramienta computacional ETAP 6.00…………………………
171
Tabla 5.5: Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita……………….
171
Tabla 5.6: Resultados obtenidos para el cálculo de la y la ………………
176
∅
∅
Tabla 5.7: Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los calculados………………………………………………………………………...
177
Tabla 5.8: Parámetros del circuito Metropolitano……………………………….
183-184
Tabla 5.9 Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00 para cada nodo del circuito Metropolitano ……………………………………...
186-187
Tabla 5.10: Parámetros del circuito Guasimal…………………………………...
193-194
Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00
~ xviii ~
para cada nodo del circuito Guasimal……………………....................................
196
Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita………..
198
Tabla 6.2: Características del interrup tor (relé) principal………………………..
198
Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Mo rita……………………..
199
Tabla 6.4: Características de ajustes d el relé principal…………………………..
206
Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán los fusibles para el cir cuito Metropolitano……………………….. Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados para el circuito
207
Metropolitano…………………………………………………….………………
208
Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC………………………………...
210
Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial……………………………...
212
Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el nodo 9 del circuito Metropolitano……………………………………………………………………
212
Tabla 6.10: Configuración para el reconectador según el nodo 12 del circuito Metropolitano………………………………………….…………………………
213
Tabla 6.11. Configuración para el reconectador según el nodo 14 del circuito Metropolitano………………………………………………….…………………
214
Tabla 6.12. Configuración para el reconectador según el nodo 19 del circuito Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.13. Configuración para el reconectador según el nodo 22 del circuito Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.14. Configuración para el reconectador según el nodo 23 del circuito Metropolitano…………………………………………………….………………
215
Tabla 6.15. Configuración para el reconectador según el nodo 27 del circuito Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.16: Configuración para el reconectador según el nodo 28 del circuito Metropolitano……………………………………………………….……………
216
Tabla 6.17: Configuración para el reconectador según el nodo 40 del circuito Metropolitano………………………………………………….………………… Tabla 6.18: Configuración para el reconectador según el nodo 49 del circuito ~ xix ~
216
Metropolitano………………………………………………………….…………
216
Tabla 6.19: Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito Metropolitano…………………………………………………………………….
217
Tabla 6.20: Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito Metropolitano…………………………………………………….………………
217
Tabla 6.21: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano…………………….
217
Tabla 6.22: Características de conductores aéreos………………………………. Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del
219
circuito Metropolitano……………………………………………………………
220
Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador
del circuito
Metropolitano…………………………………………….………………………
225
Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Metropolitano….....................................................................................................
227
Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán los fusibles para el circuito Guasimal ……………………..
240
Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito Guasimal………………………………………………………………………....
241
Tabla 6.28: Configuración para el reconectador según el nodo 58 del circuito Guasimal…………………………………………………………………………
245
Tabla 6.29: Configuración para el reconectador según el nodo 60 del circuito Guasimal…………………………………………………………………….…...
246
Tabla 6.30: Configuración para el reconectador según el nodo 63 del circuito Guasimal……………………………………………………………….………...
246
Tabla 6.31: Configuración para el reconectador según el nodo 65 del circuito Guasimal………………………………………………………………….……...
247
Tabla 6.32: Configuración para el reconectador según el nodo 66 del circuito Guasimal………………………………………………………………….……...
247
Tabla 6.33: Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito Guasimal………………………………………………….……………………...
Tabla 6.34: Configuración para el reconectador según el nodo 74 del circuito ~ xx ~
248
Guasimal…………………………………………………….…………………...
248
Tabla 6.35: Configuración para el reconectador según el nodo 75 del circuito Guasimal……………………………………………………….………………...
249
Tabla 6.36. Configuración para el reconectador según el nodo 77del circuito Guasimal……………………………………………………….………………...
249
Tabla 6.37. Configuración para el reconectador según el nodo 78 del circuito Guasimal………………………………………………………….……………... Tabla 6.38. Configuración para el reconectador según el nodo 79 del circuito
250
Guasimal…………………………………………………….…………………...
250
Tabla 6.39. Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito Guasimal……………………………….…………………………………...……
251
Tabla 6.40. Configuración para el reconectador según el nodo 81 del circuito Guasimal…………………………………………….…………………………...
251
Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano …………………….
252
Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito Guasimal………………………………………………………………...
254
Tabla 6.43: Ciclo de apertura y cierre del reconectador para el circuito Guasimal…………………………………………...………………………….… Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Guasimal ……
~ xxi ~
258 260
LISTA DE FIGURAS
Pág. Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004……..
6
Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda…...
18
Figura 2.2: Organigrama de la División d e Operación y Mantenimiento………..
20
Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia…………………………..
44
Figura 3.2: Sistema de pot encia tipico…………………………………………...
46
Figura 3.3: Estructura fisica de un sistema de d istribución Típico………………
50
Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de distribución……………………………………………….………………………
53
Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de distribución…………………………………………….…………………………
54
Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de distribución…………………………….…………………………………………
55
Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de distribución…………………………………….………………………………… Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados……………………………….
56 68
Figura 3.9: Circuito utilizado por el método de superposición…………………..
71
Figura 3.10 : Circuito utilizado para el cálculo del equivale nte de Thevenin…...
72
Figura 3.11 : Equivalente de Thevenin…………………………………………..
73
Figura 3.12: Sistema trifásico……………………………………………….…..
75
Figura 3.13: Componentes simétricas de un sist ema trifásico desbalanceado…...
76
Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico……………...
79
Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva d e un generador sincrónico………
80
Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico……...
80
Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador sincrónico............................................................................................................... Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico………….
~ xxii ~
81 82
Figura 3.19: Diagramas de secuencia en lí neas de transmisión………………….
82
Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador …
83
Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y………………………………………
84
Figura 3.22: Diagramas de conexión Y N –Y……………………………………..
84
Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆…………………………………..….
85
Figura 3.24: Diagramas d e conexión ∆– ∆………………………………………
85
Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆…………………………………... Figura 3.26: Diagramas de conexión Y N –YN………………………….………...
86 87
Figura 3.27: Diagrama de secuencia p ositiva de una carga……………………...
87
Figura 3.28: Diagramas de conexión Y………………………………………….
88
Figura 3.29: Diagramas de conexión Y N ………………………………………...
88
Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆…………………………………………..
88
Figura 3.31: Sistema Trifásico………………………………………….………..
89
Figura 3.32: Diagramas de secuencia……………………………………………
89
Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1 ∅…………………………..
92
Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia …
95
Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla……………………….
96
Figura 3.36: Sistema Radial……………………………………………………... Figura 3.37: Sistema mallado…………………………………………………….
101 102
Figura 3.38 Áreas de protección…………………………………………………
104
Figura
3.39:
Curvas
asintóticas
aproximadas
de
los
relés
de
sobrecorriente…………………………………………………………………….
111
Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés inversos…………………………………………………………………………
112
Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas………………………………...
118
Figura 3.42:Curvas de fusi bles dediferentes valores de corriente………………………….. 123 Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores……………………………………...
126
Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador……………………… .…..
128
Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador……………………….
129
Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando……...
131
~ xxiii ~
Figura 3.47: Seccionalizador……………………………..………………………
134
Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución……..
135
Figura 3.49: Coordinación reconectador – fusible……………………………….
136
Figura 3.50: Curva de tiempo máximo de opera ción para fusibles tipo K………
138
Figura 3.51: Curva de tiempo Mínimo de fus ión para fusibles tipo T …..………
139
Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI- NEMA……...
140
Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI- NEMA……... Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles………………………
141 141
Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de elemento fusible………………………………………………………………….
142
Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación………
143
Figura 3.57: Coordinación fusible - reconectador……………………………….
145
Figura 3.58: Características del reconectador automático……………………….
146
Figura 3.59: Coordinación de relé- reconectador………………………………...
147
Figura 3.60: Característica t-I
de disparo instantáneo diferido de
reconectador………………………………………………………………….......
148
Figura 3.61: Coordinación reconectador-fusible………………………………...
149
Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominales……... Figura 3.63: Esquema típico de proteccio nes de un alimentador aéreo………….
150 154
Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctri ca Móvil La Morita……..
167
Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...
168
Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil la Morita con el estudio de flujo de carga………………………
169
Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la ……………...
172
∅
Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…………………………………………………………………………
174
Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero de la Subestación Eléctrica... Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
174
~ xxiv ~
aplicando el método de las compomentes simétricas…………………………….
175
Figura 5.8: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..
179
Figura 5.9: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..
181
Figura 5.10: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87……………………………………………………….. Figura 5.11: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología
189
CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..
191
Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita………………………
197
Figura 6.2: Coordinación de protecciones……………………………………….
202
Figura 6.3: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………….…….
204
Figura 6.4: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..
205
Figura 6.5: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..
237
Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..
238
~ xxv ~
LISTA DE GR FICAS
Pág. Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)………………………………
221
Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)…………………………….. Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
222
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 9 y 12 del circuito Metropolitano………………………………………………………..………..….....
229
Gráfica 6.4: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 14 y 19 del circuito Metropolitano………………….................................................................................
230
Gráfica 6.5: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 22 y 23 del circuito Metropolitano………………….................................................................................
231
Gráfica 6.6: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 27 y 28 del circuito Metropolitano……………………………………………………………….............
232
Gráfica 6.7: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 40 y 49 del circuito Metropolitano………………….................................................................................
233
Gráfica 6.8: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 71 y 80 del circuito Metropolitano……………………………………………………………….............
234
Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (fase).………………………………...
255
Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)…………….…………………. Gráfica 6.11: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente ~ xxvi ~
256
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el1 nodo 58 y 60 del circuito Guasimal……………………………………………………………………
262
Gráfica 6.12: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 63 y 65 del circuito Guasimal………………………….…………………………………………………
263
Gráfica 6.13: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 66 y 71 del circuito Guasimal…………………………………………………….………………………
264
Gráfica 6.14: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 74 y 75 del circuito Guasimal………………………………………………………….…………………
265
Gráfica 6.15: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 77 y 78 del circuito Guasimal…………………………………………………………………….………
266
Gráfica 6.16: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 79 y 80 del circuito Guasimal………………………………………………………………………….…
267
Gráfica 6.17: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 81 del circuito Guasimal……………………………………………………………………………
~ xxvii ~
268
INTRODUCCIÓN
La Coordinación de Protecciones Eléctricas es un campo de la Ingeniería, necesaria y muy importante, ya que permite resguardar los equipos, las máquinas eléctricas y demás componentes del sistema eléctrico. También aseguran un periodo de vida útil a los equipos y la confiabilidad en la fuente de suministro. La función principal de los equipos de protecciones eléctricas es la detección de las condiciones indeseables y a la vez interrumpir el circuito eléctrico tan rápido como sea posible, en caso de que la corriente alcanzara un valor indeseable. Las condiciones de operación irregulares en un sistema de distribución se deben principalmente a los cortocircuitos, siendo éste un fenómeno transitorio que tiene lugar cuando elementos de un sistema de potencia que poseen una diferencia de potencial entran en contactos, y provocan una circulación de corriente varias veces mayor a la corriente nominal.
Uno de los equipos que se emplean para la correcta coordinación eléctrica, es el relevador de sobrecorriente, el cual es un elemento de vigilancia que recibe una o varias señales del sistema de potencia y que actúa según la información recibida, dando generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores. También, se encuentran los fusibles, los cuales sirven como el mecanismo más sencillo de interrupción automática de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Estos dispositivos son básicamente los que se van a utilizar para lograr el objetivo general y los objetivos específicos de este proyecto. Los dispositivos de protecciones eléctricas que se emplearan para proteger los circuitos Metropolitano y Guasimal, son el relevador de sobrecorriente y el fusible. Ubicados a la salida de la subestación eléctrica móvil la Morita, y en algunas derivaciones seleccionadas de acuerdo a la capacidad de carga. Es importante
1
destacar que los diagramas unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal que se utilizarán para la coordinación de protecciones, están actualizados según la fecha 12 de octubre del año 2012. Para el desarrollo del proyecto se tiene como objetivo general, la Coordinación de Protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona Aragua. Ésta se logrará en base al estudio de los niveles de cortocircuito que se obtendrán al emplear la herramienta computacional ETAP 6.0 ( Electrical Transient Analyzer Program ),
el cual permite simular las fallas en cada barra de los circuitos
Metropolitano y Guasimal. Los objetivos específicos del proyecto son: describir el sistema eléctrico de la Subestación Móvil la Morita, realizar el estudio de flujo de carga y cortocircuito en la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones de los reconectadores marca NOJA en los circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita. Tales objetivos se alcanzará al aplicar los criterios de cálculo de la unidad instantánea (50) y temporizada (51) por fase y por tierra respectivamente de los reconectadores, en donde se necesitan conocer los niveles de cortocircuito de la barra 13,8 kV de la subestación. El último objetivo específico, es programar las curvas de protecciones eléctricas de los circuitos Metropolitano y Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA. Este se conseguirá luego de haber conocido el ajuste de la unidad instantánea (50) y temporizada (51).
2
El proyecto de pasantías industrial largas de Ingeniería eléctrica, se encuentra estructurado en siete capítulos, de la siguiente forma: El capítulo I: constituido por el planteamiento del problema, el objetivo general y los objetivos específicos, también la justificación, su alcance y las limitaciones del proyecto. El capítulo II: está compuesto por la descripción de la empresa, la reseña histórica, su estructura organizativa, la descripción de la división donde se realizaron las pasantías, el plan de actividades propuestas por el tutor industrial, el plan de actividades realizadas, y comparación entre plan propuesto y plan realizado, y los aportes del pasante. El Capítulo III: aquí se describen las fases teóricas que sustentan el proyecto, también incluye todo la información que se relaciona en un sistema eléctrico, definición de un sistema de potencia, definición de las fallas, como se calculan las fallas, definición de los sistema de protección, la coordinación de protección y finalmente como se coordinan los sistemas de protecciones de distribución. Capítulo IV: se basa en la metodología empleada en esta investigación, donde se describen puntos importantes como lo son el tipo de investigación, el nivel de investigación y las etapas de desarrollo. Capítulo V: aquí se encuentra la descripción y evaluación de cortocircuito, el estudio de flujo de carga en la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, también incluye la evaluación de fallas para los circuitos Metropolitano y Guasimal. Capítulo VI: Corresponde a la coordinación de protecciones de los reconectadores a la salida de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, y la coordinación de protecciones de sus circuitos Metropolitano y Guasimal.
3
Capítulo VII: este es el último punto a tocar, en donde se expone las conclusiones y las recomendaciones adecuadas.
4
CAPÍTULO I EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema El servicio de la electricidad es fundamental para la población Venezolana, hasta el punto que se ha hecho imposible trabajar y llevar una vida cotidiana sin ella. La electricidad contribuye al desarrollo de diversas actividades de una nación, un ejemplo de ello serían las grandes empresas o fábricas que trabajan con maquinarias que necesitan de la energía eléctrica para efectuar sus procesos, asimismo los hospitales y el sector educativo requieren constantemente de un servicio eléctrico ininterrumpido, ciertos medios de transporte como el tren es otro elemento que demanda un suministro eléctrico constante, y así cualquier cantidad de actividades que se realicen a diario por los habitantes de cualquier población. En consecuencia, es lógico pensar que se requiere el suministro de un servicio eléctrico constante e ininterrumpido, que pueda garantizar a los usuarios y suscriptores la continuidad de sus tareas diarias sea cual fuera, económicas, salud, confort, entretenimiento, trabajo, transporte, etc. En Venezuela, se ha hecho necesaria la implementación de planes, estrategias y acciones, que brinden un servicio eléctrico eficiente, constante e ininterrumpido a los distintos usuarios suscritos al sistema eléctrico nacional. La Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) es la entidad del Estado Venezolano responsable de brindar y proveer de energía eléctrica a la mayoría de los venezolanos.
5
A pesar del avance en el país en materia eléctrica, entre los años1989 y 1999 fueron instalados en el país 2.945 MW, mientras que en la década de 1999 a 2009 ha sido necesario incorporar al sistema eléctrico nacional 7.580 MW, lo cual revela un incremento considerable de la demanda de electricidad en el país, y esto a su vez ocasiona al sistema eléctrico la necesidad de ampliación desde el punto de vista de la generación, transmisión, subtransmisión y distribución. El sector eléctrico venezolano desde el año 2007 ha modificado su estructura al ser estatizadas las empresas privadas y haber creado la Corporación Eléctrica Nacional (CEN). [1]
Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004 Fuente: Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica La proyección de la demanda eléctrica mostrada en la gráfica fue realizada por la Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica CAVEINEL, en el año 2004. Hace énfasis en que la demanda estimada para el año 2012 era de 140.279 GWh requiriéndose de la instalación de 10.800 MW (incluye el 30 % de holgura) adicionales a la capacidad instalada del año 2004. [1]
6
Ante la necesidad de ampliación, tanto de la generación, transmisión, subtransmisión y distribución, se estableció nuevos requerimientos, referente a la coordinación de protecciones eléctricas. En tal sentido, la coordinación de protecciones se aplica en todos los niveles del sistema de potencia como lo son generación, transmisión y distribución, para que la energía se desplace hasta la carga sin ningún inconveniente, con la finalidad de evitar que al momento de ocurrir cualquier tipo de falla en el sistema, ésta sea solventada de ser posible y no se interrumpa la continuidad en el suministro eléctrico, ni tampoco ocurran daños o pérdidas en los equipos instalados a lo largo del sistema, e incluso protegen la integridad física de las personas (trabajadores, vecinos, usuarios, etc.). Al transcurrir el tiempo y de acuerdo al aumento de la demanda y el incremento de los usuarios conectados al sistema eléctrico nacional,
la empresa venezolana
encargada de transmitir y distribuir la energía eléctrica en la nación, CORPOELEC, se ha visto en la necesidad de realizar proyectos que permitan satisfacer la carga conectada al sistema, y a su vez mantener el suministro y la continuidad de energía eléctrica a los usuarios. Un motivo por lo que el suministro de la energía eléctrica se pudiese interrumpir, seria por las ocurrencias de fallas en el sistema, la cual ocasiona la interferencia del servicio eléctrico, es por ello que surge la necesidad de minimizarlas, esto se podría lograr al diseñar y construir un sistema confiable que cumpla con las exigencias de la carga conectada, en donde se corrija las condiciones de fallas de una manera efectiva. Es consecuencia, lo que se busca con el diseño de las protecciones es adecuar al sistema en estudio ante cualquier falla, y así minimizar al máximo la ocurrencia de anormalidades que interrumpan la continuidad en el servicio eléctrico. Es por ello que para cumplir con esta misión surge la idea de la instalación de dispositivos capaces
7
de actuar ante estas condiciones, los cuales permiten detectar las fallas e iniciar las acciones correctivas. Todo lo anterior hace evidente la importancia de las protecciones eléctricas en los diferentes circuitos, ya que al faltar las protecciones cualquier falla inesperada pudiera interrumpir e incluso acabar con el esfuerzo y trabajo de muchos profesionales. Si la falla no pudiera despejarse del área específica, como ya se mencionó anteriormente esto traerá consecuencias como por ejemplo el daño de equipos, pérdidas a las industrias, interrupción del servicio eléctrico, entre otros efectos. En la empresa CORPOELEC perteneciente a la zona Aragua, se presenta una problemática con el circuito Guasimal perteneciente a la Subestación Eléctrica móvil la Morita, la cual consiste en que en dicho circuito ocurren fallas constantemente. Estas fallas alteran la operatividad del circuito y de igual forma afectan el suministro de energía que se le proporciona a los habitantes que viven en esa zona. Este circuito se divide en dos ramales, llamados Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista. Según los registros de selectividad y los reportes de falla en del antiguo Guasimal (ver Anexo 1), cada vez que ocurre una falla en cualquier punto del circuito Guasimal, se ven afectados todos los usuarios, tanto los de Sorocaima como Metropolitano y Sur autopista, he aquí el problema en donde se carece de una coordinación de protecciones a lo largo del sistema eléctrico Guasimal. Ante esta situación surge la necesidad de independizar a los circuitos en el ámbito de las protecciones, y realizar la correcta coordinación de protecciones aguas abajo de la subestación, que desempeñe la función de proporcionar y garantizar la calidad del suministro eléctrico, con niveles de confiabilidad
óptimos para el sistema
(criterios de fiabilidad y seguridad), que permiten conservar las características de selectividad y velocidad de respuesta.
8
Por lo anteriormente expuesto, se realizará la coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica móvil la Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona Aragua.
1.2 Objetivos del Informe A continuación se describe el objetivo general del proyecto, y los objetivos específicos, los cuales se plantean para su buen desarrollo, durante las pasantías industriales.
1.2.1 Objetivo General Coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona Aragua.
1.2.2 Objetivos Específicos o
Describir el sistema eléctrico de la Subestación Móvil la Morita.
o
Realizar el estudio de flujo de carga y el análisis de cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
o
Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
9
o
Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
o
Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.
o
Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA.
1.3 Justificación del Informe Una de las misiones de CORPOELEC es proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente y confiable a sus usuarios. Con la correcta realización de la coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, daría un mejor cumplimiento de la misión y visión de la empresa.
La coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, surge con la necesidad de garantizar la continuidad del servicio, ya que sin la conexión al sistema de los reconectadores marca NOJA, al ocurrir por ejemplo una falla temporal en uno de los circuitos ramales (Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista), se desconectan todos los circuitos y sus usuarios, es decir no hay selectividad cuando se va a interrumpir el servicio eléctrico. Por lo tanto, esta situación genera la necesidad en la empresa, de tomar las medidas pertinentes para lograr una correcta coordinación de protecciones, para independizar los circuitos Metropolitano y Guasimal, y a su vez obtener la adecuada coordinación de protecciones, con el propósito de brindar un servicio de calidad, y que cuando exista falla en el sistema de distribución , se vea afectada la menor
10
cantidad posible de usuario, en el menor tiempo posible con una mayor protección a los equipos instalados en la subestación. El minimizar el daño de un equipo eléctrico, es otro punto muy importante. En este caso el objetivo es proteger el transformador que se encuentra instalado en la Subestación Eléctrica la Morita. Estos equipos poseen una vida útil que se puede alargar cuando se decide realizar un trabajo acorde a los requerimientos tanto de la carga como la alimentación.
1.4 Alcance Desde el 17 de septiembre del 2012 hasta el 4 de enero del 2013, transcurre 16 semanas de pasantías, con esta pasantías se pretende obtener el ajuste de los reconectadores marca NOJA, los cuales se requieren conectar a la salida de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita y obtener la adecuada coordinación de protección de los circuitos Metropolitano y Guasimal. Igualmente se busca participar y aprender acerca del mantenimiento y la instalación de los equipos de distribución que allí se recuperan, la Gerencia de todas las actividades adicionales que se desarrollan en el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC. Para el logro de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, se exige desarrollar unas series de actividades. La primera parte contempla la recolección de datos, como el plano unifilar de los circuitos Metropolitano y Guasimal (última actualización del día 12 de octubre del año 2012), el plano unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, la data de interrupciones del circuito Guasimal periodo (2011 al 2012), demanda y carga máxima del circuito Guasimal.
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En la segunda parte, se realizarán el unifilar de los circuitos Metropolitano y Guasimal según la simbología y nomenclatura de la NORMA CADAFE 60 – 87, con la ayuda del software llamado VISIO. Posteriormente se dibujará las simplificaciones de los circuitos, en donde se suman las cargas conectadas según las derivaciones y se enumeran los nodos.
La tercera parte pertenece al estudio de cortocircuito, empleando el software ETAP 6.0, el cual está diseñado para calcular de manera computarizada el flujo de carga, y los niveles de cortocircuitos que se pueden generar en el sistema a través del análisis de su diagrama unifilar. En consecuencia, una vez obtenidos los valores de corriente antes mencionados se puede diseñar y programar el ajuste de los dispositivos de protección (fusibles y reconectadores) para los equipos a lo largo de los circuitos Metropolitano y Guasimal. Así pues se permitirá que se cumpla con la función de despejar las fallas por sobrecarga y sobrecorriente. Finalmente, lo que se persigue es diseñar la correcta coordinación de protecciones para los reconectadores marca NOJA, utilizando la herramienta del software de protecciones TELUS, en el cual se especifica el ajuste, los cuales serán instalados en los circuitos Metropolitano y Guasimal con su respectiva ubicación (línea de la Subestación), y así independizar las cargas de los circuitos Metropolitano y Guasimal.
1.5 Limitaciones Durante el desarrollo del proyecto no se presentaron prácticamente obstáculos, e impedimentos que intervinieran en el buen desarrollo de los objetivos planteados durante las pasantías industriales, sin embargo no se contó con la información específica que respaldara la ubicación geográfica especifica de los circuitos Metropolitano y Guasimal.
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CAPÍTULO II MARCO EMPRESARIAL
2.1 Descripción de la Empresa
2.1.1 Nombre CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una sociedad anónima gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de Venezuela.
2.1.2 Ubicación Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC Venezuela. País Aragua. Estado Maracay Ciudad Calle Mariño, sur Nº 45-A casco Dirección central, frente a antiguo Telares Maracay (0243) 2311336 Teléfono
2.2 Reseña Histórica En octubre del año 1.958 se formó la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde
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1.959 entró a servir a más del noventa por ciento del territorio nacional. CADAFE, es la empresa eléctrica del Estado Venezolano, que ha servido durante 43 años a ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega". Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el año 1.980 y siendo en 1.990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo. A mediados de 1.991, CADAFE ya había descentralizado sus Actividades de distribución y comercialización en cuatro empresas regionales tales como: CADELA, ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE, ELECENTRO y DESURCA. El 22 de Febrero de 1.991 se creó la Electricidad del Centro (ELECENTRO); estableciéndose como objetivo la distribución y comercialización de la energía eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo eléctrico. Es una empresa de servicios que se dedica a distribuir, generar y comercializar energía eléctrica a las regiones que comprenden su radio de influencia: Aragua, Miranda, Guárico, Apure y Amazonas. ELECENTRO Se destaca hoy por hoy, como un gran potencial en distribución y comercialización, ya que cuenta con todas las características necesarias para ese sitial, y que hacen posible el crecimiento de la empresa. Luego de la fusión (según gaceta oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2.001) de CADAFE con su filial paso a llamarse CADAFE REGION 4, solo se encarga de los Estados Aragua y Miranda. En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la finalidad de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y redistribuir las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo Nacional, a través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2.007, publicada en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de julio de
14
2.007, ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional S.A. La Corporación Eléctrica Nacional es una empresa operadora estatal encargada de la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Según este decreto, CORPOELEC se encuentra conformada por las siguientes empresas de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica:
o
Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA).
o
Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN).
o
Empresa Nacional de Generación C.A.: (ENAGER).
o
Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE).
o
Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A.: (ENELCO).
o
Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR).
o
Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA).
Estas empresas deberán en los próximos tres años a partir de la entrada en vigencia del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las mismas deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la Corporación. La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:
o
Región Nor – Oeste: Estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.
o
Región Nor – Central: Estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito Capital.
o
Región Oriental: Estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta Amacuro.
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o
Región Central: Estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.
o
Región Andina: Estados Mérida, Trujillo y Táchira.
o
Región Sur: Estados Bolívar y Amazonas.
2.2.1 Misión Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente, confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir con el desarrollo político, social y económico del país.
2.2.2 Visión Ser una corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia, confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo venezolano.
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2.3 Estructura Organizativa: A continuación se presenta el modelo organizacional de la empresa CORPOELEC.
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Modelo Organizacional Aprobado Comercialización y Distribución Región 4 (Aragua/ Miranda) Dirección General Región Sede Aragua Gerencia de Grandes Usuarios y Sector Público
División de Control de Gestión
Comercialización Regional
Distribución General
Dirección Operativa de Sub Transmisión y Distribución
RJD 2006-11-24 DEL 16-11-2006 RJD 2007-07-07 DEL 13-03-2007
Dirección Operativa Comercialización y Distribución Aragua
Dirección Operativa de Desarrollo
Gerencia De Distribución Metropolitana (Maracay)
Gerencia de Comercialización Y Distribución foráneos
Dirección Ejecutiva de Servicios Compartidos
Gerencia de Distribución Metropolitana (Maracay)
Gerencia de Comunicación y Relaciones Institucionales
Gerencia de Planificación de sub Transmisión y Distribución
Gerencia de Proyectos
Gerencia de Despacho De Distribución
Gerencia de Desarrollo de Líneas
División de Estudios
Gerencia de Operación y Mantenimiento
Gerencia de Desarrollo de Subestaciones
División de Desarrollo
Departamento de Operación y Mantenimiento Foráneo
División de Medición
Gerencia de ATIT
División de Operación y Mantenimiento
Departamento de Oficina Comercial Foránea
División de Cobranza
Gerencia de Finanzas
División de Área Foránea
División de Lectura y Facturación
Gerencia de Seguridad y Prevención
Gerencia de Gestión Social
Gerencia de Logística
Gerencia de Gestión Humana
División de Incremento en Venta
División de Gestión Oficinas Comerciales
Departamento de Oficina Comercial Urbana
Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda Fuente: CORPOELEC
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Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y Distribución: Garantizar la ejecución de las actividades inherentes a la comercialización y distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta el nivel de tensión de 115 kV inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el abasteciendo de la demanda con la calidad del servicio establecida, la óptima atención integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.
2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17.441-3.000 correspondiente a la Gerencia de Distribución.(ver figura 2.2) la cual se dedica a programar las secciones de mantenimiento de las áreas de alumbrado público, líneas energizadas y termovisión de la zona, así como un mantenimiento preventivo y correctivo en las subestaciones de distribución y los estudios sobre esquemas de los equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las subestaciones en la empresa CADAFE.
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DIVISIÓN DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Sección de Líneas Energizadas
Sección de Subterráneos y S/E
Sección de Termovisión
Sección de Laboratorio de Prueba
Figura 2.2: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento Fuente: CORPOELEC
Supervisor de Líneas Energizadas: es el encargado de programar, coordinar y controlar las operaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo de las redes de distribución en sistemas energizados, ejecutados por las cuadrillas de Líneas Energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades de mantenimiento programadas en el sistema, de acuerdo a lo establecido en el manual de líneas energizadas.
Supervisor de Subterráneos y Subestaciones: es el encargado de dirigir, coordinar, controlar, supervisar y ejecutar la elaboración de pruebas, mediciones y programas de mantenimiento preventivo y correctivo (periódico o eventual) en los equipos de las subestaciones y redes subterráneas de la zona, a fin de corregir las fallas que se determinen durante su inspección y asegurar la continuidad en el suministro de energía, garantizando adecuadas condiciones de funcionamiento de las subestaciones, de acuerdo a las metas propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua.
Supervisor de Termovisión: realizar diagnósticos termográfico a las subestaciones atendidas y no atendidas de distribución del Estado Aragua y en
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ocasiones a otras zonas que necesitan de los mismos, como también a los diferentes circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las interrupciones y garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas y objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
Supervisor de Laboratorio de Pruebas: realizar diagnóstico del funcionamiento de los equipos de protección suplementaria y materiales, supervisar el proceso de intervención de redes de distribución eléctrica con la finalidad de determinar el tipo de mantenimiento a ejecutarse por cada sector asignado, a fin de garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas propuestas por la Coordinación de Distribución Aragua. Además se encarga de la recuperación de transformadores convencionales desde 5 kVA hasta 167,5 kVA.
2.5 Plan de Actividades Propuestas En la tabla
2.1 que se muestra a continuación, se definen las actividades
propuestas por el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC zona Aragua, las cuales harán los pasantes durante el periodo de pasantías largas. Es importante acotar que es este plan de actividades se acordó con la universidad para su posible desarrollo.
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Tabla 2.2: Actividades propuestas
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Reconocimiento del área de trabajo. ii. Asistencia al curso de las cinco reglas de oro. iii. Revisión, mantenimiento y pruebas de rompe carga. iv. Visita a la subestación la Morita.
1
v. Visita a las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y la Independencia). vi. Familiarización con los equipos y dispositivos de trabajo, como: TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco de prueba de transformadores. i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén Hernández acerca del conocimiento general de las actividades inherentes a la sección de laboratorio de prueba (LAPRE, grupo técnico de reconectadores, sección de Termografía). ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.
2
iii. Interacción con el personal de planificación, con el personal del centro de operaciones, y con el personal de protecciones eléctricas. iv. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución. v. Manejo de los equipos de pruebas
HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro. vi. Manejo del chipometro (prueba de rigidez dieléctrica). i.
Revisión,
mantenimiento
y
realización
de
prueba
de
seccionalizadores. ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores 3
de distribución. iii. Manejo de los equipos de pruebas
HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro. iv. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia de Recursos Humanos.
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Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación Móvil la Morita. ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes en los circuitos Metropolitano y Guasimal. iii. Evaluación y estudio de carga de los circuitos Metropolitano y
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Guasimal. iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores de distribución y seccionalizadores. v. Revisión y mantenimiento de reconectadores. vi. Reestructuración de los indicadores de gestión de la sección de LAPRE. i. Actualización de planos de los circuitos Metropolitano y Guasimal existentes.
5
ii. Prueba de resistencia a tierra. iii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a reconectador. iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores de distribución y seccionalizadores i. Ensayo de los reconectadores marca PANACEA, POLAR.
6
ii. Inventario de equipo y herramientas. iii. Ensayo de los reconectadores marca NOJA Y COOPER. iv. Tareas administrativas (inventarios de herramientas).
23
Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca PANACEA y POLAR. ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.
7
iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución. iv. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR, kiloamperimetro, kilovoltimetro. v. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los indicadores de gestión de la sección de LAPRE. i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca NOJA Y COOPER.
8
ii. Revisión y mantenimiento de rompe carga. iii. Prueba a un TP (transformador de potencia). iv. Manejo de los equipos de pruebas
HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro. i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal
9
(pruebas a los transformadores). ii. Recolección de los datos de demanda y carga máxima de los circuitos Metropolitano y Guasimal iii. Prueba a un TP (transformador de potencia). iv. Prueba de resistencia a tierra. i. Programación del reconectador marca PANACEA. ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca PANACEA 115
10
kV y 13,8 kV. iii. Estudio de la coordinación de protección a utilizar en los relés de la Subestación Móvil la Morita, circuitos Metropolitano y Guasimal.
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Tabla 2.2: actividades propuestas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Programación del reconectador marca POLAR. ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca POLAR de 115
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kV y 13,8 kV. iii. Diseño de las curvas de protección necesarias para la operación de los relés de la Subestación Móvil la
Morita,
en circuitos
Metropolitano y Guasimal. i. Programación del reconectador marca NOJA. ii. Recorrido y evaluación del tramo de media tensión de los circuitos 12
Metropolitano y Guasimal, evaluando las protecciones existentes a lo largo de dicho tramo. iii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca NOJA de 115 y 13,8 kV. i. Programación del reconectador marca COOPER. ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca COOPER de 115 kV y 13,8 kV.
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iii. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la Morita. iv. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos Metropolitano
y
Guasimal
(disyuntor,
reconectadores,
seccionadores, seccionalizadores y fusibles). i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores. 14
ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de prueba de los transformadores de distribución. iii. Participación en el montaje e instalación de los reconectadores.
25
Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores. ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.
15
iii. Realización de trabajo en el área de termografía. iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la operación
y
funcionamiento
de
los
reconectadores
y
seccionalizadores. i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores. 16
ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE. iii. Rediseño de los manuales de LAPRE.
2.6 Plan de Actividades Realizadas En la tabla 2.3 se muestran las actividades que fueron realizadas por los pasantes durante el periodo de pasantías largas, a fin de cumplir con las tareas propuestas por el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC. Dichas tareas se rigieron por las normas de seguridad de la empresa, a fin de evitar daños al personal, y avería de los equipos que ayudaban a desarrollar las tareas de los pasantes. Es importante indicar que dichas actividades no siempre se pueden ejecutar bajo el mismo orden en el cual se planifican.
26
Tabla 2.3 Actividades realizadas
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Reconocimiento del área de trabajo: se conoció las instalaciones del taller de mantenimiento y las normas de seguridad que se deben regirse por todos los trabajadores para preservar la vida humana, y la vida útil de los equipos ii. Asistencia
al curso de las cinco reglas de oro: impartido por el
ingeniero Castellano, trabajador de la empresa. se aprendió acerca de las normas y procedimientos que se deben de seguir para la maniobra de los equipos instalados en la red de distribución, asociadas a la seguridad laboral. Se realizó una práctica de las cinco reglas de oro en la subestación Las Delicias. (Ver anexo 18) iii. Revisión y mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el equipo rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman 1
tales como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros. iv. Visita a la Subestación Móvil la Morita: esta visita se realizó a fin de conocer los equipos instalados en la subestación, ya que para el desarrollo del proyecto se debían conocer su ubicación, y el esquema de protección del interruptor de potencia. (Ver anexo 4) v. Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y la Independencia): esta actividad se desarrolló durante el periodo previo a las votaciones presidenciales 2012, a fin de evitar cualquier salida de los circuitos, aquí se tomaron las lecturas de las cargas que tenían cada reconectador, y los valores de los niveles de tensión de las baterías de dichos reconectadores. (Anexo 19) vi. Reconocimiento e interacción con los equipos y dispositivos de trabajo, como: TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco de prueba de transformadores. (Anexo 2)
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén Hernández acerca del conocimiento general de las diversas actividades inherentes a la sección de laboratorio de prueba (LAPRE), grupo técnico de reconectadores y sección de termografía. ii. Revisión, mantenimiento y prueba de seccionalizadores: en la parte de mantenimiento se le quitaron los bushing para limpiarlos y sustituir las gomas, y también se le cambio el fusible. luego al equipo se le cambio la pintura. Y en la parte de la prueba de funcionamiento, se utilizó el inyector de corriente para simular el reenganche (Anexo 20). iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución: en esta parte se realizó la prueba con el TILL II (medidor de
2
impedancia), para verificar que los bushing de alta tensión y baja tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de mantenimiento se les cambio el aceite y el cambiador de Tap. (Anexo 2). iv. Se interactuó con el personal de planificación, con el personal del centro de operaciones, y con el personal de protecciones: en esta actividad se obtuvieron los planos unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal, el plano de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita. v. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT y kiloamperìmetro: el equipo HIPOT se utilizó para hacerle pruebas de aislamiento a un camión. (Ver anexo 2).
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Revisión, mantenimiento y evaluación de prueba a seccionalizadores: en la parte de mantenimiento se le quitaron
los bushing para
limpiarlos y sustituir las gomas, también se le cambiaron los fusibles. luego el equipo se le cambio la pintura. Además en la parte de la prueba de funcionamiento, se utilizó el inyector de corriente. (Ver anexo 2) ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores de distribución: en esta parte se realizó la prueba con el till II (medidor de impedancia), para verificar que los bushing de alta y baja tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de 3
mantenimiento se le cambio
el aceite y el cambiador de Tap.
También se le realizó la prueba de tensión aplicada para verificar los niveles de tensión de dicho transformador. (Ver anexo 2) iii. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia de Recursos Humanos, el cual tuvo una duración de 3 horas y fue dictada por el ingeniero Wilmer Pirela. iv. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF: este es uno de los primero reconectadores instalados a la red de distribución, y equipo al que se le limpiaron los bushing, las gomas y se le hicieron las pruebas de funcionamiento con el equipo inyector de corriente. (Ver anexo 2)
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores de distribución y seccionalizadores. (Ver anexo 23). ii. Revisión y mantenimiento de reconectadores. iii. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF. (Ver anexo 2) iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el megger: esta prueba de aislamiento se le aplico al reconectador KF. (Ver anexo 2)
4
v. Cálculo del índice de polarización: este es un cálculo de relación, para predecir el comportamiento del aislamiento del reconectador KF, este índice de polarización resultó mayor a uno, ello significó que el aislamiento estaba en buen estado. vi. Prueba de rigidez dieléctrica con el chipometro: se tomó una muestra de aceite de un transformador de distribución, y del reconectador KF respectivamente para verificar la rigidez dieléctrica de cada aceite. (Ver anexo 19). i. Actualización de los planos de los circuitos Metropolitano y Guasimal existentes. ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de funcionamiento con el inyector de corriente a un reconectador marca COOPER código S280-70-4S (Ver anexo 2).
5
iii. Revisión,
mantenimiento
y
realización
de
prueba
de
a
transformadores de distribución: las pruebas es realizaron con el equipo Till II (medidor de resistencia) (Ver anexo 2). iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el Doble. v. Prueba de funcionamiento al relé panacea plus: el equipo que se utilizó para la prueba fue el inyector de corriente, que simulaba los niveles de cortocircuito.
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación Móvil la Morita. ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes de los circuitos Metropolitano y Guasimal. iii. Inspección y termografía en los circuitos de Turmero, Estado Aragua. (Ver anexo 2). iv. Inducción recibida acerca del reconectador marca COOPER.
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v. Manejo de los equipos de pruebas hipot: aquí se empleó este equipo para realizarles prueba de aislamiento a unos seccionalizadores (Ver anexo 19). vi. Chequeo del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21). vii. Prueba con el TTR (relación de transformación): después de que algunos técnicos le realizaran mantenimiento a un transformador de distribución, se procedió a medir la relación de transformación, con el equipo TTR según la conexión y la tensión aplicada. (Ver anexo 2) i. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los indicadores de gestión de la sección de LAPRE. (Ver anexo de 13 a 16).
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ii. Cálculo de valores de instantáneos y temporizadores: luego de haber recibido la inducción del manejo del reconectador marca Cooper, se procedió a calcular los valores de instantáneos y temporizadores, según los niveles de cortocircuito del circuito Caprotana. iii. Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21)
31
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA
DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Ajuste del reconectador marca COOPER. ii. Prueba de funcionamiento del relé COOPER con el inyector de corriente. (Ver anexo 21) iii. Prueba de funcionamiento a seccionalizadores: se utilizó el equipo de inyector de corriente. (Ver anexo 20) iv. Prueba de resistencia a tierra: lo que se buscó al realizar la prueba de resistencia del aislamiento es medir la resistencia que presentaba el terreno con respecto al flujo de corriente que se generaba en el área
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aplicando un voltaje DC, esta prueba es una prueba cualitativa, que indica la calidad relativa del terreno para conducir o drenar corrientes de falla o fuga. Para su realización se entierra unos electrodos, y conectarlos a unos cables que a su vez se llegan del poste o tablero. posteriormente se inyecta un voltaje DC, luego se indican valores aproximados de corriente. v. Prueba con el ttr (relación de transformación): esto para verificar el buen funcionamiento de un transformador de distribución. (Ver anexo 2) i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal (pruebas a los transformadores).
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ii. Mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el equipo rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman tales como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros i. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA. (Ver anexo
10
22). ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el reconectador marca PANACEA.
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA. (Ver anexo 23) 11
ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el reconectador marca NOJA. (Ver anexo 1 del cd) i. Ajuste de curvas del reconectador marca SCHNEIDER.
12
ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el reconectador marca SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd) i. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la
13
Morita. (Ver capítulo 6) ii. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos Metropolitano
y
Guasimal
(disyuntor,
reconectadores,
seccionadores, seccionalizadores y fusibles). (Ver anexo 19) i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar 14
las curvas de los reconectadores NOJA y PANACEA. (Ver anexo 3 del cd) ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de prueba de los transformadores de distribución. i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores. ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.
15
iii. Realización de trabajo en el área de termografía. (Ver Anexo 2). iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la operación y funcionamiento de los reconectadores y seccionalizadores.
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Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar las curvas de los reconectadores COOPER 16
ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE. (Ver anexo 11 a 16) iii. Rediseño de los manuales de LAPRE: manuales de los procedimientos a seguir de cada equipo a utilizar en el laboratorio de prueba de CORPOELEC.
2. 7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado Entre el plan de actividades propuestas según la tabla 2.2 y el plan de actividades realizadas según la tabla 2.3, existen varias diferencias entre las
actividades
expuestas en cada una de ellas respectivamente. Estas discrepancias no alteran de ninguna manera el desarrollo de las pasantías de acuerdo a las tareas específicas, ni el desarrollo del proyecto asignado. No obstante, es inevitable que existan leves variaciones en las actividades programadas, y esto se debe a la dinámica de la empresa, al factor prioridad y también a la carencia de algunos equipos y materiales. El factor prioridad influye en algunas actividades que se realizan debido a la programación de eventos no esperados como por ejemplo, lo sucedido en las actividades de la semana cinco, en donde se programó el realizar la prueba de resistencia a tierra, y en vez de eso se le aplicó la prueba de resistencia de aislamiento a un seccionalizador que requería ser conectado en un punto específico del sistema eléctrico.
34
Por otro lado, la no disponibilidad de equipos influye en la realización de las actividades, tal como ocurrió en las semanas seis, siete y ocho, en las cuales no se llevaron a cabo las actividades planteadas con los reconectador marca PANACEA, NOJA, y POLAR respectivamente según lo indicado en la tabla 2.2, esto se debió a que en el laboratorio de prueba no estuvieron disponibles los equipos.
Por último es importante resaltar, que las actividades para la realización y diseño de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Móvil la Morita, no fueron modificadas, ya que se realizaron acorde con la programación planteada inicialmente según lo especificado en la tabla 2.2, para la recolección de datos (plano unifilar de los circuitos Metropolitanos y Guasimal exigidos en
la unidad de planificación de
CORPOELEC con estudio de
cortocircuito, demanda, carga máxima y data de interrupciones). Dichas actividades se llevaron a cabo con la finalidad de tener los datos que ayudan al diseño y realización de una correcta coordinación de protecciones de los circuitos antes mencionados.
2.8 Aportes del Pasante Durante el transcurso de las pasantías, se realizaron una serie de actividades que contribuyeron con la Sección de Mantenimiento Especializado (LAPRE), las cuales se enumeran y describen a continuación:
35
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES
DESCRIPCI N DE LA ACTIVIDAD En esta actividad, se renovaron las hojas de datos, donde se plasman la información
acerca de las
siguientes pruebas: o
Pruebas a los camiones (prueba de aislamiento).
o
(Ver anexo 13) Prueba de factor de potencia en el aislamiento de los transformadores (3 y 2 devanados). (Ver
1
Hojas de Prueba
anexos 16 y 17) o
Prueba de excitación de corriente con el doble. (Ver anexo 14)
o
Procedimiento
de
trabajo
para
realizar
mantenimiento a transformadores de distribución (ensayo de rigidez dieléctrica, prueba de corriente de vacío, prueba de aislamiento con el megger) Traducción de 2
manual de SCHNEIDER
Se realizó la traducción a manuales que corresponden al manejo del equipo Schneider, para facilitar
el trabajo del personal técnico que
maniobraba el reconectador marca SCHNEIDER, que se necesitó instalar en el sistema.
36
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES
DESCRIPCI N DE LA ACTIVIDAD Se diseñaron trípticos y folletos, cuya información es acerca de los procedimientos y normas de algunas pruebas que se realizan en el laboratorio de prueba:
3
Trípticos y folletos
o
¿Cómo hacer la prueba de aislamiento? (Ver
o
anexo 10) ¿Cómo hacer la prueba de funcionamiento de los seccionalizadores?
o
Procedimiento para realizar la prueba de tensión aplicada a los transformadores de distribución.
o
Procedimiento para verificar la relación de transformación de los transformadores
Después de haber programado el reconectador marca 4
Manual de
COOPER, se realizó un manual con los pasos
reconectador marca
detallados de los cálculos, criterios y procedimiento
COOPER
total para la programación de dicho reconectador. (Ver anexo 4 del cd) Después de haber ajustado las curvas para el
5
Manual de
reconectador marca NOJA, se realizó un manual con
reconectador marca
los pasos detallados de los cálculos, criterios y
NOJA
procedimiento total para la programación de dicho reconectador. (Ver anexo 1 del cd)
Manual de 6
reconectador marca SCHNEIDER
Se realizó un manual con los pasos detallados de los cálculos, criterios y procedimiento total ajuste
de
curvas
del
reconectador
SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd)
37
para el marca
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES Manual de 7
reconectador marca PANACEA
DESCRIPCI N DE LA ACTIVIDAD Se realizó un manual con los pasos detallados de los cálculos, criterios y procedimiento total
para la
programación del reconectador marca PANACEA. (Ver anexo 5 del cd) Se realizaron un conjunto de diapositivas con información referente a los procedimientos de las pruebas que se les aplican algunos equipos tales
9
Presentaciones
como;
transformador
de
distribución,
seccionalizadores, y reconectadores. Siendo estos recuperados en el laboratorio de prueba de CORPOELEC luego de haber presenciado alguna falla en el sistema. Se contribuyó con el orden de archivos, cuyos datos reflejan la información de las inspecciones realizadas
8
Archivar
a los diferentes reconectadores conectados en las subestaciones del Estado Aragua.
También se contribuyó de manera técnica con el área de protecciones eléctricas, de acuerdo al trabajo de grado, el cual consiste de la coordinación de protección de los circuitos Metropolitano y Guasimal, finalmente este informe de pasantías, les servirá de modelo a futuros pasantes que se desempeñen a realizar la coordinación de protección a un sistema eléctrico.
38
CAPÍTULO III MARCO TEÓRICO Al momento de realizar un proyecto de investigación es preciso recaudar la información que servirá de soporte a la misma, es decir, las bases teóricas necesarias para el correcto y completo desarrollo del tema. Luego, con una completa base de información, avanzar con el tema planteado, de la forma más extensa y clara posible, logrando con ello el entendimiento que hace posible dar respuestas a las interrogantes surgidas al momento que se decidió hacer el proyecto de investigación, las cuales fueron la razón de interés para el desarrollo del tema. Las bases teóricas se utilizan comúnmente para explicar de manera científica un fenómeno ocurrido, basándose en contextos documentales que confirman la realidad del mismo. Con estos basamentos se pueden relacionar los aspectos teóricos con el objeto de estudio además de interpretar con lógica de conceptos y términos utilizados. Es por ello que en lo consiguiente se exponen las bases teóricas que fundamentan el presente trabajo de investigación, lográndose así el desarrollo del tema y las respuestas a las interrogantes iniciales.
3.1 Antecedentes Los antecedentes representan un apoyo antepuesto a la investigación, ya que en estudios previos realizados se pueden encontrar ciertos aspectos que servirán para el desarrollo del proyecto actual por la relación que tienen en común.
39
A continuación se presenta una reseña de trabajos de investigación, los cuales poseen afinidad y están vinculados con el tema en estudio, y servirán como base para la elaboración del informa final de grado.
Luis Francia (2.012), en su trabajo especial de grado titulado “Evaluación de la
coordinación de protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 kv – 13,8 kv) de CADAFE, región 4 zona Aragua” realizado en la Universidad de
Oriente para optar al título Ingeniero Electricista, busca evaluar y estudiar la coordinación de protecciones en la Subestación Eléctrica Tocorón para poder así seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones en el Transformador I de la subestación. Francia estudió la coordinación de protecciones existente en la subestación Eléctrica Tocorón, para lo cual se hizo necesario de conocer los ajustes en equipos de protección en el transformador I de la subestación, ya que éstos no estaban despejando las fallas que se presentaban. Luego de realizar los estudios de cortocircuito y flujo de carga, para conocer el estado del sistema de potencia, se obtuvieron valores que definían el comportamiento del sistema. Con dichos valores se realizaron los nuevos ajustes de protecciones, y asimismo se trazaron las curvas tiempo – corriente de los equipos; luego tomando en cuenta los criterios de ajuste de protecciones de CADAFE, se realizaron ajustes nuevos, garantizándose la correcta coordinación de los equipos. Esta investigación sirvió de aporte al presente estudio debido a que en ella se describen los esquemas de protección estandarizados por CADAFE, además de realizar los estudios de cortocircuitos para efectuar la coordinación de las protecciones de los equipos instalados en dicha subestación. Estos cálculos servirán de referencia para llevar a cabo los ajustes pertinentes en los circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Electric Móvil La Morita.
40
Lino Bustamante y Miguel Vivas (2.012), en su trabajo especial de grado titulado “Coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en
servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en la subestación San Vicente, ubicada en Maracay, estado Aragua” , realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, desarrollan una investigación en la cual se despliega la metodología para el análisis de la instalación de nuevos equipos de protección, medición, control y señalización en la subestación San Vicente, el cual contiene un estudio de los resultados de las pruebas en sitio de operatividad de los equipos instalados, la determinación de los ajustes de las protecciones que serán utilizados en las llegadas y salidas de 13.8 kV y el análisis de la instalación y funcionalidad del sistema de comunicación SCADA. El objetivo de esta investigación establecer la coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kV en la subestación mencionada anteriormente, en el cual se determinó que los equipos instalados se encuentran aptos para ser usados dentro de la subestación.
Esta investigación, sirvió como aporte al presente estudio, debido a que aporta un conocimiento sobre los estudios de cortocircuitos en subestaciones, además de los protocolos en pruebas legales que hay que cumplir, ya que éstos sirven de guía para la realización de todas las pruebas normalizadas y las exigidas por el usuario. También cuenta con una amplia información sobre cómo se realiza una coordinación de protecciones basándose en los valores obtenidos de cortocircuitos y así luego de realizada la coordinación, como interpretar los resultados obtenidos para ajustarlos a los normas CADAFE.
Gerardo Valera (2012) en su trabajo especial de grado titulado “Determinación
de los equipos de protección y ajustes necesarios para realizar la coordinación de protecciones del circuito b2 del sistema eléctrico de distribución perteneciente a la empresa manufacturera de papel (MANPA) ”, 41
realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, busca realizar el estudio de las protecciones en elcircuito B2 perteneciente al sistema eléctrico de la empresa, ya que se presentaba un problema en la producción de papel debido al estado en que se encontraba el sistema de protecciones, lográndose con ello garantizar la correcta operatividad y coordinación del sistema de protecciones perteneciente a la empresa. El trabajo de investigación antes mencionado se utilizará en el presente informe debido a que muestra de manera muy clara y precisa la forma de determinar las protecciones contra sobrecarga y cortocircuitos para los motores de 440V, aunque en este informe el estudio de sobrecarga y cortocircuito era realizado para líneas de media y baja tensión (13.800–220V), el trabajo de Valera servirá como una importante referencia y fuente de consulta para lograr avanzar en el análisis de los circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil de la Morita.
Samuel Bolívar (2011), en su trabajo especial de grado titulado “Coordinación
de protecciones en 440v para las subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de c.a. Cervecería Regional”, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, el objetivo de dicha investigación fue coordinar las protecciones de circuitos ramales de las subestaciones 3, 5 y 6 pertenecientes al departamento de mantenimiento Eléctrico de Planta de C.A. Cervecería Regional Planta Cagua. El estudio descrito anteriormente se vincula con el presente informe ya que muestra de manera esquemática y organizada la metodología requerida para realizar un estudio a las protecciones de una subestación, los cuales se despliegan de la siguiente manera: en principio la actualización de la información, elaborando un nuevo diagrama unifilar con la información recopilada en planta, posteriormente se realizó un estudio de cortocircuito de las barras asociadas a cada línea de envasado,
42
para evaluar la operación del sistema de protecciones, y por ultimo realización de la coordinación para el reajuste de los dispositivos de protección a valores más idóneos y brindar recomendaciones.
3.2 Bases Teóricas A continuación se presenta una breve descripción de los conceptos básicos y más resaltantes para el desarrollo de este trabajo, basándose en los aspectos primordiales, fundamentales e inherentes dentro de la temática en que se desenvuelve la investigación, estas bases teóricas sirven de apoyo conceptual para fundamentar de manera literaria los conceptos y criterios utilizados para el estudio de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita. Para realizar este estudio se comenzará por explicar que es un sistema eléctrico de potencia describiendo brevemente sus niveles o subsistemas (generación, transmisión y distribución), prestando principal atención al sistema de distribución, sus componentes, sus estructuras, protecciones utilizadas, métodos de cálculo de sus parámetros, entre otros puntos relevantes para el sistema de distribución. Por supuesto será necesario explicar lo que es un sistema de protecciones y la coordinación de protecciones, prestando especial atención a los relés programables (que serán con los que se trabajaran en el proyecto). También se tocarán muchos otros puntos de importancia. Iniciando con los sistemas de energía eléctrica, que pueden ser tan simples como una fuente monofásica, de una o varias cargas conectadas, o incluso un enorme y robusto sistema eléctrico de potencia trifásicos.
43
3.2.1Sistema de Potencia Eléctrico Un sistema de potencia eléctrico se define como el conjunto de elementos como: centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y redes de distribución que están eléctricamente unidos y cuya finalidad es hacer llegar a los usuarios de dicho sistema la energía eléctrica que necesitan en forma segura, con los niveles de [5]
calidad exigidos por el consumidor. Un sistema de potencia, de acuerdo con las actividades que realiza, básicamente consta de tres subconjuntos bien específicos y diferenciados que realizan las labores de: generación, trasmisión y distribución, por lo que la representación de un sistema eléctrico de potencia puede ser esquematizado como se muestra a continuación en la figura 3.1.
Generación
Transmisión
Distribución
Consumidores o Carga
Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia Fuente: Francisco M. Gonzalez – Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de Potencia [6]
Dentro de los sistemas de potencia debido a su estructura, es común distinguir cuatro niveles funcionales u operativos o etapas de tensión: generación, transmisión, subtransmisión y distribución. El sistema de potencia está constituido por muchos elementos, cada uno de ellos cumple con funciones específicas, de manera que en operación conjunta garanticen [6]
un flujo confiable y económico de electricidad.
44
Un sistema eléctrico de potencia típico podría ser como se muestra en la figura 3.2, ya que la distribución de energía eléctrica comprende técnicas y sistemas empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de consumo, es decir, la energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de magnitud considerable y en altas tensiones desde el punto de generación hasta el área donde se pretende distribuirla, de ahí que sea necesario ejecutar uno o más pasos de transformación para llevarla a los niveles de utilización. En la figura 3.2 se puede observar la fase de generación en 18 kV, donde luego se eleva dicho voltaje para poder hacer más eficiente la transmisión de la energía en el sistema (para contrarrestar las pérdidas que surgirán a los largo del transporte de la energía), elevando el voltaje generado a 400 kV, luego en una subestación de transmisión es reducido a 115 kV, donde será transmitido hasta las subestaciones de distribución donde se transforma el voltaje a 13,8 kV, el cual es el voltaje adecuado para el suministro a los alimentadores primarios de las redes de distribución. Los alimentadores primarios son tres circuitos que salen de las subestaciones de distribución y proveen los caminos al flujo de potencia a los transformadores de distribución, los cuales reducen el voltaje de los alimentadores primarios al voltaje adecuado para el consumidor. En la distribución secundaria se distribuye la potencia desde los bobinados secundarios de los transformadores de distribución hasta los consumidores. El voltaje en la distribución secundaria, varía de acuerdo a la carga que se vaya a alimentar.
45
1
2
3
3
5
6
5
7
8
9
10
4 1. Estación de generación. 2. S/E elevadora. 3. Línea de transmisión. 4. S/E de paso. 5. s/E reductora. 6. Línea de subtransmisión. 7. Línea de distribución primaria. 8. Transformador de distribución (reductor). 9. Línea de distribución secundaria. 10. Clientes finales (residenciales, institucionales, comerciales, industriales, gubernamentales, otros servicios)
Figura 3.2: Sistema de potencia tipico radial Fuente: Ing. Luis Cedeño
3.2.2 Subsistemas de un Sistema de Potencia
3.2.2.1 Sistema de Generación:
La etapa de generación es aquella en donde se hace el proceso de conversión de cinética en energía eléctrica, obteniéndose un nivel de voltaje que ha de ser elevado mediante un transformador. La energía eléctrica se genera en las centrales eléctricas. Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, generando así electricidad. [5] El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia, esta se encarga de entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la transformación de distintos tipos de energía primaria. El conjunto de unidades generadoras reciben el nombre de centrales o plantas de generación, siendo su tarea tomar una fuente primaria de energía y convertirla en energía eléctrica.
46
El tipo de central de generación y su ubicación depende de las condiciones de las fuentes primarias de utilización. La selección del tipo de central de generación eléctrica se realiza por criterios técnicos y económicos, siendo estos últimos los de mayor importancia. Una central eléctrica consta de máquinas motrices, aparatos de maniobra y protección, entre otros, que sirven para la producción de energía eléctrica. En realidad, el nombre de central eléctrica es la abreviación de Central Generadora de [6]
Energía Eléctrica.
3.2.2.2 Sistema de Transmisión La siguiente etapa es la de transmisión, la cual, consta conductores, a través de los cuales se transporta la energía generada hasta la subestación de distribución. La tensión se eleva a través de equipos de transformación para aprovechar los beneficios de una transmisión con pérdidas por efecto Joule bajas. [5] La ubicación de las grandes centrales de generación eléctrica obliga a transportar grandes bloques energéticos a través de grandes distancias, de manera de llegar a los centros de consumo. Por ejemplo en Venezuela las grandes centrales hidráulicas se encuentras en la región de Guayana, mientras que las centrales térmicas se encuentran en la zona central, de manera que para unir todas estas fuentes de generación con los distribuidos centros de consumo, se emplean redes de transmisión de potencia eléctrica. En Venezuela las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN) se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los niveles de tensión de 230, 400 y 765 kV. Cada uno de estos sistemas recibe el nombre de Red Troncal de Transmisión, presentando longitudes apreciables como el enlace Guayana – Centro, que posee aproximadamente 650 km.
47
La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques de energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema, además de interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. Las líneas de transmisión son los elementos más extensos del sistema de potencia y poseen muchas ventajas, como permitir producir energía en forma más económica, se permite mejorar la confiabilidad del sistema, se logra disminuir la capacidad de reserva (es el número de máquinas necesarias para atender la carga punta) y reserva rodante (número de máquinas en vacío necesario para atender cambios bruscos de carga). [6]
3.2.2.3 Sistema de Distribución La última etapa del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores corresponde al sistema de distribución, el cual parte de la subestación de distribución pasando por los circuitos primarios, los transformadores de distribución, los circuitos secundarios y llegando al consumidor a través de la acometida. Aproximadamente las dos terceras partes de la inversión total del sistema de potencia están dedicadas a la distribución, lo que implica un trabajo cuidadoso en el planeamiento, diseño, construcción y en la operación de un sistema de distribución. Estos pasos de transmisión dan lugar a las diferentes etapas del sistema de distribución, dentro de las cuales se pueden identificar dos niveles bien diferenciados, que son el sistema de distribución primario y el sistema de distribución segundario.
48
Sistema de Distribución Primario: comienza a la salida de las subestaciones de distribución, de este punto los circuitos de subtransmisión alimentan a los transformadores de distribución, las subestaciones de distribución transforman este voltaje al de los denominados alimentadores primarios, el voltaje de los circuitos generalmente se encuentran entre 2,4 y 13,8 kV. La distribución primaria trabaja con los niveles de tensión y potencia moderados. En Venezuela los niveles de esta tensión suelen ser: Tabla 3.1 Niveles Normalizados para Circuitos Primarios de Distribución Primario en Venezuela
Empresa Nivel de Voltaje (kV) CORPOELEC 6,9 y 13,8 La Antigua Electricidad de Caracas 4,8; 8,3 y 12,47 Empresas Petroleras 2,4; 4,16 y 6,9 Fuente: Francisco M. Gonzalez - Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de Potencia [6]
En este nivel pueden ser alimentados ciertos consumidores especiales como industrias y otros. Los circuitos de distribución primario se caracterizan porque están conectados a un solo punto o subestación de distribución (sistemas radiales), y es muy poco visto, solo en casos especiales la conexión a más de una subestación (sistema en anillo múltiple o mallado). Los niveles de potencia manejados en este sistema son modestos, así por ejemplo, para 13,8 kV la capacidad de transporte no supera los 5 MVA.
Sistema de Distribución Secundario: los transformadores de distribución reducen el voltaje primario al voltaje secundario o de utilización, la energía se distribuye, por último a través de los circuitos secundarios de distribución hasta las acometidas individuales. Esta parte del sistema corresponde a los menores niveles de potencia en cuatro niveles de voltaje básicos y sus combinaciones: 120/240 V, 208, 480 y 600 V. [6]
49
En la figura 3.3 se muestra la estructura de un sistema de distribución típico.
Sistema de Distribución Primario
Sistema de Distribución Secundario
Figura 3.3: Estructura Físca de un Sistema de Distribución Típico
Típicamente, una red de distribución se caracteriza por poseer diferentes niveles de voltaje de operación. Esta diversidad técnica permite minimizar las pérdidas de energía. El proceso de Distribución de la energía eléctrica generada y transmitida por CORPOELEC, es posible gracias a 572 subestaciones, con una capacidad de transformación de 9.200 MVA, y una red de distribución conformada por 88 mil kilómetros de longitud. Cuando la Empresa Eléctrica Socialista tomó las riendas del sector se diseñó un plan integral, con la participación activa de los trabajadores y trabajadoras, orientado a optimizar las tareas de operación y mantenimiento del sistema de distribución y
50
mejorar la atención de reclamos comerciales. El fin es ofrecer una atención integral a toda la población venezolana y trabajar con las comunidades, de forma directa. Desde CORPOELEC se desarrolla un plan de mantenimiento correctivo y preventivo que permitirá minimizar las fallas en el sistema de distribución y brindar un servicio de electricidad confiable y eficiente, a fin de mejorar la calidad de vida de los usuarios y usuarias. El Plan de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico de Distribución Nacional (SEDN) en media y alta tensión, es otro de los esfuerzos de CORPOELEC que permitirá atender los requerimientos de desarrollo económico y social de la Nación. Se sustenta en un Sistema de Gestión de Distribución, que mejorará los índices de calidad del servicio, mediante la gestión eficiente de la red de distribución que operan las empresas integradas en CORPOELEC. Entre los proyectos estructurantes en el área de distribución que actualmente se ejecutan, están:
o
Construcción y remodelación de la red de distribución en la Estación Terrena del Satélite VENESAT-1, en Bamari, Guárico.
o
Mejoras del sistema de distribución de Altagracia de Orituco y San Juan de los Morros para la Interconexión del Sistema de Transporte de Gas Centro Oriente y Occidente (ICO) (Guárico).
o
Mejoras en los perfiles de distribución de las líneas 13,8 kV para Compensación de Potencia Reactiva del convenio Cuba-Venezuela.
o
Incremento de la capacidad de los circuitos de distribución e interconexiones de grupos electrógenos en Aragua de Barcelona (Anzoátegui).
o
Plan de iluminación nacional, gracias al convenio Vietnam-Venezuela en los estados Sucre, Anzoátegui, Monagas, Miranda, Cojedes, Barinas, Portuguesa, Carabobo, Yaracuy, Lara y Distrito Capital. [7]
51
3.2.2.4 Sistema de Subtransmisión La tensión de estos circuitos está comprendida entre valores de transmisión y de distribución. Estos circuitos parten de un transformador exclusivo que generalmente está en la subestación de distribución o del devanado auxiliar de un transformador de tres devanados. [6]
3.2.3 Tipos de Estructuras de las Redes de Distribución La distribución puede tener tres concepciones geométricas distintas: distribución radial, distribución en anillo y distribución enmallada. [5]
3.2.3.1 Distribución Radial La distribución radial es la más económica. En ella partiendo de una fuente o nudo central la red se va ramificando en forma de racimo o radial. Esta forma de distribución es la más económica por lo tanto la más usada. La economía de este tipo de distribución radica en el hecho de que cuando se produce una ramificación, la sección de los conductores va disminuyendo.
Este sistema de distribución es muy usado también porque en él es relativamente fácil efectuar la coordinación de protecciones. El único inconveniente que posee este sistema es que si hay una falla (cortocircuito) en uno de los alimentadores, se queda sin energía eléctrica todo lo que está conectado aguas abajo. [5]
52
13,8/220kV
Cargas
Cargas
13,8/220kV
13,8/220kV 115/13,8kV
Cargas
Cargas
13,8/220kV
Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de distribución [5] Fuente: Sixto Hum berto Achuri Holg uín. Apun tes Generales So bre Redes Eléctri cas de Distribuc ión
3.2.3.2 Distribución en Anillo La distribución en anillo es la que brinda una mayor continuidad en el servicio. En ella se parte de una fuente o nudo central se recorre todo el sistema a alimentar y se vuelve al mismo nudo formando así un anillo. [5]
53
13,8/220kV
V k 0 2 2 / ,8 3 1
13,8/220kV
V k 0 2 2 / ,8 3 1
V k 0 2 2 / ,8 3 1
Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de distribución [5] Fuente: Sixto Hum berto Achuri Holg uín. Apun tes Generales So bre Redes Eléctri cas de Distribuc ión
La mayor continuidad en el servicio radica en el hecho de que si se produce una falla en un alimentador. Las subestaciones se pueden seguir alimentando por el otro lado. Esto exige que la sección de los conductores del alimentador esté dimensionada para soportar toda la carga del sistema, lo cual implica un mayor costo. Otros inconvenientes de este sistema es la dificultad para la coordinación de protecciones (es muy difícil escalonarlas). Es recomendado el uso de este sistema de distribución en los sistemas en los que ante una falla es necesario reponer de inmediato el servicio, por ejemplo las industrias de proceso continuo en donde la interrupción de cualquier etapa del proceso implica la paralización total de la fábrica. También[5]se emplea este sistema en los grandes centros urbanos en las líneas de alta tensión.
54
3.2.3.3 Distribución Mallada En la distribución urbana en baja tensión se emplea el sistema mallado, especialmente en sistemas muy densos. En estos casos la distribución en media tensión es radial pero la distribución en baja tensión es una serie de anillos que siguen los recorridos de las calles. Estos anillos incluso pueden en caso de ser necesario interconectarse entre sí, asegurando de[5]esta forma la restitución rápida del servicio en caso de falla de algún transformador. 115/13,8kV
13,8/0,22kV 13,8/0.22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de distribución [5] Fuente: Sixto Hum berto Achuri Holg uín. Apun tes Generales So bre Redes Eléctri cas de Distribuc ión
55
3.2.3.4 Sistemas Mixtos En las empresas de cierta magnitud que poseen algunos sectores críticos se suelen emplear sistemas mixtos. Estos sistemas consisten básicamente en un sistema primario de distribución radial y a los puntos críticos se les brinda una doble alimentación con posibilidad de conexión rápida. En algunos casos si se trata de un punto muy crítico puede llegar a tener generación propia. Esto se suele emplear también en los establecimientos hospitalarios para sala de cirugía y de terapia intensiva pero con algunas consideraciones especiales. [5]
13,8/220kV
13,8/220kV
115/13,8kV 13,8/220kV
13,8/220kV
115/13,8kV
Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de distribución [5] Fuente: Sixto Hum berto Achuri Holg uín. Apun tes Generales So bre Redes Eléctri cas de Distribuc ión
56
En base a estas cuatro configuraciones típicas de distribución se pueden hacer una gran cantidad de combinaciones. [5]
3.2.4 Partes del Sistema de Distribución En las partes del sistema de distribución se pueden observar los elementos necesarios para llevar la energía eléctrica al usuario, desde el momento en que el transformador de la subestación de distribución recibe la potencia hasta entregarla finalmente transformada al usuario final para hacer uso de ella.
[5]
3.2.4.1 Subestación de Distribución Es donde se reciben la potencia de los circuitos de transmisión o subtransmisión y transforman su voltaje a niveles adecuados para el suministro a los alimentadores primarios. En ella tenemos: o
o
Transformador de potencia Interruptores
o
Seccionador de línea de puesta a tierra, este seccionador puede ser manual o automático según las necesidades del sistema
o
Equipos de protección. [5]
3.2.4.2 Líneas Primarias o Alimentadores Primarios Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y abastecen los caminos de flujo de potencia para los transformadores de distribución, recorriendo el área de carga. Estos alimentadores pueden ser de tipo trifásico o monofásico, aéreos o subterráneos. Los alimentadores primarios incluyen elementos como los siguientes:
57
o
Elementos de maniobra y/o protección, como aisladores, pararrayos, seccionadores, reconectadores e interruptores.
o
Elementos de señalización, como por ejemplo el indicador de falla.
o
Elementos que controlan la tensión como reguladores y capacitores. [5]
3.2.4.3 Transformadores de Distribución Que se encargan de reducir el voltaje de los alimentadores primarios a niveles adecuados de utilización para el consumidor. [5]
3.2.4.4 Salidas de Circuitos. Acometida primaria. Entrada de la alimentación en urbanizaciones, fábricas, edificios, centros comerciales, etc. Se utiliza cuando es necesario alimentar un centro de transformación (subestación). [5]
3.2.4.5 Red Secundaria Es la encargada de distribuir la potencia de los secundarios de los transformadores de distribución a los usuarios, a un nivel de tensión adecuado para su utilización. Pueden ser trifásicas o monofásicas, aéreas o subterráneas. [5]
3.2.4.6 Acometida Secundaria
Es la parte del sistema de distribución que se encuentra entre la red secundaria y el contador del usuario. Esta acometida puede ser aérea o subterránea, trifásica o
58
monofásica. Se resume entonces, que una red de distribución es la parte de un sistema eléctrico de potencia que le lleva al usuario la energía proveniente de la subestación de distribución, incluyendo la acometida. [5]
3.2.5 Anormalidades en Sistemas de Potencia En sistema de potencia puede ser afectado por muchas situaciones anormales que produzcan una operación fuera de las condiciones normales, estas posibles causas pueden ser: falla de los componentes del sistema, situaciones de carácter imprevisto (por ejemplo: tormentas), errores de operación (manuales o automáticos). Estas situaciones provocan efectos muy variados en el sistema de potencia tales como: mal servicio, pérdida de la estabilidad, daños de los equipos, entre otros. Las grandes compañías eléctricas son las encargadas de desempeñar las funciones de los grandes sistemas de potencia, siendo importante para ellas eliminar las situaciones anormales de operación. Las interrupciones del servicio, y la variación de los parámetros de la red (tensión, corriente, frecuencia, entre otros) fuera de los límites, son consecuencia común de una operación anormal, causando enormes inconvenientes técnicos y económicos. Una clasificación sencilla de las anormalidades de acuerdo a su severidad con que afectan al sistema de potencia es:
o
Perturbaciones.
o
Fallas. [8]
59
3.2.5.1 Perturbaciones Las perturbaciones son condiciones que permiten continuar la operación de un sistema pero que pueden ocasionar el daño de ciertos equipos si su duración es prolongada. Las perturbaciones pueden ser causadas por:
o
o
Sobretensiones. Sobrecarga.
3.2.5.1.1 Sobretensiones Las sobretensiones son cualquier valor de tensión entre fase y tierra, cuyo valor pico, es mayor que la tensión máxima del sistema. La tensión en el sistema eléctrico de potencia es variable, dependiendo de las condiciones del sistema, estas variaciones están limitadas por las características de los equipos, tensión nominal, tensión máxima.
o
Voltaje Nominal: es el valor de la tensión para el cual se proyectó el sistema y se fabricó y probaron los equipos. Ejemplo: En Venezuela el sistema de proyecto para las siguientes voltajes nominales: 115, 230, 400 y 765 KV.
o
Voltaje Máxima: comprende un aumento de 5% a 10% por encima de la tensión nominal del sistema. Ejemplo: En Venezuela las máximas tensiones de operación son respectivamente: 115/123; 230/242; 400/440; 765/800 kV. Una clasificación de las sobretensiones puede ser realizada en función de la
duración de las mismas, quedando: sobretensiones temporales, sobretensiones de maniobra, sobretensiones atmosféricas.
60
Sobretensiones Temporal: consisten en cambios en la amplitud de la componente de 60 Hz de la tensión o sus armónicas por efecto de operaciones de maniobra, cambios den el flujo de potencia reactiva, fallas o bien por ferroresonancia. La sobretensión, si es superior al 20% de la tensión nominal y de acuerdo a la ubicación del codo de la curva de magnetización de los transformadores puede ocasionar una fuerte saturación del núcleo magnético, vibraciones en el núcleo, entre otros, además se genera corrientes armónicas que pueden producir resonancia en el sistema dando srcen a sobretensiones adicionales. Los orígenes de las sobretensiones temporales pueden ser:
o
Energización de líneas (Efecto Ferranti): una línea larga alimentada por una fuente inductiva en vacío no compensada en el extremo receptor es mayor que en el extremo de envío. Para compensar estas sobretensiones temporales, en especial, en su período inicial o de líneas largas energizadas por fuentes de relativa poca potencia es necesario utilizar reactores en derivación, la cantidad de compensación varia del 60 al 90%. El grado de compensación se expresa como la relación entre la potencia de los reactores a la potencia capacitiva generada por la línea. Ejemplo: Para una línea de 230 kV.
o
Cambios bruscos de carga: cuando la carga suministrada al sistema se desconecta, total o parcialmente, se producen sobretensiones de la frecuencia industrial que pueden durar varios segundos. Estas sobretensiones se deben a la sobreexcitación de los generadores y duran hasta que los reguladores llevan estas variaciones a sus valores normales. Si en general se alimenta una carga y por alguna razón se tiene una pérdida súbita de la carga, la tensión tiende a ser la tensión interna del generador tras la reactancia transitoria.
o
Sobretensiones por falla: en un sistema eléctrico de potencia se pueden presentar entre otras las siguientes fallas: una conductor de fase a línea a tierra, dos conductores de fase a líneas a tierra, trifásica. De estas fallas, la que produce mayores sobretensiones en las fases sanas, son las fallas a tierra, en especial, una fase a tierra debido a su asimetría.
61
o
Ferroresonancia: es el fenómeno oscilatorio creado por la capacitancia del sistema de potencia, en conjunto con la inductancia no lineal de un elemento con núcleo magnético (transformador de potencia, de medición o un reactor de compensación). Este fenómeno se observa por lo general en sistema de alta tensión y casi nunca en sistemas de distribución de energía, ya que es precisamente la capacitancia de líneas de muy larga distancia la que induce la ferroresonancia, siempre que la inductancia asociada al circuito se encuentra en condiciones favorables para entrar en resonancia. La operación en vacío de un transformador de potencia, o con muy poca carga, puede crear las condiciones favorables.
Sobretensiones de maniobra: son tensiones transitorias que se producen por cambios bruscos en el sistema, son de corta duración (mili-microsegundos) y que son altamente amortiguadas. Las posibles causas se sobretensiones de maniobra son: apertura de corrientes de falla, falla kilométrica (falla en una línea a una distancia de algunos kilómetros del interruptor), apertura de transformadores en vacío y reactores, aperturas de circuitos capacitivos.
Sobretensiones Atmosféricas: son elevaciones de la tensión causadas por descargas eléctricas atmosféricas entre nube y tierra, que impactan en las instalaciones y líneas de transmisión, estas sobretensiones son unidireccionales y de muy corta duración y su valor no depende de la tensión del sistema. Las descargas pueden ser:
o
Directas: la descarga alcanza directamente alguno de los conductores de fase, es la más grave, debido a que la magnitud de estas sobretensiones son independientes de la tensión del sistema y por lo general sumamente elevadas.
o
Indirectas: ocurren cuando la descarga se produce sobre los cables de guarda, las torres o a los elementos de apantallamiento o blindaje.
o
Inducidas: corresponde cuando la descarga tiene lugar en las cercanías de las líneas o instalaciones. [8]
62
3.2.5.1.2 Sobrecargas Se dice que un equipo está en sobrecargado cuando la corriente es mayor que el valor de la corriente nominal y el sistema no presenta anormalidades. De acuerdo a la duración de las sobrecargas estas son clasificadas en: sobrecargas breves y duraderas. Una sobrecarga puede ser causada por una gran diversidad de situaciones, pero las más comunes son: excesos de carga, ya sea por picos de cargas posibles o desconexión de circuitos paralelos. Es importante tener presente que la sobrecarga por lo general viene acompañado de efectos térmicos, propios del efecto Joule. [8]
3.2.5.1.3 Oscilaciones de Potencia Las oscilaciones de potencia son causadas comúnmente por la conexión y desconexión de circuitos del sistema eléctrico cuando se producen variaciones de potencia. Esto es debido a que los generadores no toman instantáneamente el ángulo de la impedancia de la carga, sino después de varias oscilaciones amortiguadas, pudiéndose inclusive perder el sincronismo, esto se traduce en una sobrecarga ya que las corrientes generadas son de diferente frecuencia a la frecuencia industrial. Las oscilaciones de potencia son especialmente graves para los generadores y turbinas, existen unos ciertos equipos específicos que tratan de controlar las oscilaciones de potencia, estos son los denominados gobernadores o reguladores de velocidad. [8]
3.2.5.2 Fallas Una falla en un circuito es cualquier evento que interfiere con el flujo normal de potencia.
63
Cuando se srcina una falla, sucederán a continuación el flameo en los aisladores, y la alta tensión, entre el conductor y la torre o poste conectada a la puesta a tierra que lo sostiene, srcina a ionización que provee de una trayectoria a tierra para la carga inducida por el cortocircuito. Una vez que se establece la trayectoria ionizada a tierra, la baja impedancia a tierra resultante permite el flujo de corriente de potencia desde el conductor hasta la tierra y, a través de
la tierra, al neutro aterrizado de un
transformador o generador, y se completa de esta forma el circuito. Las fallas conductor de fase a conductor de fase que no involucran a la tierra son menos comunes. La apertura de los interruptores, para aislar la porción de la línea que ha fallado del resto del sistema, interrumpe el flujo de corriente en la trayectoria ionizada y permite que se presente la desionización. Por lo general los interruptores se reconectan (cierre de contactos) en un intervalo aproximadamente de 20 ciclos para que se lleve a cabo la desionización, sin que se restablezca el arco. Cuando la reconexión no puede ocurrir, frecuentemente se trata de fallas permanentes, en las que es imposible la reconexión. Las fallas permanentes son causadas por líneas que caen a tierra, por aisladores que se rompen, por daños permanentes en las torres o postes, por fallas en los dispositivos de protección (pararrayos, fusibles, seccionadores, etc.) La experiencia ha demostrado que entre el 70 y 80% de las eventualidades son fallas monofásicas a tierra (o línea a tierra). Aproximadamente en el 5% de las averías intervienen las tres fases, estas son las llamadas fallas trifásicas simétricas. Otro tipo de feventualidad son las fallas línea a línea en las que la tierra no interviene; y las fallas línea a línea y a tierra (doble línea a tierra). Con excepción del caso trifásico, todas las fallas anteriores srcinan un desbalance entre las fases, y por lo tanto, se les llaman fallas asimétricas.
64
Las corrientes que fluyen en las diferentes partes de un sistema de potencia inmediatamente después que ocurre una falla difieren de aquellas que fluyen unos ciclos más tarde justo antes de que los interruptores sean llamados a abrir la línea en ambos lados de la falla. Todas estas corrientes también difieren ampliamente de las corrientes que fluirán en las condiciones de estado estable, si no se aislará la falla del resto del sistema cuando operan los interruptores. Dos de los factores de los que depende la selección apropiada de los interruptores son la corriente que fluye inmediatamente después de que la falla ocurre y la corriente que el interruptor debe interrumpir. En el análisis de fallas se calcula el valor de esas corrientes para los diferentes tipos de fallas en varios puntos del sistema. Los datos que se obtienen de los cálculos de fallas sirven para determinar los valores de operación de los relevadores que controlan los interruptores. [9] Los tipos de fallas eléctricas en un sistema de potencia son:
o
Cortocircuitos. Circuitos abiertos.
o
Fallas simultáneas.
o
Fallas en devanados.
o
Fallas en evolución. [8]
o
3.2.5.2.1 Cortocircuito Un cortocircuito es el fenómeno transitorio que tiene lugar cuando elementos de un sistema de potencia que poseen una diferencia de potencia entran en contacto entre sí, provocando una circulación de corriente varias veces mayor a la corriente nominal. La única impedancia que limita la corriente en un cortocircuito es la impedancia vista
65
desde la fuente de generación y el punto de falla. La magnitud de la corriente de cortocircuito es grande, por lo general, es de 5 a 20 veces la capacidad nominal del sistema. En un cortocircuito un simple, el valor de la corriente, depende del número de generadores conectados y la configuración de la red además del momento en que ocurre la falla, y el tipo de falla; incluyendo otros factores.
Tipos de Cortocircuitos
En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas por cortocircuito. Los cuales pueden ser divididos de acuerdo a la forma en que el evento tenga lugar, es decir, según el número de fases afectadas o que intervienen en él, dividiéndose:
o
Cortocircuito Trifásico: se srcina cuando los tres conductores de fases entren
o
en contacto entre sí. Cortocircuito Bifásico a Tierra: tiene lugar cuando los conductores de dos fases distintas hacen contacto entre si y tierra.
o
Cortocircuito Línea a Tierra: este cortocircuito es el más común, provocado cuando un conductor de fase energizado toca tierra.
o
Cortocircuito Trifásico a Tierra: la ocurrencia de este cortocircuito es remota pero posible, consiste en que los conductores de las tres fases energizados realicen un contacto con tierra. [8]
66
3.2.5.2.2 Conductores en Circuito Abierto Los conductores en circuito abierto, consisten en la falta de continuidad eléctrica de una o más fases del circuito. Las causas de los circuitos abiertos son muy variadas entre ellas se pueden mencionar: la operación incorrecta de un interruptor al abrir o cerrar, la ruptura de los puentes de amarre de una línea de transmisión, etc. La importancia del estudio de las condiciones de circuito abierto, es debido a la presencia de tensiones y corrientes desbalanceadas, constituyendo un gran riesgo de daño para las máquinas. [8]
3.2.5.2.3 Fallas Simultáneas Las fallas simultáneas son combinaciones de dos o más fallas de ocurrencia al mismo tiempo. Las fallas pueden ser del mismo tipo o diferentes y ocurrir en el mismo punto o diferentes. Las fallas simultáneas pueden poseer causas en común o diferentes, y en casos como consecuencia de la primera. Es posible que las fallas sean consecuencias de eventos totalmente diferentes, pero esto es poco probable. Ejemplo, las fallas de dos circuitos en una línea doble circuito por una causa en común. Estas dos fallas aunque son geográficamente coincidentes, son separadas eléctricamente. [8]
3.2.5.2.4 Fallas en Devanados Consiste básicamente a las situaciones en los devanados que provocan una operación anormal del sistema de potencia. La falla de circuito abierto en devanados
67
es de muy rara ocurrencia. Ejemplo, un transformador con cambiador de tomas (tap) automático, por una mala operación puede provocar una falla en devanados. [8]
Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados Autor: Francisco M. Gonzalez-Longatt Anormalidades en Sistemas de Potencia [8]
3.2.5.2.5 Fallas Evolutivas Las fallas evolutivas son fallas que cambian durante el tiempo de permanencia u ocurrencia de las mismas, estas son causadas comúnmente por la propagación del arco o la difusión de gastos tensados a otras fases y eventualmente a otros circuitos. Ejemplo. Una falla línea a tierra evoluciona y se transforma en una falla doble línea a tierra y eventualmente evoluciona a una falla trifásica. [8]
3.2.6 Cálculo de Fallos Aún los sistemas eléctricos mejor diseñados ocasionalmente experimentan cortocircuitos dando como resultado altas corrientes anormales. Los dispositivos de protección de sobrecorriente deben aislar tales fallas en el punto adecuado y con seguridad para minimizar el daño en circuitos y equipos, además de minimizar las molestias a los usuarios.
68
Por esta razón es necesario conocer los conceptos y procedimientos para el cálculo de las corrientes de falla, aunque el uso de esos cálculos de cortocircuito en relación con los ajustes de las protecciones serán considerados en detalle, es importante tener en cuenta que esos cálculos también son requeridos para otras aplicaciones, por ejemplo para el cálculo de la malla de tierra de las subestaciones, para la selección del tamaño de los conductores y para las especificaciones de equipos tales como interruptores automáticos. La corriente que fluye durante un cortocircuito en cualquier punto de un sistema está limitada por la impedancia de los circuitos y equipos desde la fuente o fuentes hasta el punto de falla.
[9]
3.2.6.1 Métodos Para Calcular Corrientes de Cortocircuito Existen dos métodos para hallar la corriente de cortocircuito en los sistemas eléctricos de potencia:
Método Para Fallas Simétricas: en los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas, tales como fallas trifásicas, fallas de línea a tierra, fallas de línea a línea y fallas de línea a línea y tierra. Las fallas trifásicas o fallas simétricas ocurren solo ocasionalmente, sin embargo, en algunas situaciones es suficiente analizar una falla de cualquier tipo como una falla trifásica, ya que esto dará una idea bastante clara de las consecuencias de esa falla. Las técnicas desarrolladas para el análisis de las fallas simétricas son:
o
Método del voltaje detrás de la reactancia subtransitoria.
o
Metodo de superposición.
Método de las Componentes Simétricas: el sistema de potencia eléctrica funciona normalmente en forma trifásica balanceada; sin embargo existen algunas situaciones que pueden producir efectos de desbalances, siendo una de ellas los
69
diferentes tipos de fallas asimétricas y los diferentes tipos de cargas desbalanceadas. Las corrientes y voltajes trifásicos desbalanceados pueden ser descompuestos, mediante una transformación lineal conveniente, en tres conjuntos de componentes trifásicas balanceadas, llamadas componentes simétricas. Este artificio matemático permite entonces analizar el sistema desbalanceado en forma balanceada por medio de las componentes simétricas y luego transformar los resultados[11]a la forma srcinal de las variables de fase, aplicando trasformación inversa.
3.2.6.1.1 Métodos Para Fallas Simétricas
3.2.6.1.1.1 Método del Voltaje Detrás de la Reactancia Subtransitoria El procedimiento consiste en calcular el voltaje detrás de la reactancia subtransitoria en el momento antes de ocurrir el cortocircuito.
(3.1)
Y luego calcular la corriente de cortocircuito y usando ese voltaje, siendo “V” el
voltaje en terminales de la máquina y X’’ la reactancia subtransitoria:
[11]
(3.2)
70
3.2.6.1.1.2 Método de Superposición En el método de superposición se calcula la corriente en el punto deseado antes de la falla y la corriente en el mismo punto debida a la falla. La corriente total de falla es la suma de estas dos corrientes. Sea la red de la Figura 3.9 donde existe una corriente IA previamente al cortocircuito:
Z1
V1
Z2
V2
Z3
IA +
+ E1
E2
Figura 3.9: Circuito utilizado para el método de superposición Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
La corriente IA se puede calcular de diferentes maneras de acuerdo a la información que se tenga, así:
(3.3)
Los voltajes en los nodos previo la falla también se pueden calcular de diferentes maneras:
71
(3.4) (3.5)
Si ocurre un cortocircuito en un punto, por ejemplo en el nodo V 2 como se indica en la Figura 3.10, la corriente de cortocircuito Icc, se puede calcular aplicando el teorema de Thevenin:
Z1
V1
V2
Z2
IA +Icc1 +
Z3 -IA +Icc2
Icc
+
E1
E2
Figura 3.10: Circuito utilizado para el cálculo del equivaltente Thevenin Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El equivalente Thevenin visto desde el nodo V2 es una fuente de voltaje igual al voltaje en el nodo V2 en serie con una impedancia igual a la impedancia vista desde el nodo V2 con las fuentes de voltaje en cortocircuito, como se muestra en la figura 3.11, es decir:
72
(3.6) (3.7)
V2
Zth Icc
+ Vth
Figura 3.11: Equivalente de Thevenin Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
La corriente de cortocircuito es entonces:
(3.8)
Las corrientes internas en las impedancias debido al cortocircuito se determinan por división de corrientes en la figura 3.10
(3.9)
(3.10)
La corriente total de cortocircuito en cualquier parte es igual a la suma de la corriente antes del cortocircuito o corrriente de prefalla más la corriente producida por el cortocircuito, es decir:
73
[11]
(3.11)
3.2.6.1.2 Métodos de las Componentes Simétricas Las fallas simétricas, esto es, las fallas trifásicas y las fallas trifásicas a tierra, con impedancias simétricas a la falla, deja el sistema eléctrico balanceado y por lo tanto, puede ser tratado mediante la representación monofásica. Esta simetría se pierde durante fallas asimétricas línea a tierra, línea a línea, y línea – línea a tierra y en estos casos se requiere un método de análisis de fallos que proporcione una manera conveniente que trate el problema de la asimetría.
En 1918 se propuso el método de las componentes simétricas en el cual, un sistema desbalanceado de n fases relacionadas, se puede reemplazar por un sistema de n fases balanceadas que son llamadas, componentes simétricas de las fases srcinales. Aunque el método puede ser aplicado a cualquier sistema polifásico desbalanceado, la teoría es aplicada aquí a sistemas trifásicos. Cuando se considera un sistema trifásico, cada cantidad vectorial de voltaje o corriente es reemplazada por 3 componentes. Los 3 sistemas balanceados del sistema se designan como: 1. Componentes de secuencia positiva o directa, que consisten de 3 fasores de igual magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores del sistema de potencia bajo consideración (dirección positiva).
74
2. Componentes de secuencia negativa o inversa, que consisten de 3 fasores de igual magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores de secuencia positiva pero en secuencia inversa. 3. Componentes de secuencia cero u homopolar, que consisten de 3 fasores de igual magnitud y en fase con los demás, girando en la misma dirección que los fasores de secuencia positiva. Con este arreglo, los valores de voltaje de cualquier sistema trifásico, como el mostrado en la Figura 3.12, VA, VB, V C y pueden representarse por el método de las componentes simétricas. [10] IA
Z
VA IB
Z
VB
IC VC
Z
Figura 3.12 Sistema Trifásico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Cuando se resuelve un problema por componentes simétricas, es costumbre designar las tres fases del sistema como “A”, “B” y “C” de forma que la secuencia de
fase de voltajes y corrientes en el sistema es ABC. Así, la secuencia de fase de las componentes de secuencia positiva de los fasores desbalanceados es ABC, y la secuencia de la fase de las componentes de secuencia negativa es ABC. Si los fasores srcinales son voltajes, se pueden designar como V A, V B y V C. Los tres conjuntos de componentes simétricas se designan por el superíndice adicional 1 para las componentes de secuencia positiva, 2 para la de secuencia negativa y 0 para las componentes de secuencia cero.
75
En otras palabras, componentes de secuencia positiva de VA, VB y VC son VA(1), VB(1) y VC(1), respectivamente. De manera similar, las componentes de secuencia negativa son VA(2), VB(2) y VC(2) y las de secuencia cero V A(0), VB(0) y VC(0), respectivamente. En la Figura 3.13 se muestran estos tres conjuntos de componentes simétricas. Los fasores que representan las corrientes se designan con una “I” con superíndice
con los voltajes. [9]
VA
VC
VA
VC
VA VB VC
VB
VB
Componentes de Secuencia
Componentes de Secuencia
Componentes de Secuencia
Positiva
Negativa
Cero
Figura 3.13: Componentes simétricas de un sistema trifásico desbalanceado Fuente: John Grainger y William Stevenson Jr.Análisis de Sistemas de Potencia [9]
Como cada uno de los fasores desbalanceados srcinales es la suma de sus componentes, los fasores srcinales expresados en términos de sus componentes simétricas son:
76
(3.12) (3.13)
Donde “a”
es llamado operador que da un giro de 120° en el sentido horario y
multiplicado por una magnitud unitaria y decir:
(3.14)
similarmente da un giro de 240°, es
Por lo tanto se puede establecer la siguiente relación matricial para el eje de la simetría de la fase “A”
[][ ]
(3.15)
Haciendo la inversa de la matriz de coeficientes:
[ ][]
(3.16)
De esta matriz se puede deducir que:
77
(3.17)
(3.18)
(3.19)
El procedimiento también puede aplicarse a las corrientes así:
Por tanto,
(3.20) (3.21)
(3.22)
(3.23)
(3.24)
(3.25)
En sistemas trifásicos, la corriente del neutro es igual a:
(3.26)
(3.27)
Y por tanto
78
3.2.6.1.2.1 Diagramas de Secuencia
Diagrama de Secuencia de Generadores sin Craga Se trata de construir el diagrama de cada una de las secuencias de un generador sin
carga. Se supone que los voltajes están equilibrados y son de secuencia positiva. Cada uno de los diagramas de las tres secuencias contienen solamente el voltaje e impedancia de sus secuencias. Sea el generador indicado en la figura 3.14. [9] A
Z + EA
B
Z
EB +
Zn
EC +
Z
C
Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El diagrama de secuencia positiva está formado por el voltaje de secuencia positiva de la fase “A” o fase de referencia y por la impedancia de secuencia
directa
siendo el punto de referencia el neutro del generador, como se muestra en la figura 3.15. El voltaje de secuencia positiva hasta el neutro es:
79
(3.28)
Z
(1)
IA
+
A +
(1)
(1)
EA
VA
(1)
-
Referencia
Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva de un generador sincrónico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El diagrama de secuencia negativa está formado por la impedancia de secuencia negativa solamente, ya que se ha supuesto que los voltajes están balanceados y por lo tanto no existe componente de voltaje se secuencia inversa ni cero. La referencia de este diagrama es el neutro del generador, como se muestra en la figura 3.16 la caída de tensión desde el terminal hasta el neutro es:
Z(2) IA
(3.29)
A +
(2)
VA
Referencia
(2)
-
Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El diagrama de secuencia cero está formado por la impedancia de secuencia cero solamente, siendo la referencia la tierra del sistema, ya que solamente corriente de
80
secuencia cero fluye entre tierra y neutro. Si se considera el diagrama completo de secuencia cero, se tiene lo que se muestra en la figura 3.17:
(0)
IA A
Z ZN
(0)
IA
Z
B
Z
(0)
C
IA
Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador sincrónico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Se observa que la caída de tensión entre la fase A y la reactancia es:
( )
(3.30)
Siendo la impedancia total de secuencia cero igual a:
( )
(3.31)
El diagrama de secuencia cero desde “A” hasta la referencia
impedancia limitadora se muestra enla figura 3.18:
81
[11]
incluyendo la
(0)
+
IA Z
(0)
VA
(0)
-
Ref = Tierra
Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Diagrama de Secuencia en las Líneas de Transmisión Las impedancias de secuencias positiva y negativa de elementos lineales
simétricos y pasivos son idénticas. Si no hay inductancias mutuas entre las líneas trifásicas, la impedancia de secuencia cero también será igual a las impedancias de secuencia positiva y negativa. En la figura 3.19 se muestran las impedancias de secuencia de una línea de transmisión. [11]
A I
I = I(1) = I(2) = I(0)
Z
Z = Z(1) = Z(2) = Z(0)
Ref = Tierra Figura 3.19: Diagramas de secuencia en lineas de transmisión Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
82
Diagrama de Secuencia en Transformadores Por las razones expresadas para las líneas de transmisión, las tres impedancias de
secuencia de los transformadores son exactamente iguales. Sin embargo los diagramas de secuencias podrían ser diferentes. Los diagramas de secuencia negativa y positiva son siempre exactamente iguales, independientemente de las conexiones de los transformadores, pero el diagrama de secuencia cero depende de esas conexiones. En la figura 3.20 se muestran los diagramas de impedancia de secuencia positiva y negativa para cualquier conexión de transformadores:
Z Z=Z1 =Z Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Las corrientes de secuencia cero fluyen solamente si tienen un paso de retorno a través del neutro, en una conexión delta o estrella sin neutro este paso no existe, y por la tanto no existirá la componente de secuencia cero. Por otro lado, en un transformador ideal no existirá corriente en el primario si no existe corriente en el secundario, y no podrán formarse corrientes en el secundario si esta condición no puede darse en el primario. Con esta información se construyen los diagramas de secuencia cero para las distintas conexiones de los transformadores.
o
Conexión Y-Y sin aterramiento: en esta situación no hay paso a tierra en ninguno de los dos lados, por lo que no hay circulación de corriente en ningún bobinado. El diagrama de secuencia cero para esta conexión es el que se muestra en la figura 3.21.
83
B
A
a
Conexión Y-Y
Z(0)
b
Diagrama de secuencia cero Y-Y
Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
o
Conexión Y-Y con el primario o el secundario aterrado: en esta conexión hay un paso a tierra en el primario pero no lo hay en el secundario, o hay pase de corriente a tierra en el secundario sin embargo no en el primario; como no existe corriente de secuencia cero en uno de los devanados, esta corriente no aparecerá en el otro devanado. El diagrama de conexión es como se muestra en la figura 3.22 B
A
a
Conexión YN –Y
Z(0)
b
Diagrama de secuencia cero YN -Y
Figura 3.22: Diagramas de conexión YN -Y Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
o
Conexión Y – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra a ningún lado, por lo tanto no fluye corriente de secuencia cero en ninguna parte. Existe la posibilidad de corrientes de secuencia cero en el lado ∆ circulen internamente,
84
pero no así en el lado de la Y, por lo que no se podrá formar corrientes de secuencia cero ni en el primario ni en el secundario, el diagrama se muestra en la figura 3.23.
A
B
a
Conexión Y – ∆
Z(0)
b
Diagrama de secuencia cero Y– ∆
Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆ Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11] o
Conexión ∆ – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra en ninguno de los
bobinados, por lo que no habrá circulación de corriente cero entre los dos bobinados. Sin embargo hay la posibilidad de circulación de corrientes de secuencia cero internamente en el secundario y estas dan lugar a las correspondientes corrientes de secuencia cero en el primario, circulando internamente. El diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se muestra en la figura 3.24. B
A
a
Conexión ∆ - ∆
Z(0)
b
Diagrama de secuencia cero∆ - ∆
Figura 3.24: Diagramas de conexión ∆–∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
85
o
Conexión YN – ∆: en este tipo de conexión no hay posibilidad de circulación de corrientes de secuencia cero en las líneas del secundario, aunque sí internamente en la conexión ∆. La correspondiente corriente del primario tiene un paso a tierra,
por lo que circulará corriente de secuencia cero en las líneas del primario. El diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se muestra en la figura 3.25.
A
B
a
Z(0)
b
I(0)
Conexión YN – ∆
Diagrama de secuencia cero YN – ∆
Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆ Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11] o
Conexión YN –YN: en esta situación hay circulación de corrientes de secuencia cero entre los bobinados primario y secundario, por tanto hay circulación de corriente de secuencia cero en las líneas del primario y el secundario, lo cual se muestra en la figura 3.26. [11]
86
A
B
a
Conexión YN –YN
Z(0)
Diagrama de secuencia cero YN –YN
Figura 3.26: Diagramas de conexión YN –YN Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Diagrama de Secuencia de las Cargas Si las tres impedancias del sistema trifásico son iguales, las impedancias de las
tres secuencias tendrán en mismo valor e iguales impedancias de la carga. Los diagramas de secuencia positiva y negativa son similares, pero el diagrama de secuencia cero pudiera ser diferente a los anteriores según la forma de conexión de la carga. En la figura 3.27 se muestran los diagramas de secuencia positiva y negativa para una carga trifásica de cualquier conexión: [11]
Z (1)
Z = Z = Z(2)
Figura 3.27: Diagramas de secuencia positiva y negativa de una carga Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Los diagramas de secuencia cero tienen un comportamiento muy similar a los de los transformadores. En las figuras siguientes se muestran los diagramas de secuencia cero de las cargas trifásicas para las diferentes tipos de conexiones.
87
b
A
z
a
b
z
z
z
Conexión Y
Diagrama de secuencia cero Y
Figura 3.28: Diagramas de conexión Y Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
A
z
a z
z
z
Conexión YN
Diagrama de secuencia cero YN
Figura 3.29: Diagramas de conexión YN Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
A
z
a z
z z
Conexión ∆
Diagrama de secuencia cero ∆
Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
88
3.2.6.1.2.2 Análisis para Falla de Línea a Tierra Un sistema trifásico operando en una condición de voltajes y cargas balanceadas y que tienen un cortocircuito de línea a tierra en la fase A de cualquier parte del sistema, tal como se indica en la figura 3.31.
IA VA IB VB
IC
VC
Figura 3.31: Sistema Trifásico Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Los diagramas de secuencia vistos desde el punto de la falla se enseñan en la figura 3.32 en donde VF es el voltaje de prefalla en la fase “A” y Z(1), Z(2) y Z (0) son las impedancias de secuencia vistas desde el mismo punto de falla.
(1)
Z
A +
+
A
(2)
A
I
(1)
(0)
I
IA
(1)
(1)
EA
VA
Referencia
-
Diagrama de secuencia positiva
(0)
Z
Z
Ref = Tierra
Diagrama de secuencia negativa
Ref = Tierra
Diagrama de secuencia cero
Figura 3.32: Diagramas de secuencia Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Las relaciones entre los voltajes de secuencia y las corrientes de secuencia para el caso de estudio:
89
(3.28)
O matricialmente
[][][ ][]
(3.29)
La relación entre las componentes de corrientes de fase y corrientes de secuencia es:
[] [ ][]
(3.30)
Además, las condiciones para la falla de línea a tierra son:
Aplicando estas condiciones a las relaciones de la ecuación (3.30) se tiene:
[] [ ][] De donde
90
(3.31)
(3.32)
Además
Y
( )
(3.33)
(3.34)
La corriente de falla en todas las fases es:
[][ ][][]
(3.35)
De manera que se puedan cumplir las condiciones de corrientes y voltajes de secuencia, resultantes de la falla de línea a tierra, es decir:
Los tres diagramas de secuencia de la figura 3.32 deben quedar conectados en serie y en circuito cerrado, tal como se indica en la figura 3.33.
91
+
Z(1) + V(1) -
Ef
I(1) = I(2) = I(0) Z(2) + V(2) -
Z(0)
+ V(0) -
∅
Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1 Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
3.2.7 Sistema de Protección Eléctrica El sistema de protección eléctrica es el que tiene como función principal causar la pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. Ya que al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son:
o
Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de conductores y equipos asociados, aumento en las flechas de conductores (Efectos térmicos), movimientos en conductores, cadenas de aisladores y equipos (Efectos dinámicos).
92
o
Fluctuaciones severas de voltaje.
o
Desbalancees que ocasionan operación indebida de equipos.
o
Fluctuaciones de potencia.
o
Inestabilidad del sistema de potencia.
o
Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta grandes pérdidas económicas a los usuarios, dependiendo de si este es residencial,
o
comercial o industrial. Daños graves a personas y equipos.
o
Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema. [10]
3.2.7.1 Objetivos de un Sistema de Protección La necesidad de disponer de un sistema de protección se desprende del hecho de que cualquiera de los elementos que hacer parte de un sistema de potencia puede fallar afectando al sistema, y por tanto, a los consumidores durante todo el tiempo que dicho elemento permanezca en servicio. Todos los elementos del sistema están sujetos a fallas, pudiendo presentarse en cualquier momento, independientemente de la probabilidad de la falla o del costo del equipo; las fallas en las barras de las subestaciones pueden ser tan desastrosas como las fallas de generadores o transformadores. El objetivo fundamental de los sistemas de protección es el detectar, localizar y retirar rápidamente del sistema la parte fallada, permitiendo que el resto del sistema continúe prestando un buen servicio. [12] Los objetivos generales de un sistema de protección se resumen así:
o
Proteger efectivamente a las personas y los equipos.
o
Reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos.
93
o
Cubrir de manera ininterrumpida el Sistema
Eléctrico de Potencia (SEP),
estableciendo vigilancia el 100% del tiempo. o
Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SP (I, V, P, f, Z). [10]
3.2.7.2 Función de las Protecciones Eléctricas La función principal de un sistema de protección es fundamentalmente la de causar la pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla.
[10]
3.2.7.2.1 Funciones Fundamentales de un Sistema de Protección Para cumplir con su objetivo fundamental los sistemas de protección realizan diferentes funciones, orientadas a mantener la calidad y continuidad del servicio, algunas de ellas son:
o
Retirar rápidamente del servicio cualquier elemento que afecte el sistema, como es el caso de un elemento en cortocircuito.
o
Accionar señales sonoras o luminosas cuando se presente una condición anormal que pueda afectar el sistema a objeto de que el personal de operaciones tome las medidas pertinentes, como es el caso de la sobrecarga del transformador.
o
Retirar de servicio los elementos o equipos donde la condición anormal pueda poner en peligro al sistema o al mismo equipo, como es el caso de una sobrecarga mantenida en un transformador, es lógico que debe ser seccionado antes de que pueda fallar por sobrecarga.
94
o
Impedir maniobras incorrectas que pueda cometer el personal de operación y que puedan afectar al sistema de potencia, tal como una orden de sincronización sin cumplir los requisitos para ello.
o
Seccionar el sistema de potencia en el punto más adecuado frente a la pérdida de generación o frente a la pérdida de sincronismo.
Es imposible enumerar las funciones que debe realizar un sistema de protecciones, sin embargo, puede decirse que, en general, debe realizar todas aquellas funciones tendientes a evitar que se afecte la calidad y continuidad del servicio y mantener en su más alto grado de explotación y rentabilidad al sistema de potencia. Para realizar la función principal de retirar del sistema únicamente el elemento fallado se utilizan interruptores o disyuntores que permiten seccionar el sistema de potencia. Es evidente que a mayor cantidad de interruptores que se utilicen es menor la parte del sistema que debe retirarse para eliminar la falla; sin embargo lo normal es colocar interruptores que seccionen el sistema es sus partes fundamentales, tal y como se muestra en la figura 3.34. [12] G1
T1
2
1
T2
T3
3 Cargas
Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
95
G2
3.2.7.2.2 Funciones Secundarias de un Sistema de Protección Los sistemas de protección, aparte de funciones principales o fundamentales, realizan otras funciones tales como:
o
Reducir los daños ocasionados por la falla a los equipos, retirando rápidamente.
o
del servicio el equipo fallado, como el caso de un generador en cortocircuito. Registrar el tipo de falla que ha ocurrido.
o
Determinar la localización exacta de la falla.
o
Llevar registros del número de fallas.
o
Averiguar si la falla es transitoria o permanente, y de ser transitoria restablecer el servicio. Es difícil enumerar todas las funciones secundarias que pueden realizar los
sistemas de protección, son más el resultado de la inventiva propia del diseñador, de los objetivos que se persiguen y de los recursos económicos disponibles, y, por lo tanto, no son de aplicación general. [12] La figura 3.35 muestra el proceso que sigue la señal de falla desde que es detectada por los transformadores de medida hasta que se produce el aislamiento de la falla y los equipos que intervienen. [10]
Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]
96
2.2.7.3 Características de un Sistema de Protección Cada sistema de potencia presenta características individuales por cuanto su desarrollo y configuración son diferentes. No es posible pretender que los sistemas de potencia de los diferentes países sigan el mismo patrón de desarrollo; esta circunstancia implica que los sistemas de protección no sigan un esquema general, por cuanto debe cubrir la totalidad del sistema de potencia, y, por lo tanto depende de la configuración y desarrollo del mismo. Sin embargo, puesto que el sistema de protección debe cumplir con el objetivo fundamental de mantener la calidad y continuidad del servicio y mantener el sistema en su más amplio grado de explotación, es posible deducir las características principales que debe presentar un sistema de protecciones, tales como:
Sensibilidad: la protección debe saber distinguir inequívocamente las situaciones de falla de aquellas que no lo son. Para dotar a un sistema de protección de esta característica es necesario:
o
Establecer para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que permiten distinguir las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.
o
Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limite que separan las situaciones de falla de las situaciones normales de operación. Las "condiciones limite" son un concepto más amplio que el de "valores
límite" ya que, en muchas ocasiones, el solo conocimiento del valor de una magnitud no basta para determinar si ha sido alcanzado como consecuencia de una situación anómala de funcionamiento. Tal es el caso, por ejemplo, de la energización de un transformador de potencia. La conexión del primario del transformador a la red srcina una fuerte
97
intensidad de vacío, denominada en inglés inrush current, que si es analizada única y exclusivamente desde el punto de vista de su elevado valor puede llevar a interpretaciones erróneas. Un análisis más amplio, que incluya el estudio de la forma de onda a través de sus componentes armónicos, permite establecer si el súbito incremento de la corriente es debido a la energización del transformador o ha sido srcinado por una situación de falla.
Selectividad: la selectividad es la capacidad que debe tener la protección para, una vez detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia, dar orden de disparar los interruptores automáticos que controla, cuando así sea necesario para despejar la falla. Tan importante es que una protección actúe cuando tiene que actuar como que no actúe cuando no tiene que actuar. Si la falla se ha producido dentro del área vigilada por la protección ésta debe dar la orden de abrir los interruptores que aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la falla se ha producido fuera de su área de vigilancia, la protección debe dejar que sean otras protecciones las que actúen para despejarla, ya que su actuación dejaría fuera de servicio un número de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para aislar la falla y, consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema. Existen diversas formas de dotar a las protecciones de la característica de selectividad. En algunos casos, la propia configuración de la protección hace que solamente sea sensible ante fallas ocurridas en su área de protección y, por tanto, la selectividad resulta ser una cualidad inherente al propio funcionamiento de la protección. En los casos en que las protecciones si son sensibles a fallas ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad puede lograrse, por ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de actuación en coordinación con el resto de protecciones relacionadas.
98
Rapidez: tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más rápidamente posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se extenderán sus efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos. Todo ello redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de equipos dañados, y, por tanto, en un menor tiempo de indisponibilidad de las instalaciones afectadas por la falla, lo que posibilita un mayor y mejor aprovechamiento de los recursos ofrecidos por el SEP.
Fiabilidad: una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente. Esto significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la protección con su actuación u operación. La protección está vigilando continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación. Seguridad significa que no deben producirse actuaciones innecesarias ni omitirse actuaciones necesarias. Por otra parte, cuando la protección debe actuar es necesario que todas las etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean cumplidas con efectividad. El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden de actuación dada por la protección no podría ser cumplida con la debida obediencia por el interruptor automático correspondiente. En este sentido, es necesario resaltar la gran importancia que tiene para las protecciones la definición de un adecuado programa de mantenimiento preventivo. Hay que tener en cuenta que una protección solamente actúa en condiciones de falla y que estas condiciones son escasas y excepcionales en cualquier SEP moderno. Por tanto, aunque una protección a lo largo de su vida útil va a operar en
99
escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que operara correctamente aunque haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última vez que lo hizo.
Economía y simplicidad: la instalación de una protección debe estar justificada tanto por motivos técnicos como económicos. La protección de una línea es importante, pero mucho más lo es impedir que los efectos de la falla alcancen a las instalaciones alimentadas por la línea o que éstas queden fuera de servicio. El sistema de protección es una pieza clave del SEP ya que permite:
o
Impedir que la falla se extienda a través del sistema y alcance a otros equipos e instalaciones provocando un deterioro de la calidad y continuidad del servicio.
o
Reducir los costes de reparación del daño.
o
Reducir los tiempos de permanencia fuera de servicio de equipos e instalaciones. Por tanto, la valoración económica no debe restringirse solamente al elemento
directamente protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que implicarían el fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento. Finalmente, es necesario señalar que una protección o sistema de protección debe evitar complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su funcionamiento. [20] Es evidente que para que el sistema de protecciones cumpla con estas características, es necesario que cada uno de los elementos que lo conforman individualmente la cumpla. Un relé de sobrecorriente para cortocircuito, por ejemplo debe: operar con baja corriente de cortocircuito (sensibilidad), operar solo para las fallas en el elemento correspondiente (selectividad), dar orden de disparo al
100
interruptor con la velocidad apropiada (velocidad), garantizar la orden de disparo (confiabilidad) y, no dar disparos innecesarios frente a fallas que no corresponden (estabilidad). [12]
3.2.7.4 Protección en Sistemas Radiales En los sistemas radiales solo se presenta una vía de alimentación a la falla y en consecuencia únicamente es necesario abrir un interruptor para suspender la alimentación a la falla, tal como se muestra en la figura 3.36. Para la falla 1, el sistema de protecciones debe dar orden de disparo al interruptor “D” para interrumpir la alimentación a la carga.
Para la falla 2, el sis tema de protecciones debe hacer operar el interruptor “C” para interrumpir la alimentación a la falla, no es necesario colocar dos interruptores a ambos extremos de la línea para retirar únicamente la línea fallada, ya que igualmente todos los consumidores aguas abajo, quedan sin servicio al abrir el interruptor “C”, tal y como se muestra en la figura 3.36.
A
G1
B
C Línea
Línea
1
2
Falla 3
D
E
3
Falla 2
Línea
F
Falla 1
Figura 3.36: Sistema Radial Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
Para la falla 3, el sistema de protecciones debe hacer operar al interruptor “A”, quedando sin servicio todos los consumidores aguas abajo, prácticamente todo el
101
sistema de potencia. Esta es precisamente la gran desventaja de los sistemas radiales. [12]
3.2.7.5 Protección en Sistemas Mallados
En este tipo de configuración se presentan varias vías de alimentación a las cargas, y, por tanto, diferentes vías de alimentación a la falla, en consecuencia, es necesario interrumpir todas las alimentaciones para despejar completamente la falla, como se muestra en la figura 3.37. Para falla en cualquiera de las líneas de transmisión, como la falla 1, el sistema de protecciones debe hacer operar los interruptores de ambos extremos de la línea, y, puesto que, los consumidores no se alimentan de las líneas, no se retira ningún consumidor del servicio. Es importante resaltar que la gran mayoría de fallas en los sistemas de potencia se presenta en las líneas de transmisión, como consecuencia de la longitud y condiciones desfavorables que presentan en su recorrido; sin embargo, para este tipo de fallas, los sistemas mallados no suspenden la alimentación a ningún consumidor.
Líne1a A
G1
Líne2a Falla 1
B
C
Líne3a D
E
G
G
G2
Falla 2
F
H
Figura 3.37: Sistema mallado Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
102
G3
Para la falla en las barras, como en la falla 2, el sistema de protecciones debe operar todos los interruptores que alimentan a la barra, deben operar los interruptores “D”, “E” y “F”, suspendiendo del servicio a todos los consumidores que se alimentan
de la barra; sin embargo, las fallas en barras son de muy baja frecuencia como resultado de la poca extensión, confiable diseño y favorables condiciones que se presentan dentro de una subestación. [12]
3.2.7.6 Área de Protección de los Sistemas de Potencia La colocación de interruptores en los sistemas de potencia para seccionarlos, y el hecho de que, el sistema de protecciones imparte orden de disparo a los interruptores apropiados para retirar la falla, da srcen a lo que se ha dado en llamar las áreas de protección, como se muestra en la figura 3.38. Al ocurrir una falla, en cualquiera de las áreas de protección de la figura 3.38, el sistema de protecciones debe dar orden de disparo a todos los interruptores pertenecientes al área falla, puede observarse que al operar dichos interruptores se eliminan todas las alimentaciones de la falla. [12]
103
2 1
2
4
3
5
5
G1
G2 1
4
2
5
5
3
2
1. Área de protección del generador. 2. Área de protección de barras. 3. Área de protección de transformador. 4. Área de protección de barra seccionada. 5. Área de protección de líneas.
Figura 3.38 Áreas de protección Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
3.2.7.7 Protección Primaria, Protección de Respaldo y Protección Secundaria de los Sistemas de Potencia Todos los elementos de un sistema de potencia deben estar correctamente protegidos de tal forma que los relevadores solamente operen ante la ocurrencia de fallas. Algunos relevadores operan solo para fallas que ocurren dentro de su zona de protección; esto es llamado “protección tipo unitaria”. De otro lado, otros relevadores
son capaces de detectar fallas dentro de una zona particular y fuera de ella, usualmente en zonas adyacentes, y pueden usarse como respaldo de la protección primaria como una segunda línea de defensa. Es esencial que cualquier falla sea aislada, aún si la protección principal asociada no opera. Por lo tanto, en lo posible, cada elemento en el sistema de potencia debe estar protegido por los relevadores primarios y de respaldo. [10]
104
3.2.7.7.1 Protección Primaria Un sistema de protección primaria debe operar cada vez que uno de sus elementos detecten una falla. Ella cubre una zona de protección conformada por uno o más elementos del sistema de potencia, tales como máquinas eléctricas, líneas y barras. Es posible que para un elemento del sistema de potencia se tengan varios dispositivos de protección primaria. Sin embargo, esto no implica que estos no operarán todos para la misma falla. Debe notarse que la protección primaria de un componente de un equipo del sistema puede no necesariamente estar instalado en el mismo punto de ubicación del equipo del sistema; en algunos casos puede estar ubicado en una subestación adyacente. [10]
3.2.7.7.2 Protección de Respaldo
La protección de respaldo es instalada para operar cuando, por cualquier razón, la protección primaria no opera. Para obtener esto, el relevador de protección de respaldo tiene un elemento de detección que pude ser o no similar al usado por el sistema de protección primaria, pero que también incluye un circuito de tiempo diferido que hace lenta la operación del relé y permite el tiempo necesario para que la protección primaria opere primero. Un relevador puede proporcionar protección de respaldo simultáneamente a diferentes componentes del equipo del sistema, e igualmente el mismo equipo puede tener varios relevadores de protección de respaldo diferentes. En efecto, es muy común que un relevador actúe como protección primaria para un componente de equipo y como respaldo para otro.
105
[10]
3.2.7.7.3 Protección Secundaria En algunas ocasiones, según la importancia del sistema o de los consumidores, es recomendable recurrir a un segundo nivel de protección, dentro de una misma subestación, llamado protección secundaria, un poco retardada, antes de ocurrir la protección de respaldo. En tal caso debe tratarse de independizar los equipos que operan ambas protecciones con el objetivo de evitar que la falla afecte ambos niveles de protección. Es importante aclarar que el empleo de protección secundaria en ningún caso puede justificar la eliminación de la protección de respaldo, que sigue siendo una protección remota, con equipos completamente diferentes, y evitar que una falla afecte ambos sistemas. [12]
3.2.8 Partes de un Sistema de Protecciones
3.2.8.1 Alimentación de los Equipos de Protección Los equipos de protecciones se alimentan por medio de transformadores de medida que reducen los valores reales de tensión y corriente a valores adecuados a la alimentación de estos equipos, y al mismo tiempo, aíslan el sistema de protección de alto voltaje y altas corrientes del sistema de potencia, evitando riesgos en la operación y manipulación de los equipos. El valor normalizado de corriente es generalmente de 5 A; sin embargo, ocasionalmente se utilizan 1 y 0.1 A. Los valores normalizados de tensión son de 100, 110 o 120 V.
106
Los transformadores de medida, como todo equipo de medición, presentan errores que deben tenerse en cuenta en el diseño de la protección para garantizar la satisfactoria operación de los equipos. Los transformadores de medida para la protección deben cumplir con su función en condiciones de falla, que es realmente como deben operar correctamente, los transformadores de medida para otras aplicaciones deben desempeñar su función en condiciones normales de operación del sistema de potencia, por lo tanto, la tecnología de los transformadores de medición siguen normas de diseño diferentes a los de otras aplicaciones. [12]
3.2.8.1.1 Transformador de Corriente (TC) Es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito al cual se requiere medir la corriente, sobre el devanado secundario se conectan en serie los instrumentos relativos (amperímetros, vatímetros, medidores de energía, entre otros de ser necesario), que deben tener un valor de impedancia muy bajo, para mantener el transformador en condiciones cercanas al cortocircuito. [13]
3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (TP) Es un transformador de tensión en el que el circuito primario se conecta en derivación, con el circuito del cual se desea conocer el voltaje. En el secundario, se conectan en paralelo los instrumentos correspondientes (voltímetros, vatímetros, medidores de energía, relés, entre otros que sean necesarios). [13]
107
3.2.8.2 Relés o Relevadores Un relé es simplemente un elemento de vigilancia que recibe una o varias señales del sistema de potencia y que actúa dependiendo de la información recibida, dando generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores.
Es oportuno aclarar que algunos relés presentan una construcción similar a la de un contactor, sin embargo, la aplicación de ambos es totalmente deferente. El contactor no es un elemento de vigilancia, solamente recibe órdenes de abrir o cerrar, normalmente circuitos de potencia; por el contrario, el relé recibe información permanentemente, y solamente actúa cuando detecta una condición de falla.
[12]
3.2.8.2.1 Clasificación de los Relevadores Los relevadores de protección pueden clasificarse de acuerdo con la función que ellos pueden realizar, su construcción, con la señal de entrada y con el tipo de funcionamiento.
3.2.8.2.1.1 Acuerdo a su Función General
Relevadores de Protección: un relevador de protección es un dispositivo que censa cualquier cambio en la señal que está recibiendo, usualmente desde una fuente de corriente o de voltaje. Si la magnitud de la señal de entrada está por fuera de un rango preajustado, el relevador operará, para cerrar o abrir contactos eléctricos para iniciar alguna operación. En otra palabras, detectan defectos en líneas y equipos, o condiciones peligrosas o inestables. Pueden iniciar o permitir la operación de un interruptor o simplemente dar una alarma.
108
Relevadores de Monitoreo: verifican condiciones de un sistema eléctrico o en el sistema de protección mismo, incluyen detectores de fallas, unidades de alarma, relevadores para monitorear canales, verificar sincronismo, fase o circuitos (secuencia de fases).
Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierre del circuito de operación para suplir otro relevador o dispositivo. Incluyen temporizadores, relevadores de contacto múltiple, relevadores receptores, relevadores de apertura definitiva, relevadores de cierre y relevadores de disparo.
Relevadores de Control o Reguladores: controlan características básicas que deben permanecer dentro de ciertos límites. Funcionan mediante equipo suplementario para restaurar la cantidad a los límites prescritos.
Relevadores de programación: establecen o detectan secuencias eléctricas, para recierre y sincronización. [10]
3.2.8.2.1.2 De Acuerdo a su Principio de Operación
Relés de Tracción de Armadura: utilizan como base de su operación principios electromagnéticos, al igual que los contactores. El tiempo de operación de este tipo de relé es instantáneo o de acción inmediata. Si se desea retardar la orden de disparo al interruptor, se debe recurrir a un relé de tiempo, intermediario entre el relé de protección y el interruptor, que permitirá ajustar el tiempo deseado de retardo.
Relés de Inducción: son los que utilizan como base de su operación principios de inducción, al igual que los motores. El tiempo de operación de este tipo de relé es ajustable, modificando la distancia que debe recorrer el inducido para cerrar el contacto. Además es de tiempo inverso.
Relés Electrónicos: son los relés en donde los procesos se realizan por medio de elementos electrónicos. Este relé presenta la ventaja de que su característica de operación se puede modificar fácilmente, y por lo tanto, se pueden obtener
109
tiempos instantáneos o retardados, e igualmente, se consiguen las características inversas que se desean. Dentro de estos relés se encuentran los relés propiamente electrónicos y los relés numéricos.
Relés Numéricos: son los que muestran numéricamente y en forma secuencial los valores instantáneos de las señales srcinales que reciben, los memorizan, para posteriormente
procesarlos
por
medio
del
empleo
de
elementos
[12]
microprocesadores utilizando métodos numéricos.
3.2.8.2.1.3 De Acuerdo al Tipo de Protección
Relevadores de Sobrecorriente: son los que operan cuando se detecta un estado de sobrecarga en el sistema (tensiones nominales con corrientes de carga superiores a lo permitido en la red). La protección de sobrecorriente es la más antigua, sencilla, económica y relativamente confiable. Su principio de operación se basa en el parámetro de la corriente de falla. El objetivo primario este relé es el detectar la falla y dar orden al interruptor para que la aísle y esto lo cumple a cabalidad la protección de sobrecorriente. De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden clasificarse, en general, tal como se muestra a continuación: Instantáneos
Tipos de Relés
Tiempo Definido Retardados
Inverso Tiempo Inverso
Muy inverso Extremadamente Inverso
Basado en las características de operación del relevador, los relevadores de sobrecorriente pueden clasificarse en tres grupos: De corriente definida, de tiempo
110
definido, y de tiempo inverso. Las curvas características de estos tres tipos se muestran en la figura 3.39.
t
t
t
t1
De corriente definido
I/IP
De tiempo definido
I/IP
De tiempo inverso
I/IP
Figura 3.39: Curvas asintóticas aproximadas de los relés de sobrecorriente Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos[10]
Relevadores de Corriente Definida: este tipo de relevadores opera instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste es seleccionado de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el relevador operará para un valor bajo de corriente y las corrientes de operación del relevador aumentan progresivamente en cada subestación rumbo a la fuente. Así, el relevador con ajuste más bajo opera primero y desconecta la carga en el punto más cercano. Este tipo de protección tiene el inconveniente de tener poca selectividad a altos valores de corriente de cortocircuito. Otra desventaja es la dificultad para distinguir entre la corriente de falla en uno u otro punto cuando la impedancia entre esos puntos es pequeña en comparación hacia el lado de la fuente, conduciendo hacia la posibilidad de que se presente pobre discriminación.
Relevadores de Tiempo Definido o Tiempo/Corriente Definidos: este tipo de relevadores permite ajustes variables para hacer frente a diferentes niveles de corriente utilizando diferentes tiempos de operación. Los ajustes pueden hacerse de tal manera que el interruptor más cercano a la falla sea disparado en el tiempo más corto y luego los interruptores restantes son disparados sucesivamente, usando tiempos diferidos, moviéndose atrás hacia la fuente. La diferencia entre
111
los tiempos de disparo para la misma corriente es llamada el tiempo de discriminación. La coordinación entre estos relevadores se puede realizar con retardos de tiempo fijos de tal forma que el tiempo del más lejano sea el menor. El tiempo de operación es así independiente de los niveles de falla. la coordinación se denomina escalonamiento de tiempo.
Relevadores de Tiempo Inverso: son los que operan en un tiempo que es inversamente proporcional a la corriente de falla. Su ventaja sobre los relevadores de tiempo definido es que para corrientes muy altas, se pueden obtener tiempos de disparo mucho más cortos sin riesgo para la selectividad de la protección. Los relevadores de tiempo inverso están clasificados de acuerdo con su curva característica que indica la velocidad de operación (moderadamente inverso, inverso, muy inverso y extremadamente inverso). Cambiando algunos de los parámetros del elemento, se pueden obtener las diferentes curvas características que se muestran en la figura 3.40, las que se denominan: inversa, muy inversa y extremadamente inversa.
Curva Inversa
Curva Muy Inversa
Curva Extremadamente Inversa
Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés inversos Fuente: Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]
112
Relevadores de Distancia: operan de acuerdo a la distancia entre el transformador de corriente del relevador y la falla. La distancia es medida en términos de Z, X o R. Se basan en el principio de la medición permanente de corriente y tensión de un circuito en particular y convertirlo en valores de impedancia, a fin de compararlo con valores de ajustes y establecer si existe una condición fuera de los parámetros de ajustes y/o una condición de falla.
Relevadores Diferenciales: operan de acuerdo a la diferencia escalar o vectorial entre dos cantidades de corriente o de voltaje. Son relés que funcionan en equipos en los cuales se requiere obtener tiempos de operación mínimos. Esto a través de la medición permanente de corrientes que entran y salen de un circuito o equipo en particular, utilizando el principio de que todas las corrientes que entran a un punto tienen que ser igual a las que salen, lo contrario es indicativo a presencia de falla. En este caso es importante destacar, que el ajuste cumple otra función, como lo es la de compensar la diferencia de medición causada por errores en los diferentes transformadores de corriente.
Relevadores Direccional: son los que están capacitados para distinguir el flujo de corriente de una dirección a la otra en un circuito de CA reconociendo las diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y la magnitud de polarización. La capacidad para distinguir entre el flujo de corriente de una dirección a la otra depende de la selección de magnitud de polarización y del ángulo del torque máximo, y todas la variaciones en la función proporcionadas por los relevadores direccionales de C.A dependen de estas dos magnitudes.
Relevadores de potencia inversa.
Relevadores de bajo voltaje.
Relevadores de tierra. [10]
113
3.2.8.2.1.4 De Acuerdo al Tiempo de Funcionamiento
Relé de Tiempo Temporizado: en esta ocasión el relé va a detectar un valor de corriente superior o igual al ajustado y esperará un tiempo (prefijado) para luego enviar una orden de apertura al interruptor asociado.
Relé Instantáneo: al detectar un valor de corriente superior al ajustado por la unidad de disparo, el dispositivo[10]actúa inmediatamente, enviando una orden de apertura al interruptor asociado.
3.2.8.3 Interruptor Dispositivo de apertura o cierre mecánico capaz de soportar tanto la corriente operación normal como las altas corrientes durante un tiempo específico, debido a fallas en el sistema. Pueden cerrar o abrir en forma manual o automática por medio de relevadores. Deben tener alta capacidad de interrupción de corriente y soportar altas corrientes en forma continua. Su operación automática se hace por medio de relevadores que son los encargados de sensar las condiciones de operación de la red; situaciones anormales tales como sobrecargas o corrientes de falla ejercen acciones de mando sobre el interruptor, ordenándole abrir. Las señales de mando del relevador hacia el interruptor pueden ser enviadas en forma eléctrica, mecánica, hidráulica o neumática. En la tabla 3.41 se resumen los valores nominales de interruptores empleados en sistemas de distribución. Para interruptores de 1200 A y menores al ciclo de operación establecido CO-15-CO significan por ejemplo que el interruptor puede cerrar con una falla simétrica de 20 kA, abrir, permanecerá abierto durante 15s, cerrar nuevamente y volver a abrir sin daño.
114
Tabla 3.2: Valores nominales de los interruptores
Tensión nominal del sistema [kVrms]
Tensión nominal máxima [kVrms]
Corriente nominal a 60 Hz [Arms]
7,2
8,25
800
14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 14,4 34,5 34,5 34,5 34,5 34,5
15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 15,5 38,0 38,0 38,0 38,0 38,0
800 1200 1200 1200 1200 1200 3000 1200 1200 2000 1200 2000
Capacidad Corriente Capacidad Tiempo de de SC a de nominal de interrupción tensión recierre interrupción máxima nominal 1,6*ISC [Ciclos] simétrica [kArms] [kArms] [kArms] 20,0 5 20,0 32 12,5 20,0 20,0 25,0 25,0 40,0 63,0 31,5 31,5 31,5 40,0 40,0
5 5 5 5 5 5 8 5 5 5 5 5
12,5 20,0 20,0 25,0 25,0 40,0 63,0 20,0 31,5 31,5 40,0 40,0
20 32 32 40 40 67 101 32 50 50 64 63
Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protecciones de sistemas eléctricos [10]
3.2.9 Coordinación de Protecciones Eléctricas La coordinación tiene por objeto determinar todos los ajustes que deben hacerse a los diferentes relés con el fin de que cada uno realice la función específica que le corresponde. En la protección de cortocircuito, como se explicó anteriormente, el esquema universalmente aceptado consiste en disponer de todos los puntos del sistema de protección primaria y protección de respaldo. [8] Es el proceso de selección de ajustes o curvas características de dispositivos de protección, de tal manera que la operación de los mismos se efectúe organizada y selectivamente, en un orden específico y con el mínimo tiempo de operación, para minimizar la interrupción del servicio al cliente y para aislar adecuadamente la menor porción posible del sistema de potencia como consecuencia de la falla. [11]
115
3.2.9.1 Fundamentos de Coordinación de Protecciones Cuando un sistema está protegido por varios dispositivos conectados en serie, es necesario que el dispositivo más cercano a la falla, denominado dispositivo de protección primaria, opere antes que los dispositivos de respaldo que están más lejos de la misma. Cuando los dispositivos de protección de un sistema están ajustados de tal forma que para cualquier falla opera primero la protección principal, se refiere que dichos dispositivos están coordinados y que su operación es selectiva. La coordinación trae como consecuencia que durante el despeje de la falla soló se desconecte una mínima porción del sistema. La operación selectiva de los dispositivos de sobrecorriente se obtiene al escoger adecuadamente su corriente mínima de operación y su curva de temporización. A medida que los dispositivos de protección se alejan de la carga y se acercan a la generación, tienen una corriente mínima de operación progresivamente mayor y un tiempo más largo de operación. La coordinación se efectúa cuando se grafican en una misma hoja de papel semilogarítmico las características tiempo-corriente de todos los dispositivos que deben estar coordinados, denominada línea de coordinación. Este tipo de representación gráfica de las características de relés de sobrecorrientes, fusibles y dispositivos de disparo directo ayuda a determinar el dispositivo apropiado para alcanzar la selectividad deseada. Las curvas de los diferentes dispositivos se deben obtener del fabricante. Para lograr obtener una selectividad apropiada es necesario que los dispositivos de protección se coordinen bajo las condiciones de operación más severa, es decir con fallas, en el caso de los relés de sobrecorriente, en su más alto valor calculado.
116
Después de obtener selectividad sobre el papel es necesario ajustar los dispositivos de protección con los valores calculados. Una vez efectuado este ajuste se puede verificar la correcta operación de estos dispositivos mediante una inyección de corriente primaria o una secundaria, esto con la finalidad de probar la curva característica del relé. Las especificaciones de los fusibles deben tomarse como un acto de fe porque no es posible ningún ajuste. Los dispositivos de disparo directo pueden verificarse si se dispone de un inyector de alta corriente. Los dispositivos de disparo directo con sensores (relés electrónicos) pueden probarse mediante una inyección secundaria porque utilizan transformadores de corriente. Para finalizar teniendo en cuenta la variedad de dispositivos de protección (relés de sobrecorriente, relés térmicos, fusibles, reconectadores, entre otros.) que existen, se pueden presentar muchos casos de coordinación, sin embargo, en todos estos la intuición y criterio propio del ingeniero que realiza el estudio es de mayor importancia que cualquier receta previamente concebida. [1]
3.2.9.2 Coordinación de Protecciones por Sobrecorriente
3.2.9.2.1 Coordinación por Tiempo La diferencia de tiempo en la operación de los relés, llamado “Δ t
de
coordinación”, corresponde a la diferencia mínima de tiempo que garantice la
coordinación entre los relés. En la figura 3.42, se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el interruptor B. Una posibilidad es coordinar los relés por tiempo; es decir, colocarle al
117
relé B un tiempo de operación mayor que el tiempo de operación de A, que permita que el interruptor A dispare antes de darle la orden al interruptor B, por lo tanto,
C
Línea 3 ICC3
G
(3.36)
B
Línea 1
Línea 2
A Fall2a
Falla 3 ICC2
ICC1
Fall1a
Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia
Sin embargo, para garantizar la coordinación es necesario que el tiempo de operación de B sea mayor que la sumatoria del tiempo de operación de A, mas el tiempo de operación del interruptor en A, mas el tiempo de sobrerecorrido del relé B, permitiendo un tiempo adicional de seguridad, por lo tanto: (3.37) De donde,
[12]
(3.38) (3.39)
3.2.9.2.2 Coordinación por Corriente
Si en la figura 3.42 se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el interruptor B, otro posibilidad es coordinar los relés por corriente, es decir, colocarle
118
al relé B una corriente de disparo mayor que la corriente de disparo de A, de tal forma, que el relé A se ponga en trabajo y el relé B no se ponga en trabajo, con el fin de que se dé orden de disparo al interruptor A y no se de orden de disparo al interruptor B, por lo tanto,
(3.40)
Generalmente, para garantizar una operación correcta, se requiere que,
(3.41)
(3.42)
En general,
En otras palabras, la corriente de disparo de B debe ser mayor que la corriente de cortocircuito del terminal remoto, para garantizar que el relé no se pone en trabajo para fallas más allá del terminal remoto. La corriente de puesta en trabajo de un relé debe ser mayor que la corriente de carga y por supuesto menor que la corriente de cortocircuito; por lo tanto,
(3.43)
Generalmente para garantizar una operación correcta se requiere que,
119
(3.38) (3.39)
3.2.10 Protecciones de Redes de Distribución Si un circuito de distribución fuera instalado sin el equipo de protección de sobrecorriente, las fallas podrían causar una falta de suministro de energía a todos los consumidores servidos desde el alimentador. Esto trae como consecuencia una reducción en los niveles de confiabilidad (continuidad del servicio) que son inaceptables. Para incrementar el nivel de fiabilidad en el suministro de energía eléctrica existen dos opciones: Diseñar, construir y operar un sistema de tal forma que el número de fallas se minimice. Instalar equipo de protección contra sobrecorrientes de tal forma que reduzca el efecto de las fallas. Se deben analizar las dos alternativas para que el servicio al consumidor tenga un nivel de confiabilidad aceptable al más bajo costo. El problema de protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas y la exigencia de un suministro de energía a los consumidores con una calidad de servicio cada vez mayor. Los tres tipos de protecciones más utilizados y propios de los sistemas de distribución son:
o
Los fusibles
o
Los interruptores
o
Los reconectadores automáticos.
120
También las protecciones de la redes de distribución intervienen otros equipos, como los relés de sobrecorriente y los interruptores de poder.
[14]
3.2.10.1 Fusibles
Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y confiable dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como:
o
Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido.
o
Interrumpir sobrecorrientes.
o
Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición (extinción controlada del arco). Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que
se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”;
y el
intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina “tiempo máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre
que es sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde y queda sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da hasta que un técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible. Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos.
o
Fusible tipo K, conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades 6 a 8).
o
Fusibles Tipo T, más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).
o
Fusible tipo Std, intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de corriente (relación de velocidad 7 a 11).
121
o
Fusible Tipo H, conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).
o
Fusible Tipo N, conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún que los H.
o
Fusible Tipo X, provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones de la corriente (relación de velocidad 32).
o
Fusible Tipo Sft, provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporarias en transformadores. o
Fusibles Tipo MS o KS, respuesta ultra lenta y mayor permisividad de corriente que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).
o
Fusibles Tipo MN241 AYEE, conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.
o
Fusibles tipo DUAL, son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es de 13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente). Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de
cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y subdivisión. De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y sub división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido se funda antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda antes que uno de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes curvas según su valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos. [21] En la Figura 3.43 se muestran las curvas de fusible de diferentes valores en amperios.
122
Figura 3.42.: Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente. Fuente: Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación Machala. [21]
3.2.10.1.1 Operación La mayoría de las cuchillas fusible operan bajo el principio de expulsión, para lo cual, el tubo que contiene el elemento fusible (listón fusible) que puede ser de fibra emite gases desionizantes para confinar el arco eléctrico producto de la interrupción. En la tabla 3.2 se indican los valores comunes de corrientes.
123
Tabla 3.3: Capacidad de corriente de interrupción para cortacircuitos fusibles
Tipo estándar Corriente en régimen continuo
Clase de tensión [kV] 7,8 25 7,8 15
100
27 7,8 15 27 7,8 15
200 7,8 15
Capacidad de interrupción [A] Asimétrica Simétrica 7,8 5.000 3.550 15,0 4.0000 2.800 Servicio Pesado 7,8 10.060 7.100 15,0 8.000 5.600 7,8 10.000 7.100 27,0 6.000 4.000 15,0 8.000 5.600 Servicio Súper Pesado 7,8 20.000 14.500 15,0 15.000 11.500 7,8 20.000 14.500 27 12.000 8.000 15 10.000 11.500 Tipo Estándar 7,8 5.000 3.550 15,0 4.000 2.800 Servicio Súper Pesado 7,8 20.000 14.500 15,0 16.000 11.500 7,8 20.000 14.500
Tensión aplicada [kV]
[10]
Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos
El principio de operación es relativamente simple, cuando se interrumpe la corriente de falla, el tubo de fibra de vidrio (con recubrimiento de ácido bórico en su interior) se calienta hasta que se funde el elemento fusible, emitiendo gases desionizantes que se acumulan dentro del tubo, forzando, comprimiendo y refrigerando el arco, los gases escapan por la parte inferior del tubo. La presencia de los gases desionizantes impide el restablecimiento del arco eléctrico auxiliándose en esta función por la turbulencia y presión de los gases, haciendo que se aumente la resistencia dieléctrica del aire atrapado dentro del tubo.
La fusión y separación del elemento fusible libera también el mecanismo de enganche del cortacircuito, de modo que el soporte del fusible (cañuela portafusible)
124
cae a la posición de abierto y puede ser localizado con facilidad por el personal de operaciones. La cañuela portafusible también puede conmutarse en forma manual con un bastón de maniobra (pértiga). También puede adicionárse le al cortacircuitos accesorios de ruptura de carga de modo que se puede operar como un interruptor de ruptura de carga. [10]
3.2.10.2 Reconectadores Automáticos Los reconectadores son dispositivos automáticos de recierre de un circuito cuando se producen alguna falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir la corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla abren o cierran el circuito en una secuencia predeterminada. Si la falla persiste después de ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga de aislar el resto del sistema. [21]
En los sistemas de distribución aérea, entre el 80 y el 95 % de las fallas son de tipo temporal; es decir, duran desde unos pocos ciclos hasta pocos segundos. Las causas típicas de fallas temporales son: contacto de líneas empujadas por el viento, ramas de árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores, pájaros y en general pequeños animales que cortocircuitan una línea con una superficie conectada a tierra, etc. Aunque estas fallas son transitorias hacen operar fusibles e interruptores automáticos. Esto trae consigo demoras en la reposición del servicio, las que pueden ser bastante prolongadas, (especialmente en el caso de zonas rurales) ya que es necesario llegar al lugar donde se produjo el problema y reponer el fusible o accionar el interruptor. [14]
125
En la figura 3.44 mostrada a continuación se presentan varios modelos de reconectadores. (Ver anexo 3).
Reconectador KF
Reconectador GVR
Reconectador KFE
Caja de control del reconectador programable PANACEA
Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores
Está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador abre en forma definitiva después de cierto número programado de operaciones (generalmente tres o cuatro), de modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema. La tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una falla temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador, si esta falla es de carácter permanente. [10]
126
Para comprender mejor el funcionamiento de un reconectador es necesario considerar lo siguiente:
Secuencia de Operación: los reconectadores pueden ser programados para un máximo de cuatro aperturas y tres reconexiones. Los tiempos de apertura pueden determinarse de curvas características tiempo – corriente, como las que se muestran en la figura 3.45. Cada punto de la curva características representa el tiempo de aclaramiento del reconectador para un determinado valor de corriente de falla. Es importante destacar que este dispositivo consta de dos tipos de curvas, una de operación rápida y una segunda de operación retardada.
Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution SystemProtection Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
Número Total de Operaciones o Aperturas: los reconectadores permiten programar desde una apertura hasta un máximo de cuatro, lo que depende del
127
estudio de coordinación con otros elementos de protección y que resulte más favorable para cada caso en particular.
Tiempo de Reconexión: son los intervalos de tiempo en que los contactos del reconectador permanecen abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de reconexión.
Tiempo de Reposición: es el tiempo después del cual el reconectador repone su programación, cuando su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente, debido a que la falla era de carácter temporal o fue aclarada por otro elemento de protección.
Corriente Mínima de Operación: es el valor mínimo de corriente para el cual el reconectador comienza a ejecutar su secuencia de operación programada. La secuencia de operación típica de un reconectador para abrir en caso de una falla permanente se muestra en la figura 3.46, donde se ha supuesto que la programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas y dos aperturas lentas, con tiempos obtenidos respectivamente, de la curva A y de la curva C de la figura 3.46, para la magnitud de corriente de falla correspondiente.
Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
128
Según la figura 3.46, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida circula la corriente de carga normal. Si ocurre una falla aguas abajo de la instalación del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida A en un tiempo “ta”. Permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1
segundo, al cabo del cual reconecta la línea fallada. Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se restablece el servicio. Si por el contrario, la falla permanece, el reconectador opera por segunda vez en curva rápida B y después de “tb” segundos abre nuevamente sus contactos. Luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de aclaramiento “tc” correspondiente a la curva lenta tipo C.
Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por última vez cerrando sus contactos. Si aún la falla está presente, el reconectador al cabo de “tc” segundos abre definitivamente. En caso que el reconectador no haya
completado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de reposición, repone su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando en condiciones de ejecutar completamente su secuencia de operación en caso de presentarse una nueva condición de falla en la línea.
[14]
3.2.10.2.1 Lugares Típicos de Instalación de Reconectadores Los reconectadores pueden ser usados en cualquier punto de un sistema de distribución donde el rango del reconectador es adecuado para los requerimientos del sistema. Las localizaciones lógicas para reconectadores se muestran en la figura 3.47, y corresponden a las indicadas por las respectivas letras:
129
130
Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando aplicaciones de los reconectadores Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10] A- En subestaciones, como el dispositivo de protección del alimentador primario que permite aislar el alimentador en caso de falla permanente. B- En líneas de distribución a una distancia de la subestación, para seccionalizar alimentadores largos y así prevenir salidas del alimentador, frecuentemente cuando una falla permanente ocurre cerca del final del alimentador. C- En ramales importantes desde el alimentador principal para proteger el alimentador principal de interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal. D- En pequeños ramales monofásicos. [10]
3.2.10.2.2 Criterios Técnicos de Aplicación de Reconectadores Para la correcta aplicación de los reconectadores, se deben considerar los siguientes factores:
o
La tensión nominal del sistema debe ser igual o menor a la tensión de diseño del reconectador.
131
o
La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se ubicará, debe ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador.
o
Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de falla en el punto de aplicación.
o
La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las fallas que ocurran dentro de la zona que se ha encomendado proteger
o
(sensibilidad). Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros elementos de protección instalados en el mismo sistema. [10]
3.2.10.3 Seccionalizadores El seccionalizador es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las fallas en las líneas de distribución. Se instala necesariamente junto con un equipo con reconexión automática. Para fallas ocurridas dentro de su zona de protección, el seccionalizador cuenta las aperturas y cierres efectuadas por el equipo de reconexión automática que se instala aguas arriba, y, de acuerdo a un ajuste previo, abre en el momento en que el reconectador está abierto; es decir, el seccionalizador cuenta los impulsos de corriente de falla que fluyen en el sistema, ajustándose para que abra después de un determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres como máximo. Siempre debe ajustarse para un pulso menos que el número de operaciones del reconectador asociado. Se usan a menudo en lugar de fusibles, en arranques donde es necesario reponer el servicio rápidamente y donde no se justifica el uso de otro reconectador en serie. No tienen curvas características de operación tiempo – corriente y se coordinan con los
132
reconectadores, como se verá más adelante, simplemente por sus corrientes nominales y sus secuencias de operación. Los requisitos básicos que deben considerarse para su adecuada aplicación son los siguientes:
o
El dispositivo de protección con reconexión automática, ubicado aguas arriba del seccionalizador, debe tener la sensibilidad suficiente para detectar la corriente mínima de falla en toda la zona asignada para ser protegida por él. o
La corriente mínima de falla del sector de la línea que debe ser aislada por el seccionalizador debe exceder a su corriente mínima de operación.
o
El seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en una operación menos que el dispositivo con reconexión automática ubicado aguas arriba.
o
No debe excederse los valores de corrientes máximas de corta duración del seccionalizador.
o
Puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos reconectadores. Las ventajas de usar seccionalizadores en líneas radiales de distribución son:
o
Cuando se emplean en lugar de un reconectador, resultan de un costo de inversión inicial y de mantención menor.
o
Cuando se emplean sustituyendo un fusible, no presentan dificultades de coordinación como se presentaría al reemplazarse por otro fusible de tamaño diferente.
o
Pueden ser utilizados para desconectar o conectar líneas de carga, siempre que éstas estén dentro de su rango admisible. [14] En la figura 3.48 se presenta un reconectador tipio usado en los sistemas de
distribución
133
Figura 3.47: Seccionalizador
3.2.11 Coordinación de Dispositivos de Protección en Redes de Distribución En los sistemas de distribución actuales, la coordinación de los dispositivos de protección debe hacerse en serie; también se le conoce como cascada, debido a la que la mayoría de estos operan en forma radial. Cuando dos o más dispositivos de protección son aplicados en un sistema, el dispositivo más cercano a la falla del lado de alimentación es el dispositivo protector, y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo "respaldo" o protegido. El requerimiento indispensable para una adecuada coordinación consiste en que el dispositivo protector debe operar y despejar la sobrecorriente antes que el dispositivo de respaldo se funda (fusible) u opere al bloqueo (restaurador). Un ejemplo simple coordinación se muestra en la figura 3.49, cuando hay una falla en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C el de respaldo.
134
Derivación Lateral
15/13,8 kV A
B
Alimentador Principal
C
H
Interruptor
Acometida primaria del trasnformador
D
Transformador de distribución
13,8/0,22 kV
F
G
Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
Con respecto al dispositivo A, el equipo C es el equipo protector y debe interrumpir corrientes de falla permanente en el punto 2 antes que el elemento A opere a bloqueo. El dispositivo B es también un dispositivo protector para dispositivo A y opera en forma similar al componente C para una falla en el punto 3. El equipo A opera a bloqueo solamente con fallas permanentes antes que los dispositivos B y C, como en el punto 4. Para una falla en el punto 6, el componente E debe operar antes que el dispositivo D, previniendo con esto que el transformador salga de servicio, y con él el suministro de energía a las otras cargas en el secundario del transformador; igualmente, para una falla en el punto 5 el fusible D es el protector. Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto. [10] En general, los conceptos básicos de coordinación de los elementos de protección en alimentadores de distribución radial, pueden resumirse en dos:
135
o
El dispositivo de protección más próximo a la falla (local) debe despejarla, sea ésta permanente o transitoria, antes que el dispositivo de respaldo opere si este no tiene reconexión automática o antes que agote las reconexiones en caso de tenerlas.
o
Las interrupciones deben restringirse al mínimo en fallas permanentes, tanto en el tramo de la línea conectada como en el tiempo de duración. [14]
3.2.11.1 Coordinación de Fusibles En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que la protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. [20] Lo anterior se puede observar en la figura 3.50.
f1
G
f2
T
Figura 3.49: Coordinación fusible – fusible Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
Para la coordinación fusible – fusible se logra mediante la selección adecuada del tipo de fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda antes que el de respaldo, aislando el área con problemas.
136
En la práctica, la coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje de falla de un fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible de respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica la coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, entre otros) para un alimentador o circuito. [20]
Cuando se trata de coordinar solamente fusibles entre sí, se pueden utilizar sus curvas de tiempo – corriente, tal como las que se muestran en las figuras 3.51 y 3.52, para los fusibles de tipo K y T respectivamente. [14]
137
Figura 3.50: Curvas de tiempo máximo de operación para fusibles tipo K Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
138
Figura 3.51: Curvas de tiempo mínimo de fusión para fusibles tipo T Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Pro tection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
139
Sin embargo, es más cómodo trabajar con tablas de coordinación como las que se indican en las figuras 3.53 entre fusibles tipo K y 3.54 entre fusibles tipo T. Estas tablas indican el valor máximo de la corriente de falla a la cual se coordinan los fusibles respectivos y ellas están basadas en las curvas de máximo tiempo de operación del fusible y en la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible de respaldo.
Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI-NEMA Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
140
Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI-NEMA Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
Se considerará a manera de ejemplo, el sistema que se muestra en la figura 3.55, donde se indican las corrientes de carga de cada alimentador y el nivel de cortocircuito en cada punto de ubicación de un fusible (barra). A partir de la tabla de la figura 3.56, considerando fusibles de tipo T se tiene que:
Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
141
Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de elemento fusible Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14] Manual”, Bulletin Nº 71022. o
En A se puede elegir un fusible 15T que soporta en forma permanente hasta 23 A, mayor que la corriente de carga de ese tramo.
o
Por lo mismo, en B se elige un fusible 25T (38 A máximo) y en C un 80T (120 A máximo). Según la tabla de la figura 3.48, los fusibles 15T y 25T coordinan hasta una
corriente de falla máxima de 730 A, por lo tanto en B se debe elegir un fusible 30T que coordina con el 15T hasta 1.700 A (mayor que los 1.550 A de falla). Los fusibles 30T y 80T coordinan hasta 5.000 A, mayor que los 1.800 A de falla y por lo tanto en C queda el 80T. El resultado gráfico de la coordinación se muestra en la figura 3.57, donde las curvas con línea continua corresponden a las de tiempo mínimo de fusión y las segmentadas al tiempo máximo de aclaramiento. En la Figura se puede apreciar que, por ejemplo, para 1.630 A, el tiempo mínimo de fusión del 80T es de 0,16 segundos y el tiempo máximo de aclaramiento del fusible 30T es de 0,051 segundos, entonces, resulta que este tiempo es el 32% del tiempo de fusión del fusible 80T, por lo tanto,
142
existe una coordinación eficiente entre estos fusibles para esta corriente de falla máxima.
Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection Manual”, Bulletin Nº 71022.[14]
143
Para la falla de 1.550 A, se aprecia que la curva de tiempo máximo de aclaramiento del 15T se ha cruzado con la de tiempo mínimo de fusión del 25T. Los tiempos correspondientes son: 0,021 y 0,0165 segundos; es decir, el tiempo máximo de aclaramiento del 15T corresponde al 127,3 % del tiempo mínimo de fusión del 25T y por lo tanto no hay coordinación entre ellos. Al elegir el 30T en lugar del 25T, los tiempos son: 0,021 y 0,031 segundos, respectivamente (67,7 %).
[14]
3.2.11.2 Coordinación Interruptor (Relevador) – Fusible Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes de que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto debe mantenerse con el fin de permitir sobre –viajes del relé, errores en la señal del transformador de corriente, etc. De manera que aislamos el área afectada.
Existen interruptores tienen relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres en un intento de despejar fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé de recierre y el fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el fusible; una vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse antes de que el relé abra permanentemente el circuito. 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 mínimo tiempo de disparo del fusible o principal. Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de máximo tiempo de fusión del fusible debe quedar por arriba de la curva tiempo – corriente temporizada del relé de protección principal.
144
Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva tiempo – corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de mínimo tiempo de operación del fusible, y también debe estar por debajo de la curva de máximo tiempo de fusión del fusible 2. Estos tipos de coordinaciones serán indicadas en la siguiente figura 3.58.
Figura 3.57: Coordinación fusible – reconectador Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
3.2.11.3 Coordinación Interruptor Reconectador Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la coordinación estará dada entre el relé que comanda al disyuntor y el reconectador. El reconectador debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el relé no debe llegar a completar su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de operaciones del reconectador debe ser menor que la curva característica de tiempo – corriente del relé. Este rango de
145
coordinación está limitado por los relés con curvas de tiempo extremadamente inversa. Si una falla permanente ocurre en cualquier parte del sistema alimentador más allá del interruptor, el dispositivo de recierre operará 1, 2 o 3 veces instantáneamente (dependiendo del ajuste) en un intento por despejar la falla. Sin embargo, como una falla permanente estará aún en la línea al final de esas operaciones instantáneas, debe ser despejada por algún otro medio. Por esta razón, el reconectador estará provisto con 1, 2 o 3 operaciones diferidas (dependiendo del ajuste). Estas operaciones adicionalmente, son a propósito más lentas para proporcionar coordinación con fusibles o permitir que la fallas se autodespejen. Después de la cuarta operación, si la falla persiste en la línea, el reconectador abre y se bloqueará. La figura 3.59 representa las características instantáneas y de tiempo diferido de un reconectador automático convencional.
Características del reconectador automático Fuente:Figura Samuel3.58: Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
146
En la figura 3.60, se muestra como resulta la coordinación interruptor reconectador.
Figura 3.59: Coordinación Relé – Reconectador Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
3.2.11.4 Coordinación Reconectador - Fusibles Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan cortacircuitos fusibles sobre las derivaciones (laterales) de un alimentador aéreo. El uso de un dispositivo de recierre automático como protección de respaldo contra fallas temporales evita muchas salidas innecesarias que ocurren cuando se usan sólo fusibles. Aquí el reconectador de respaldo puede ser el restaurador del alimentador en la subestación usualmente con una secuencia de operación rápida seguida de dos operaciones de disparo diferidas, o un restaurador de rama de alimentador con dos actuaaciones instantáneas seguidas de dos operaciones disparo diferido como se muestra en la figura 3.61. [10]
147
Figura 3.60: Características t-I de disparo instantáneo y diferido del reconectador Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
El restaurador se ajusta para despejar una falla temporal antes de que cualquiera de los fusibles se pueda quemar y luego restablece el circuito una vez que desaparezca la causa de la falla (temporal). Pero si la falla es permanente, esta es despejada por el fusible correcto al alcanzar la temperatura de fusión después de las operaciones diferidas del restaurador (el cual queda en la posición lockout).
o
Coordinación El reconectador deberá detectar las fallas ocurridas en su zona y también las de la
zona del fusible. Por lo tanto, el fusible debe operar después de la característica rápida y antes de la lenta del reconectador, como se muestra en la figura 3.62, para ello se debe cumplir lo siguiente:
148
Figura 3.61: Coordinación reconectador – fusible Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
3.2.11.5 Coordinación Reconectador - Reconectador
Los requerimientos de esta coordinación puede aparecer debido a que puede existir cualquiera de las siguientes situaciones en un sistema de distribución:
o
Cuando se tienen 2 reconectadores trifásicos.
o
Cuando se tienen 2 reconectadores monofásicos.
o
Cuando se tiene 1 reconectador trifásico en la subestación y un reconectador monofásico sobre una de las ramas de un alimentador dado.
[10]
En la figura 3.63, se muestra como se coordinan los reconectadores en función de la corriente nominal del sistema.
149
Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominal Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection [14]
Manual”, Bulletin Nº 71022.
3.2.12.6 Coordinación entre Reconectador y Seccionalizador Para coordinar un reconectador con un seccionalizador no se requiere hacer análisis de curvas de tiempo – corriente debido a que el seccionalizador no tiene este tipo de curvas; sólo cuenta pulsos de corriente de falla y se ajusta para que abra luego de un determinado número de pulsos, como máximo, uno menos que el número de operaciones del reconectador ubicado aguas arriba y en el momento en que éste está abierto. [14]
150
3.3 Bases Legales 3.3.1 Código Eléctrico Nacional Según el Código Eléctrico Nacional en el artículo 240.4.(C), establece que cuando el dispositivo de protección de sobrecorriente tenga una intensidad máxima de disparo mayor de 800 A nominales, la ampacidad de los conductores que protege será igual o mayor que la intensidad nominal del dispositivo, tal como se define en 240.6.
240.6 Regímenes de Corriente Normalizados.
(A) Fusibles e Interruptores Automáticos de Caja Moldeada. Los regímenes de corriente normalizados de los fusibles e interruptores automáticos de caja moldeada de tiempo inverso, serán de 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110, 125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 1.000, 1.200, 1.600, 2.000, 2.500, 3.000, 4.000, 5.000 y 6.000 A. Adicionalmente, como régimen normalizado de los fusibles se considerará las de 1, 3, 6, 10 y 601 A. Se permitirá el uso de fusibles e interruptores automáticos de tiempo inverso con un régimen de corriente que no esté normalizado.
(B) Interruptores Automáticos con Disparo Ajustable. El régimen máximo de corriente de los interruptores automáticos ajustable por medios externos de ajuste del sensor de disparo de larga duración (en amperios o por sobrecarga) que no cumplan los requisitos de 240.6(C), se colocará al ajuste máximo posible.
(C) Interruptores con Acceso Restringido al Ajuste de Disparo. Se permitirá que los interruptores automáticos con acceso restringido a los medios de ajuste tengan una capacidad en amperios igual a la del sensor de disparo. Se entiende por acceso restringido lo siguiente:
151
(1) Tapas desmontables y cerradas con sello para los medios de ajuste. (2) Situados detrás de puertas cerradas con tornillos en los tableros. (3) Detrás de puertas cerradas accesibles sólo al personal calificado.
3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de Alimentación y Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución Contra Sobrecorrientes Esta norma definirá los requerimientos de protección contra sobrecorrientes del sistema de distribución CADAFE, a nivel primario y secundario.
3.3.2.1 Protección Primaria del Sistema de Distribución
3.3.2.1.1 Alimentadores Primarios Subterráneos
Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de distribución con relés incorporados para la protección del alimentador primario. La protección se hará mediante la utilización de tres relés de sobrecorriente para la protección de fallas de fase y uno para la protección de fallas de tierra. Los cuatro relés antes mencionados deberán estar equipados con las unidades instantáneas incorporadas, para proteger las redes contra fallas de alta capacidad. No se empleará relé de reenganche.
3.3.2.1.1.1 Criterio de Ajuste de los Relés de Protección de los Alimentadores Primarios Subterráneos i.
El ajuste de los relés de fase obedecerá los siguientes criterios:
152
o
El ajuste (TAP) deberá ser al menos 20% de la mayor carga de operación, o deberá ser ajustado a la capacidad del circuito. Este margen se basa en un error máximo del 20% de la supuesta relación con el mencionado ajuste.
o
La combinación de la corriente y del tiempo deberá ser tal que la corriente de arranque en frío de 30% de la carga máxima durante 2 segundos no ocasione la
o
operación del relé. La unidad instantánea de fase deberá tener un ajuste no menor de la máxima cresta de la corriente de arranque en frio, la cual se asumirá igual al 40% del valor máximo de la corriente de carga.
o
Se recomienda colocar el ajuste del relé para protección de falla a tierra al 24% de la corriente de carga máxima en las fases, a menos que, por razones de coordinación se deba ajustar a un valor menor.
o
La unidad instantánea de tierra no deberá ser ajustada a un valor menor del 200% de la corriente máxima de carga.
3.3.2.1.2 Alimentadores Primarios Aéreos Se deberá emplear
un disyuntor por cada salida desde la subestación de
distribución. En áreas rurales podrá emplearse un reconectador en la subestación de distribución que proteja cada salida. Adicionalmente, se podrán emplear reconectadores en los troncales, seccionalizadores en los ramales trifásicos y fusibles en los ramales monofásicos. Se presenta en la figura 3.64 el esquema típico de la aplicación de la protección primaria de un alimentador aéreo de distribución.
153
I
Ip Ic
R s
Figura 3.63: Esquema típico de aplicación de protecciones de un alimentador aéreo Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]
La protección de líneas aéreas deberá emplearse el relé de reenganche como equipo adicinal a incluir en cada disyuntor de la subestación .
3.3.2.1.2.1 Criterios de Ajuste de los Equipos de Protección de los Alimentadores Primarios Aéreos a. Disyuntor: i.
Deberán aplicarse los criterios de ajuste de los relés de protección indicados en el punto a.1.
ii.
Deberá emplearse el relé de reenganche con un máximo de tres operaciones sucesivas de apertura y cierre.
154
i.
b. Reconectador: La capacidad de bobina serie de un reconectador deberá cumplir con las siguientes condiciones: o
La capacidad nominal de la bobina en los reconectadores de control hidráulico deberá ser mayor que la corriente máxima de carga. La práctica usual deberá ser de 25% por encima de la corriente de carga máxima.
o
La corriente mínima de operación (pick – up) para la aplicación usual de los reconectadores hidráulicos deberá ser igual al 200% del valor de la corriente nominal. En los reconectadores tipo electrónico se deberá seleccionar la resistencia de tal forma que su corriente nominal sea mayor que el 25% de corriente máxima de carga. ii.
Se deberá coordinar con el interruptor o reconectador del lado de la fuente y con el reconectador, seccionalizador o fusibles aplicados en la lado de carga.
iii.
Se aplicarán conexiones automáticas, hasta un máximo de tres, la primera de las cuales será instantánea (sin retardo intencional) y las subsiguientes con retardo intencional de tiempo.
c. Seccionalizador i.
La bobina de un seccionalizador deberá tener una capacidad superior a la máxima corriente de carga.
ii.
El nivel mínimo de detección ( pickup) será del 160% de la capacidad nominal de la bobina para seccionalizadores de control hidráulico.
3.3.2.1.2.2 Coordinación de las Protecciones de los Alimentadores Primarios Aéreos a. Interruptor de Circuito – Reconectador
155
Método Exacto: la coordinación de los relés del interruptor del circuito, con los reconectadores de hará mediante las características corriente – tiempo de ambos equipos, considerando el efecto acumulativo del avance del disco (para relés electromagnéticos) para garantizar la no operación prematura del relé debido a los avances sucesivos y acumulativos del disco.
Método Aproximado: para efectuar la coordinación en el método anterior de una manera aproximada, se deberá comparar la característica del relé con la curva acumulativa del reconectador. La primera deberá estar por encima de la última. En caso de no lograrse coordinación se deberá usar el método exacto.
b. Interruptor de Circuito – Fusible La característica del relé del reconectador deberá estar por encima de la curva total de despeje (maximun cleaning) del fusible. Si el interruptor tiene relé de reconexión, los factores k serán aplicados. Los factores k aceptados son los que se muestran en la figura 3.71. Tabla 3.4: Fator K para la aplicación de fusibles del lado de carga
Tiempo de reconexión en ciclos 25 – 30 60 90 120
Una operación rapida Promedio Máximo 1,3 1,2 1,3 1,2 1,3 1,2 1,3 1,2
Dos operaciones rapidas Promedio Máximo 2,0 1,8 2,0 1,35 2,0 1,35 2,0 1,35
Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]
c. Reconectador – Reconectador La coordinación tendrá como objetivo la apertura definitiva del reconectador más cercano de la falla y la operación coordinada del reconectador que lo antecede a fin
156
de evitar su apertura definitiva. Para ello se deberán analizar las curvas rápidas y lentas de ambos, los tiempos de apertura, los regímenes de la bobina serie (reconectador de control hidráulico) o la calibración de las resistencias (reconectador de control electrónico).
d. Reconectador – Fusible o
Se deberá coordinar el reconectador automático ubicado en el lado de la fuente con los fusibles instalados en los primarios de transformadores de distribución o derevaciones monofásicos de líneas primarias, ubicadas en el lado de la carga.
o
Se deberán aplicar los factores k presentados en la figura 3.63 para la utilización de fusibles del lado de la carga, según las operaciones del reconecatdor ubicado en el lado de la fuente.
o
Para los estudios de coordinación entre reconectadores del lado de la fuente y fusibles del lado de la carga, se multiplica los factores K por la curva rápida de los reconectadores. El punto de intersección de la curva resultante mediante este procedimiento, para el reconectador, con la curva de fusión mínima del fusible (minimun melting current) determina el punto de máxima corriente para la cual hay coordinación. En la figura 3.63, la columna de promedio (average) se utiliza cuando las curvas características de los reconectadores son promedio, y la columna de máximas cuando dichas curvas son máximas.
e. Reconectador – Seccionalizador o Disyuntor de Circuito – Seccionalizador La coordinación se deberá hacer mediante un contador de operaciones de apertura del equipo que lo antecede (reconectador o disyuntor) y un detector para la corriente de falla. El seccionalizador deberá estar ajsutado para n – 1 aperturas del reconectador o interruptor.
157
3.3.2.1.3 Alimentadores Primarios Mixtos Son aplicables las condiciones de la protección en el caso de alimentadores subterráneos con posibilidad de emplear un relé de reenganche que tenga una sola operación de apertura y cierre.
158
CAPÍTULO IV MARCO METODOLÓGICO
El presente capítulo tiene como propósito mostrar el tipo de investigación, las técnicas y procedimientos que fueron empleados para llevar a cabo la búsqueda respectiva de la información requerida para la realización del proyecto. En consecuencia en el presente capítulo se definirá el modo en el que se enfoca el problema y se buscan las respuestas. Para Tamayo y Tamayo, (2.011) el marco metodológico constituye “La m édula del plan que se refiere a la descripción de las unidades de análisis de investigación, las técnicas de observación y de recolección de datos, los instrumentos, los procedimientos y las técnicas de análisis”
[16]
4.1 Diseño de la Investigación Al momento de diseñar la forma y estructura de la investigación, se debe tomar en cuenta principalmente los objetivos que se busquen alcanzar con la realización del proyecto. En consecuencia, el diseño dependerá directamente de la finalidad que se quiera alcanzar con dicha investigación, y de la manera de reunir la información o datos necesarios para con ellos responder las preguntas de investigación de manera práctica y concreta; es por ello que el diseño de la investigación es lo que señala al investigador lo que debe hacer, desde luego siguiendo un diseño, que será aplicado al contexto particular del estudio. [17]
159
La presente investigación, es de diseño Descriptiva, ya que comprende la descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, la composición o proceso de los fenómenos, recolección de datos y por último la interpretación de datos.
Se dice que esta investigación de enfatiza en un contexto descriptivo debido a que los estudios están basados en la observación, donde los datos de interés se adquieren a través de la supervisión de los comportamientos y hechos ocurridos, la investigación descriptiva va más alla de la toma y tabulación de datos, pues además busca especificar la propiedades, características y los perfiles más resaltantes e importantes de personas, grupos, entes o cualquier otro fenómeno que se someta al análisis. [17]
4.2 Tipo y Nivel de la Investigación
El tipo de investigación busca determinar los pasos a seguir en el estudio, sus técnicas y métodos que se emplearan en el mismo. En general determina el enfoque de la investigación, influyendo en los instrumentos, y hasta la manera de cómo se analizan los datos recaudados. [17] La presente investigación es de tipo documental, de campo y factible. En lo correspondiente a la investigación documental la organización del material dependerá del tema, los propositos del trabajo y la metodologia utilizada por las autoras; es necesario la elaboracion de nuevos esquemas conceptuales, explicaciones, modelos, argumentos, entre otras posibilidades.
160
Tamayo y Tamayo (2.011) indica que una investigacion es documental cuando “la fuente principal de información son documentos y cuando el interés del investigador es analizarlos.”…
[16]
La investigación de fundamenta básicamente en el uso de documentos técnicos, archivos y libros referentes a los sistemas de protecciones de las redes eléctricas, se utilizaron los diferentes manuales de los equipos de protecciones instalados en los circuitos de la Subestacion Eléctrica Móvil La Morita, como por ejemplo el manual del reconectador Noja. Otro tipo de documento utilizado para la realización del proyecto fueron los planos unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal, ya que ellos permitieron conocer la carga conectada. En la investigacion de campo se presentan, decriben, analizan e interpretan de forma ordenada los datos obtenidos en el estudio en función de las preguntas e hipótesis de la investigación, con el apoyo de los cuadros y gráficos, de ser el caso, y se discuten con base en la fundamentación teorica. [17]
Según Hernández M, “la investigación de campo es el análisis sistemático de
problemas de la realidad, con el próposito bien sea de describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos ademas predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los paradigmas de investigación conocidos”
[17]
Por último, una investigación será factible si la naturaleza y alcance del proyecto, el esquema adoptado para la organización del texto, y, los aspectos que se desarrollan en los capítulos que preceden a la organización de resultados, permiten la presentación sistemática del diagnóstico de la situación, el planteamiento y la fundamentación teórica de la propuesta, el procesamiento metodológico, las actividades y recursos necesarios para su ejecución y analisis de su vialidad y posibilidad de realizacion. [17]
161
Hernández M., explica que un proyecto factible “ consiste en la investigación, elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo variable para solucionar problemas, requerimientos o necesidades o grupos sociales; puede referirse la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos”. [18]
4.3. Técnicas de Instrumentos y Recolección de Datos En esta punto se comienza la puesta en marcha de la investigación, propiamente tal, el comienzo de la ejecución, pues las anteriores eran etapas preparatorias. Antes de realizar el levantamiento de información para el proyecto, se obtienen fundamentos teóricos de consultas en libros especializados, tesis e grado e Internet, con relación al tema a desarrollar. También será necesario recaudar toda la información que se encontrará en fuentes segundarias como lo serán monografías, boletines estadísticos, históricos de operaciones, entre otros existentes en CORPOELEC tanto de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, como de los circuitos Metropolitano y Guasimal, para luego aplicar el plan elaborado en el diseño metodológico para su recolección.
4.4 Fases de la Investigación Para la realización de esta investigación se siguieron los siguientes pasos:
Fase I: recolección de toda la información disponible en CORPOELEC sobre la Subestación Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal.
162
Fase II: Reconocimiento del sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita para la posterior realización del estudio de flujo de carga y con ello conocer los valores de los parámetros eléctricos de interés, como el voltaje y las corrientes de operación en condiciones normales de operación.
Fase II: Realización del estudio de cortocircuito en los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita para con ello conocer los posibles valores que se podrán presentar en el sistema bajo condiciones de falla.
Fase III: Análisis de los valores obtenidos en las dos fases anteriores para así seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
Fase IV: Análisis de los valores obtenidos en las fases I y II para así seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
Fase V: Programación de las curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.
Fase VI: Programación las curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.
Fase VII: Realización de las propuestas para las mejoras en el sistema de protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
163
Fase VIII: Elaboración de las propuestas para las mejoras en el sistema de protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
164
CAPÍTULO V ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL
5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita La Subestación Eléctrica Móvil La Morita se encuentra ubicada en el Estado Aragua y pertenece a la red eléctrica de CORPOELEC, alimenta el sur de Maracay a través de sus circuitos Metropolitano y Guasimal. La Subestación Eléctrica Móvil La Morita cuenta en la actualidad con un transformador de potencia, el cual es una
unidad móvil que posee las
especificaciones mostradas en la tabla 5.1.
Tabla 5.1 Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
ABB Marca 115 /13,8 KV Voltaje [kV] YN - YN Conexión 30 Potencia [MVA] 9,4 Impedancia [%] Aceite Aislamiento Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
165
5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil La Morita Para diseñar la coordinación de protección de un sistema eléctrico es necesario conocer, tanto sus condiciones de operación, como su comportamiento bajo la presencia de fallas. Por ende se requiere realizar los estudios de flujo de carga y de cortocircuito del sistema, ya que con el estudio de flujo de carga se podrá conocer el estado del sistema actual con la carga conectada, y con el estudio de cortocircuito se conocerán los posibles niveles de corrientes de falla que podrían ocurrir en el sistema.
5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita El diagrama unifilar de la subestación consta de una barra de potencia infinita de 115 kV, que alimenta a un transformador móvil de 30 MVA conexión Y N - YN, protegido por un disyuntor de potencia. El transformador va conectado a la barra de 13,8 Kv; de la cual se conectan los circuitos de distribución llamados Metropolitano y Guasimal respectivamente, cada uno de los circuitos nombrados anteriormente son representados en el diagrama unifilar como una carga conectada a la barra 13,8 kV. El diagrama unifilar se muestra en la figura 5.1.
166
Barra 115 KV
Conexión YN-YN Z=9,94 %
Potencia Aparente 30 MVA
Barra 13,8 kV
Circuito Guasimal
Circuito Metropolitano
Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en
Electrical Transient Analyzer Program –
ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita Electrical Transient Analyzer Program –
ETAP 6.00, es un software para el
cálculo de parámetros eléctricos, que permite conocer los niveles de las corrientes de cortocircuito, el análisis de flujo de carga, entre otros valores de interés de las redes eléctricas, a través de la simulación del diagrama unifilar del circuito que se desee analizar.
Es por ello que se muestra el diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita realizado en ETAP 6.00en la figura 5.2, que posteriormente será
167
utilizado para trabajar en el software y hallar los valores de interés que se requieran para el estudio del sistema.
Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil la Morita
Al igual que el diagrama unifilar de la figura 5.1 este muestra una fuente que alimenta una barra de 115 kV a la cual va conectado un transformador de 30 MVA cuya relación de transformación es de 115/13,8 kV, dicho transformador se conecta a una barra de 13,8 kV que alimenta dos cargas, las cuales representan el circuito Metropolitano y el circuito Guasimal, cada una con una carga estimada de 8620 kVA aproximadamente.
5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software ETAP 6.00 (Electrical Transient Analyzer Program) de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita El estudio de flujo de carga se realiza con la finalidad de conocer los valores de trabajo en condiciones normales del sistema. Estos valores varían dependiendo de la hora del día que se midan y la cantidad de carga que esté conectada para ese momento.
168
Por ende, los valores que se mostrarán a continuación tendrán asociados a si, un margen de variabilidad.
99.84 %
Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil la Morita con el estudio de flujo de carga
La tabla 5.2 muestra los resultados del estudio de flujo de carga en las barras presentes en el sistema, arrojados por la herramienta computacional ETAP 6.00. Tabla 5.2 Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita obtenido con el software ETAP 6.00
Voltaje Generación Carga Flujo de carga
Bus 1 % Magnitud 100 MW 14703 MW 0 MW 14703
ngulo 0 MVAR 8064 MVAR 0 MVAR 8064
169
Bus 2 % Magnitud 99,84 MW 0 MW 14664 MW -14,664
ngulo -2,8 MVAR 0 MVAR 7033 MVAR -7,033
5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
∅ ∅
El estudio de las Icc 3 y 1 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita será realizado utilizando varias herramientas para así facilitar su cálculo y mostrar los resultados más exactos posibles.
Primero se mostrarán los valores de cortocircuito en la barra de 115 kV de la subestación, suministrados por la Unidad de Planificación de CORPOELEC. Estos valores de cortocircuito fueron medidos en la barra 115 kV, utilizando la herramienta computacional Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica - PADEE 2012. Dichos valores se muestran a continuación en la tabla 5.3. Tabla 5.3 Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la Subestación. Resultados obtenidos mediante el empleo del software PADEE 2012
Cortocircuito en la Barra 115 kV Trifásico Monofásico (3 ) (1 ) 1964.11 478.23 Potencia aparente 9861 7203 Corriente de cortocircuito 1 1 Voltaje en (p.u.)
Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
Luego tomando en cuenta las características del transformador móvil de la subestación, específicamente su relación de transformación, se procederá a realizar el estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV mediante la herramienta computacional ETAP 6.00, la cual será implementada para calcular a través de un diagrama unifilar las corrientes de cortocircuito trifásica y monofásica, dichos valores de corriente se muestran a continuación en la tabla 5.4.
170
Tabla 5.4 Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV mediante la herramienta computacional ETAP 6.00
Cortocircuito en la Barra 13,8 kV Trifásico Monofásico (3 ) (1 ) 10.927,4995 7.741,31283 Corriente de Cortocircuito
5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8 kV La verificación de los valores de las I CC se realizará implantando métodos de cálculos numéricos diseñados para tal fin, como lo son método de cálculo fallas simétricas para calcular la calcular la
∅
.
∅
, y el método de la componentes simétricas para
Para realizar estos cálculos se cuentan con los datos nominales del sistema de la subestación, y las bases que se seleccionaran de acuerdo a las necesidades, estos valores se presentan en la siguiente tabla: Tabla 5.5 Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
Datos 30 Potencia Aparente base 115 Voltaje base (lado de alta tensión) 13,8 Voltaje base (lado de alta tensión) 1964,11 Potencia aparente – Trifásica en barra 115 KV Potencia aparente – Monofásica en barra 115 KV 478,23
Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
171
5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3 en la Barra de 13,8 kV Como se explicó en el CÁPITULO V, las
∅
ocurren ocasionalmente, pero su
estudio es fundamental, ya que da una idea bastante amplia del comportamiento del sistema y los daños causados en presencia de una falla, ya que generalmente el valor de este tipo de ICC es el valor más elevado que podría ocurrir en el sistema.
Zred Vpf + Ztransf.
Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la
∅ ∅ 172
(5.1)
(5.2)
(5.3)
√ √ √ √ ∅ ∅ ∅ ∅
(5.4)
(5.5)
(5.6)
(5.7)
(5.8)
(5.9)
(5.10)
5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1 en la Barra de 13,8 kV por el Método de la Compontes Simétricas (conexión YN – YN )
173
El cálculo de la ICC por el método de las componentes simétricas fué explicado en el capítulo V, que básicamente consiste en determinar las impedancias del circuito equivalente de Thevenin del sistema de secuencias positivas, negativas y cero en el punto donde ocurre la falla shunt, y con dichos valores encontrar la
∅
Con los datos obtenidos de las corrientes de falla en la barra de 115 kV se calculan las impedancias de secuencia vistas hacia la fuente (sistema externo) en p.u. Para cada una de las secuencias de las redes se forma un circuito equivalente, llamados diagrama de secuencia positiva (figura 5.5), diagrama de secuencia negativa (figura 5.6) y diagrama de secuencia cero (figura 5.6). Estos tres diagramas se unen en uno
∅
solo (figura 5.8), que representa el equivalente 1 del diagrama de secuencias para el cálculo de la
∅
+ Z(1) Vpf +
V (1)
-
Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
+ (2)
Z /Z
(0)
(2)
V /V
(0)
-
Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero
174
Z(1) + V(1) -
Vpf
Z(2) + V(2) -
Z(0)
+ V(0) -
Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita aplicando el método de las compomentes simétricas
∅
175
(5.11)
(5.12)
(5.13)
∅ ( ) ∅
(5.14)
(5.15)
∅ ∅
Con los resultados obtenidos en 5.1, 5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, 5.10, 5.11,
5.12, 5.13, 5.14 y 5.15 respectivamente, se obtuvieron los resultados mostrados en la tabla 5.6, para la verificación de los niveles de cortocircuito en la barra 13,8 kV. Tabla 5.6 Resultados obtenidos para el cálculo de la
Resultados Obtenidos Sistema 9,94
440,83333
6,348
[A]
150,61
[A]
1255,10928
Cortocircuito 3
∅ ∅
∅ ∅ y la
Corrientes de Cortocircuito Cortocircuito 1
6,7333296 0,01527 0,9984
8,70642 10.927,5084
||| || | ∅ ∅
176
27,654 0,0627313 0,162131322
6,157971 7.728,92
Tabla 5.7 Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los calculados para la y la
∅ ∅
∅ ∅
Resultados obtenidos con la ETAP 6.00 10.944,9
Resultados obtenidos empleando los cálculos 10.927,5084
0,1589
7.739,7
7.728,92
0,1392
Error
Los resultados obtenidos mediante el empleo de la herramienta ETAP 6.00 y los
obtenidos aplicando los métodos numéricos para el cálculo de las corrientes de cortocircuito en el sistema son bastante aproximados, por ende se verifican los valores de cortocircuitos obtenidos mediante los cálculos.
5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita Necesariamente para realizar la coordinación de protecciones se deben conocer los valores de cortocircuitos posibles que podrán ocurrir en presencia de cualquier anormalidad en el sistema. Es por ello que se realizará un estudio de cortocircuito para los circuitos Metropolitano y Guasimal.
5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano a través de la Herramienta Computacional ETAP 6.00 Para conocer los valores de la I CC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la herramienta computacional ETAP 6.00
177
5.3.1.1 Diagrama Unifilar del Circuito Metropolitano y Simplificación Para obtener el diagrama unifilar del circuito Metropolitano se utilizó como referencia el plano unifilar del mismo suministrado por el departamento de Planificación de CORPOELEC zona Aragua, (ver anexo 25).
El diagrama unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.8, en esta figura se muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.
178
En la figura 5.9 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del circuito Metropolitano, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con sus nodos debidamente identificados. Esto se logró luego de haber construido el diagrama unifilar del circuito Metropolitano, se procedió a realizar la simplificación del circuito, la cual se hizo posible al hallar la carga equivalente para cada derivación, la cual se obtuvo de la siguiente manera:
o
Sumando todas las cargas que se encontraron en cada una de las derivaciones del circuito También se procedió a enumerar los nodos del circuito y ordenarlos de la manera
más cómoda, para poder ingresar los datos como los exige el software ETAP 6.00
∅ ∅
para así hallar los valores de las I CC3 y 1 del circuito Metropolitano. Todo lo anterior se resume y presenta en la figura 5.9.
180
5.3.1.2 Parámetros del Circuito Metropolitano La tabla 5.8 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios para
∅ ∅
el cálculo de las ICC 3 y 1 con el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.
182
Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Inicial Final [km] [A] Inicial Final [km] [A] [] [] [] [] 0 1 0,078 0,080 0,182 350,3 24 25 0,039 0,027 0,057 197,5 1 2 0,022 0,012 0,024 347,0 25 26 0,023 0,012 0,025 195,7 2 3 0,034 0,018 0,036 1,0 26 27 0,157 0,082 0,175 9,7 2 4 0,052 0,010 0,020 11,3 26 28 0,031 0,016 0,034 41,1 2 5 0,081 0,042 0,090 334,6 26 36 0,213 0,110 0,237 144,8 5 96 0,050 0,026 0,055 2,6 36 37 0,106 0,055 0,117 143,8 5 6 0,054 0,028 0,059 332,0 37 38 0,143 0,074 0,158 0,4 6 7 0,044 0,023 0,048 330,3 37 39 0,385 0,199 0,427 143,5 7 8 0,042 0,022 0,046 329,3 39 40 0,062 0,031 0,066 9,5 8 9 0,064 0,034 0,071 328,3 39 41 0,222 0,116 0,245 134,0 9 92 0,014 0,021 0,050 18,1 41 42 0,088 0,049 0,106 133,1 9 10 0,010 0,015 0,035 310,2 42 43 0,006 0,009 0,021 132,5 10 11 11 13 13 15 15 15 97 18 18 18 21 99 21
11 12 13 14 15 16 17 97 18 19 20 21 22 23 99
0,039 0,053 0,040 0,076 0,036 0,022 0,015 0,016 0,031 0,038 0,013 0,022 0,020 0,007 0,004
0,031 0,037 0,059 0,039 0,054 0,033 0,022 0,023 0,046 0,056 0,017 0,033 0,020 0,010 0,007
0,073 0,082 0,140 0,084 0,127 0,079 0,050 0,055 0,110 0,132 0,041 0,077 0,045 0,022 0,015
309,2 12,6 296,6 6,9 289,7 1,0 1,0 287,6 285,0 34,6 1,7 248,6 7,1 42,3 241,5
43 44 44 46 46 48 48 50 50 52 52 51 53 54 55
.
183
44 45 46 47 48 49 50 51 52 29 30 53 54 55 56
0,009 0,113 0,006 0,025 0,029 0,055 0,008 0,017 0,002 0,010 0,009 0,044 0,023 0,016 0,089
0,013 0,062 0,009 0,037 0,043 0,082 0,012 0,025 0,003 0,013 0,012 0,065 0,034 0,025 0,050
0,030 0,132 0,021 0,087 0,102 0,199 0,028 0,058 0,031 0,118 0,103 0,155 0,081 0,058 0,108
131,4 0,4 131,1 3,6 127,5 10,1 117,5 113,4 4,1 3,7 0,4 109,5 108,3 107,4 3,6
Continuación Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano (Continuación)
Nodo Inicial 55 57 58 58 31 60 61 32 62 63 64 93 93 93 67 68 68 70 70 72 32
Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Final [] [] [km] [A] Inicial Final [] [] [km] [A] 57 0,086 0,127 0,298 103,9 73 74 0,028 0,034 0,074 1,8 58 0,065 0,078 0,172 101,2 73 75 0,022 0,026 0,058 16,0 31 0,003 0,004 0,008 71,7 75 76 0,243 0,043 0,094 6,0 105 0,014 0,016 0,033 28,3 75 77 0,112 0,104 0,225 7,4 60 0,038 0,045 0,099 71,0 75 78 0,010 0,021 2,7 0,008 61 0,006 0,007 0,015 68,3 105 80 0,038 0,045 0,099 71,0 32 0,007 0,008 0,018 66,5 105 59 0,013 0,065 0,035 19,9 62 0,050 0,068 0,159 63,9 105 82 0,054 0,065 0,051 19,9 63 0,029 0,044 0,103 60,3 82 83 0,107 0,127 0,279 17,2 64 0,049 0,073 0,174 57,6 83 84 0,018 0,021 0,046 14,6 93 0,011 0,016 0,037 54,0 84 101 0,028 0,034 0,017 1,8 65 0,059 0,050 0,107 5,4 84 85 0,015 0,018 0,040 11,0 66 0,079 0,045 0,097 2,7 85 86 0,138 0,075 0,152 15,9 67 0,062 0,079 0,179 45,9 86 95 0,018 0,009 0,019 4,5 68 0,009 0,010 0,022 43,3 86 87 0,149 0,081 0,165 8,2 69 0,074 0,061 0,130 3,0 87 88 0,026 0,014 0,029 0,4 70 0,024 0,029 0,063 40,3 87 89 0,040 0,022 0,044 7,8 71 0,023 0,028 0,061 18,8 89 90 0,028 0,022 0,046 0,9 72 0,030 0,036 0,078 21,4 89 91 0,074 0,058 0,119 3,6 73 0,021 0,025 0,056 17,8 99 24 0,023 0,033 0,078 199,2 100 0,111 0,132 0,290 2,7
184
5.3.1.3 Resultados Obtenidos Para las ICC del Circuito Metropolitano en ETAP 6.00 Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.8, las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Metropolitano, como lo son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva distancia. Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de distribución del circuito Metropolitano, se procedió a simular las fallas de cortocircuito en cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el estudio de cortocircuito el programa ETAP 6.00 mostrados a continuación en la tabla 5.9.
185
proporcionó los resultados
FallaNodo 0 1 2 3 4 5 96 6 7 8 9 92 10 11 12 13 14 15 16 17 97 18 19 20 21 22
Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente FallaTrifásica Monofásica Monofásica Trifásica Monofásica Falla-Nodo Trifásica Nodo
11 9,8 9,6 9,3 9,4 9.0 8,6 8,6 8,2 8,0 7,5 7,4 7,4 7,1 6,8 6,7 6,3 6,4 6,2 6,2 6,2 6,0 5,7 5,9 5,8 5,8
7,7 7,1 7,1 6,9 6,9 6,0 6,5 6,5 6,5 6,2 5,9 5,8 5,9 5,7 5,5 5,4 5,2 5,2 5,1 5,1 5,1 4,9 4,7 4,9 4,8 4,7
99 23 24 25 26 27 28 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 29 30
5,8 5,8 5,6 5,4 5,4 4,9 5,3 4,7 4,4 4,1 3,6 3,5 3,3 3,2 3,2 3,1 3,1 3,1 3,1 3,1 2,9 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0
186
4,8 4,8 4,7 4,6 4,5 4,2 4,5 4,1 3,9 3,6 3,3 3,2 2,0 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,8 2,7 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8
53 54 55 56 57 58 31 60 61 32 100 62 63 64 93 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75
2,9 2,9 2,8 2,8 2,7 2,6 2,6 2,6 2,6 2,5 2,4 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2
2,7 2,7 2,6 2,6 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,2 2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,0 2,1
Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano (Continuación) Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente FallaFallaTrifásica Monofásica Trifásica Monofásica Trifásica Monofásica Nodo Nodo
FallaNodo 76 77 78 105 59 80
2,1 2,1 2,2 2,6 2,6 2,5
2,0 2,0 2,1 2,4 2,4 2,4
82 83 84 102 85 86
2,5 2,5 2,4 2,3 2,4 2,3
2,3 2,3 2,2 2,2 2,2 2,1
187
95 87 88 89 90 91
2,2 2,2 2,1 2,1 2,1 2,1
2,1 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0
5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a Través de la Herramienta Computacional ETAP 6.00 Para conocer los valores de la ICC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la herramienta computacional ETAP 6.00
5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación Al igual que con el circuito Metropolitano, para obtener el diagrama unifilar del circuito Guasimal se utilizó como referencia el plano unifilar del mismo suministrado por el departamento de Planificación de CORPOELEC. (Ver anexo 25). El diagrama unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.10, en esta figura se muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.
188
3×37.5
3×15
3×50
1×1000 3×25
3×37.5 3×37.5
3×37.5
3×37.5
3×100
3×15
1×1000
3×25 3×50 3×25
3×37.5
3×50
3×15
1×300
3×25
3×25
3×25 3×167.5
3×37.5
3×167.5
3×167.5
3×37.5
3×25
1×37.5
3×15
3×25
3×37.5
1×300
3×167.5
3×15 3×37.5
3×37.5 3×37.5
3×25
3×167.5 + 3×50 3×10
3×15
3×25
3×50
3×25
3×37.5
3×25
3×37.5 3×10
1×37.5
2×37.5+1×50
3×37.5
3×50
3×25
3×25 3×37.5 3×100
3×15
3×50
3×167.5
3×15
1×75 3×25
1×25 3×15
3×25
1×25
3×15 3×15
3×25
3×25
1×37.5 + 1×50 +1×75
3×25
3×25
3×25
3×25
3×25
3×25
1×25
1×15 S/E LA MORITA
Figura 5.10. Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87
189
1×25
3×167.5
3×25
3×15
3×500 1×15
3×37.5
3×10
3×15 3×25 3×100 1×500
3×37.5
5
3×15 3×75
1×500
1×15
2
1×25
3×50
3×37.5
3×25
3×75
3×25 × 1
3×37.5
3×37.5 3×25
3×25
3×50
3×10
3×25
3×37.5
1×15
En la figura 5.11 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del circuito Guasimal, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con sus nodos debidamente identificados. Como ocurrió con el circuito Metropolitano, se realizaron las simplificaciones pertinentes en cada una de las derivaciones laterales, siguiéndose el mismo procedimiento, y con ello se logró representa una carga equivalente para cada derivación.
190
1045 kVA
315 kVA
73
28
112.5 kVA
112.5 kVA 37.5 kVA
24
22 23 21
20
19
27
68
69
300 kVA
150 kVA
18
26
72 71
600 kVA
67 17
13
16 15 14
12
11
10
25
75 kVA
45 kVA
66
63
502.5 kVA
36
38
39
40 41
82
9
74
150 kVA
3
44
45
15 kVA 84
75 kVA
187.5 kVA
424
46
47
25
48
50 49
5152
53
525 kVA 545
5
56
45 kVA 100 kVA
847.5 kVA
75 kVA 45 kVA
225 kVA
50 kVA
75 kVA
83
37
150 kVA
450 kVA
2002.5 kVA
75 kVA
80
502.5 kVA
29
502.5 kVA
75 kVA 81
79
65
75 KVA
70
1117.5 kVA
1000 kVA
300 kVA
64
75 KVA
300 kVA
502.5 kVA
50 kVA
30 31
112.5 kVA
32
30 kVA 75
337.5 kVA 275 kVA
76
8
62
34
61
77
687.5 kVA
7 35
60
1500 kVA
6 5
195 kVA
150 kVA
59
58
15 kVA
S/E LA 0 MORITA
1560 kVA
33
72.5 kVA
78
387.5 kVA
15 kVA
4
3
2
1
Figura 5.11: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos
191
5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal La tabla 5.10 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios
∅ ∅
para el cálculo de la ICC 3 y 1 en el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.
192
Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal
Nodo Inicial 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 10 25
Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Final [km] [A] Inicial Final [km] [A] [] [] [] [] 350,1 4,7 1-A 0,001 0,002 0,016 26 27 0,027 0,040 0,095 1-B 0,001 0.001 0,007 350,1 27 28 0,005 0,008 0,018 0,0 350,1 1,9 2 0,063 0.094 0,219 25 29 0,077 0,040 0,085 350,1 4,7 3 0,116 0,1721 0,408 29 30 0,009 0,014 0,033 349,5 4,6 4 0,003 0,004 0,009 30 31 0,001 0,002 0,003 5 0,132 0,0741 0,160 8,0 31 32 0,004 0,007 0,015 167,3 3,1 162,6 6 0,018 0,026 0,062 32 33 0,003 0,004 0,008 7 0,013 0,019 0,046 6,1 33 34 0,001 0,001 0,002 1,9 6,1 159,5 8 0,004 0,005 0,012 34 35 0,002 0,003 0,070 335,4 85,2 9 0,042 0,0621 0,146 29 36 0,023 0,035 0,082 266,3 2,1 10 0,031 0,047 0,111 36 37 0,005 0,008 0,019 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
0,030 0,001 0,021 0,012 0,027 0,007 0,035 0,007 0,003 0,0823 0,269 0,054 0,025 0,018 0,058 0,036
0,045 0,002 0,031 0,018 0,041 0,011 0,052 0,011 0,005 0,123 0,092 0,018 0,008 0,006 0,088 0,054
0,105 0,003 0,074 0,042 0,097 0,025 0,123 0,025 0,011 0,290 0,180 0,036 0,016 0,011 0,205 0,127
236,3 12,4 20,8 213,6 12,4 12,4 4,7 4,7 4,7 4,7 30,5 3,1 18,0 18,7 248,8 162,6
37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52
193
38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53
0,049 0,037 0,108 0,012 0,171 0,128 0,107 0,022 0,109 0,003 0,041 0,301 0,143 0,041 0,043 0,003
0,024 0,013 0,037 0,018 0,063 0,044 0,037 0,008 0,037 0,001 0,014 0,103 0,049 0,014 0,015 0,001
0,052 0,025 0,072 0,041 0,127 0,086 0,072 0,015 0,073 0,001 0,027 0,202 0,096 0,027 0,028 0,002
0,0 23,7 23,7 23,7 5,2 0,0 5,2 0,0 3,1 5,0 0,0 5,2 5,0 3,1 3,1 0,0
Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal (Continuación)
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente Inicial Final [km] [A] Inicial Final [km] [A] [] [] [] [] 53 54 0,035 0,012 0,022 5,0 20 70 0,024 0,036 0,084 3,1 5,0 7,8 54 55 0,022 0,008 0,015 26 71 0,004 0,006 0,014 3,1 23,7 55 56 0,005 0,002 0,003 27 72 0,267 0,144 0,311 4,9 104,8 3 58 0,089 0,045 0,098 28 73 0,385 0,159 0,327 255 53,9 4 59 0.040 0,061 0,142 30 74 0,045 0,066 0,155 11,3 30,5 6 60 0.005 0,007 0,016 32 75 0,015 0,021 0,005 61 0,002 0,003 0,007 0,0 33 76 0,022 0,033 0,077 126,7 7 248,8 19,6 8 62 0,008 0,011 0,026 34 77 0,023 0,034 0,078 9 63 0,005 0,008 0,018 61,5 35 78 0,028 0,042 0,100 18,8 11 64 0,009 0,013 0,027 147 36 79 0,875 0,300 0,587 23,7 13,1 23,7 12 65 0,018 0,027 0,063 37 80 0,091 0,265 0,178 4,6 2,1 14 66 0,011 0,016 0,037 38 81 0,008 0,024 0,015 15 67 0,007 0,011 0,025 4,6 39 82 0,171 0,059 0,115 0,0 159,2 3,1 16 68 0,026 0,040 0,093 40 83 0,069 0,024 0,046 19 69 0,007 0,011 0,025 30,5 41 84 0,090 0,031 0,060 0,0
194
5.3.2.3 Resultados Obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en Etap 6.00
Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.10; las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Guasimal, como lo son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva distancia. Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de distribución del circuito Guasimal, se procedió a simular las fallas de cortocircuito en cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el estudio de cortocircuito el programa ETAP 6.00
proporcionó los resultados mostrados a
continuación en la tabla 5.11.
195
Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Guasimal Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Falla- Trifásica Monofásica Falla- Trifásica Monofásica Falla- Trifásica Monofásica Nodo Nodo Nodo 1-A 1-B 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27
4,3 6,8 10,7 8,5 8,5 7,6 7,4 7,2 7,2 6,7 6,4 6,2 6,2 6,0 5,9 5,7 5,6 5,4 5,4 5,3 4,9 4,3 4,2 4,2 4,1 5,9 5,7 5,5
3,0 4,8 7,6 6,5 6,4 6,0 5,8 5,7 5,7 5,4 5,2 5,1 5,1 4,9 4,9 4,7 4,7 4,5 4,5 4,5 4,2 3,8 3,7 3,7 3,6 4,9 4,7 4,6
28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55
5,5 5,7 5,6 5,6 5,6 5,5 5,5 5,4 5,5 5,5 5,3 5,2 4,9 4,9 4,5 4,2 4,0 4,0 3,8 3,8 3,7 3,3 3,1 3,1 3,0 3,0 3,0 2,9
196
4,6 4,7 4,7 4,7 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,6 4,5 4,4 4,2 4,2 3,9 3,7 3,6 3,5 3,4 3,4 3,3 3,0 2,9 2,8 2,8 2,8 2,8 2,7
56 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84
2,9 7,9 7,9 7,3 7,2 7,1 6,7 6,1 6,0 5,8 5,6 5,5 5,3 4,7 5,6 4,7 4,4 5,3 5,5 5,4 5,4 5,2 3,6 4,8 5,2 4,8 4,8 4,7
2,7 6,1 6,1 5,8 5,7 5,6 5,4 5,0 5,0 4,8 4,7 4,6 4,5 4,1 4,7 4,0 3,9 4,5 4,6 4,5 4,5 4,4 3,3 4,1 4,4 4,1 4,1 4,0
CAPÍTULO VI COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL (PROPUESTA)
6.1 Estado Actual del Sistema de Protecciones y sus Equipos
Barra 115 KV
Transformador Movil 30 MVA Yn - Yn
Interruptor Principal
Barra 13.8 KV
Carga Conectada
Circuito Guasimal
Circuito Metropolitano
Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita
El sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita como ya se ha descrito anteriormente y como se muestra en la figura 6.1 consta de una móvil de 30
197
MVA que alimenta a una carga conformada por dos circuitos, Metropolitano y Guasimal, además de un dispositivo de protección instalado a la salida del transformador móvil para protegerlo, este dispositivo se trata de un disyuntor o interruptor principal que tiene asociado un relé de protección por sobrecorriente. Todos estos componentes se describirán a continuación:
6.1.1
Transformador Móvil Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita
Marca Potencia nominal Relación de tensión Conexión Aislamiento Impedancia
ABB 30MVA con 1 intercambiador de calor en operación 36MVA con 2 intercambiadores de calor en operación 115kV/13,8Kv YNyn0 Aceite 9,94%
Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC
6.1.2 Interruptor Principal (Relé) Tabla 6.2: Características del interruptor (relé) principal
Marca Modelo RTC
GEC Alsthom CDG 64 1200/5
Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC
198
6.1.3 Carga Conectada Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Morita
Potencia Aparente Potencia Activa Potencia Reactiva
Corriente
Circuito Metropolitano 8625 7757 3770
Circuito Guasimal 8619 7750 3773
√ √ √ √
6.2 Propuesta para la Coordinación de Protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La Morita. Se plantea la incorporación al circuito de la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal, de un sistema de protecciones coordinado, conformado por un reconectador automático marca NOJA Power para cada uno de los circuitos, el cual actuará como dispositivo de respaldo de los cortacircuitos fusibles, que se instalaran sobre las derivaciones (laterales) del alimentador aéreo de alta tensión con más carga conectada. Lo que se busca con la incorporación al sistema del dispositivo de recierre automático como protección de respaldo contra fallas temporales, es evitar desconexiones innecesarias, las cuales ocurren constantemente, debido a que solo se cuenta con un único medio de protección, el cual es el interruptor principal. Si ocurre una falla a lo largo del sistema eléctrico, este interruptor opera, y desenergiza
199
automáticamente los dos circuitos conectados a la S/E, sin discriminar la ubicación y el srcen de la falla. El equipo de recierre automático o reconectador, que se propone conectar a la salida de la S/E La Morita, es capaz de detectar una condición de falla e interrumpir el paso de corriente, y una vez que ha transcurrido un tiempo determinado, cierra sus contactos nuevamente, energizando el circuito protegido, y si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la secuencia de cierre – apertura un número de veces más (tres como máximo), después de la tercera operación de apertura, queda en posición lockout (abierto definitivamente). Según el funcionamiento anteriormente descrito, lo que se busca al instalar un reconectador NOJA para cada uno de los circuitos, es realizar una coordinación de protecciones conforme a los fusibles instalados a lo largo del circuito, la cual tendrá como filosofía de protección mantener al mayor número de usuarios posibles conectados al sistema de forma segura en presencia de una falla.
La coordinación será diseñada para que al ocurrir una falla en cualquiera de las derivaciones laterales seleccionadas para conectar los fusibles de protección, estos operen y despejen la falla, sacando de funcionamiento la derivación afectada. Si el fusible no llega a despejar la falla en un tiempo previamente establecido, actuará el reconectador, el cual será programado con una operación instantánea más tres operaciones diferidas, al ocurrir una falla el abrirá sus contactos, y a un tiempo los volverá a cerrar, al no ser despejada esta falla volverá a abrir sus contactos, repitiendo el ciclo dos veces (tres operaciones diferidas). Si para al cabo de estas tres operaciones el fusible no ha despejado la falla, el reconectador abrirá sus contactos permanentemente, sacando de operación a todo el circuito. También si el valor de falla llegase a ser bastante elevado, el reconectador
200
automáticamente abriría sus contactos, debido a que estará también programado para una operación instantánea. Cabe destacar que si la falla ocurriera en alguna de las derivaciones que no tienen fusibles conectados, o a lo largo del troncal principal, el reconectador actuará de inmediatos con sus tres operaciones ya definidas. Esta filosofía de coordinación lleva por nombre “Coordinación de fallas permanentes”.
6.3
Criterios a Considerar al Momento de Realizar la Coordinación de Protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La Morita
i.
En el sistema de distribución de la S/E Móvil La Morita la coordinación de los dispositivos de protección debe hacerse en serie; debido a que opera en forma radial.
ii. Cuando dos o más dispositivos de protección sean aplicados en un sistema, el dispositivo más cercano a la falla es el dispositivo protector (en nuestro caso el fusible), y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo "respaldo" o protegido (reconectador). Es decir, el requerimiento indispensable para la adecuada coordinación consiste en que el dispositivo protector debe operar y despejar la sobrecorriente antes que el dispositivo de respaldo opere al bloqueo (reconectador). Un ejemplo simple de coordinación, se muestra en la figura 6.2, cuando hay una falla en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C el de respaldo.
201
1
H S/E C
Figura 6.2: Coordinación de protecciones. [10]
Fuente: Samuel Ramírez Castaño, Protección de Sistemas Eléctricos
iii.
Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto.
iv.
Para calcular el ajuste de la protección se determina la corriente de arranque aplicando un factor de 1.4 veces la corriente nominal, sabiendo que por normas CADAFE, los fisibles deben tener una holgura de operación 25 – 50% por encima de la corriente nominal.
v.
Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan cortacircuitos fusibles sobre las derivaciones (laterales) con más carga conectada del alimentador aéreo primario.
vi.
Los fusibles usados para laterales serán rateados para al menos 1,3 según normas CADAFE (ver anexo 7) veces la carga lateral para permitir las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush, y retroalimentación de emergencia.
vii.
Se utilizará un dispositivo de recierre automático (reconectador) como protección de respaldo contra fallas temporales, para así evitar muchas salidas innecesarias que ocurren cuando se usan sólo fusibles.
viii.
El intervalo de coordinación CTI será de 0.3 s entre un relé y otro, es decir el intervalo de tiempo utilizado para el ajuste de temporizado.
202
6.4 Propuestas para los Ajustes de los Equipos de Protección en el Circuito Metropolitano de la S/E Eléctrica Móvil La Morita. Como ya se expuso anteriormente, se plantea que a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita, en su circuito Metropolitano se instale un reconectador marca NOJA Power para hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de dicho circuito. (Ver anexo 6) También, se sugiere la instalación fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.3, donde se puede observar al reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito está representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo 5). Luego en la figura 6.4 se presenta el diagrama unifilar del circuito Metropolitano simplificado, en el cual se muestran los valores de I CC que serán tratados en los puntos de interés (donde irán conectados los fusibles), y también los valores de las corrientes de carga en condiciones normales que circularan por los ramales.
203
En conclusión, el sistema de protecciones eléctricas propuesto para el circuito Metropolitano estará conformado por:
o
Un disyuntor principal con un relé que protege el transformador de la S/E
o
Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.
o
Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que serán coordinados con el reconectador.
Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:
6.4.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal Se trata de un relé conectado al interruptor principal de la S/E La Morita, que protege al transformador móvil, (ver anexo 4), este relé fue previamente instalado por el Departamento de Transmisión de CORPOELEC, por ende su dial y su TAP fueron ajustados atendiendo a los requerimientos específicos de la S/E y del transformador móvil, debido a esto los parámetros anteriormente establecidos para el funcionamiento de este relé no se podrán modificar, lo que implica que la coordinación deberá realizarse en función de estos valores ya establecidos para el interruptor principal. La configuración realizada por el departamento de Transmisión se presenta en la siguiente tabla: Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal
Ajustes de fase Dial Tap Pickup
Curva extremadamente inversa 0,2 4,5 900 A
Departamento de Transmisión de CORPOELC
206
6.4.2 Ajustes para los Fusibles Como se ha venido explicando lo que se propone es, que se coordine el interruptor principal de la S/E La Morita con el reconectador del circuito Metropolitano, y a su vez este reconectador con fusibles que se conectarán en las derivaciones laterales con más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.4. A continuación se muestra en la tabla 6.5 los valores de interés para la colocación de dichos fusibles (ICarga y la ICC). La representación gráfica de la tabla 6.5 es la figura 6.4 anteriormente mostrada, en la cual se detalla la I Carga y la ICC para cada uno de los nodos donde se colocará un fusible para la protección de la derivación seleccionada. Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán los fusibles en el circuito Metropolitano
Nodo
ICarga [A]
9 12 14 19 22 23
18,1 12,6 6,9 34,6 7,1 42,3
[kA]
7,5 6,8 6,3 5,7 5,8 5,8
Nodo
ICarga [A]
27 28 40 49 71 80
9,7 41,1 9,5 10,1 18,8 7,1
[kA]
4,9 5,3 3,5 2,9 2,2 2,5
Los fusibles que se utilizarán será DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión Modelo IRKV (ver anexo 8). A continuación en la tabla 6.6 se presentan los fusibles seleccionados y sus características para cada nodo de interés. Los fusibles que se proponen para conectarlos al circuito, serán seleccionados luego de aplicarle un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a la que circula en la derivación seleccionada. Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush,
207
retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE 45-87. (Ver anexo 7). Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados del circuito Metropolitano
Corrientes de Operación del Circuito Nodo
ICarga [A]
9 12 14 19 22 23 27 28 40 49 71
18,1 12,6 6,9 34,6 7,1 42,3 9,7 41,1 9,5 10,1 18,8
80
7,1
[kA]
Características del Fusible Seleccionado según tabla Anexo 8 Código DELTA
IN [A]
VN [kV]
7,5 6,8 6,3 5,7 5,8 5,8 4,9 5,3 3,5 2,9 2,2
IRKV123-30TI7K5 IRKV123-20TI7K5 IRKV193-10TI7K5 IRKV123-50TI7K5 IRKV193-10TI7K5 RKV193-10TI7K5 IRKV193-16TI7K5 RKV193-10TI7K5 IRKV123-16TI7K5 IRKV123-16TI7K5 IRKV123-25TI7K5
30 20 10 50 10 10 16 10 16 16 25
10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17
Cap. de Ruptura [kA] 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63
2,5
IRKV193-10TI7K5
10
10/17
63
6.4.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA 6.4.3.1 Ajustes del Tap El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones (esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC): o
o
Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones normales de trabajo del sistema. Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación bajo cualquier condición del cortocircuito.
208
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un valor de k = 1,4:
(6.1)
(6.2)
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 600/1 A
(6.3)
Tomando el tap de 1 A se tiene:
(6.4)
(6.5)
Por lo tanto, el reconectador se ajusta con un Tap de 1 y su corriente de disparo de 1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
209
6.4.3.2 Ajustes del Dial La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.
TablaTítulo 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC Rango Designación Corriente Pickup Ip 10 – 1280A Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15 Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1–5 Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s Tiempo de Reset Ta 0 – 10s Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.
De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado de acuerdo al rango de valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, igualmente al momento de escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del reconectador debe ser menor que el dial que posee establecido el relé del interruptor principal. Se realizaran los cálculos más adelante. Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.
Para el Nodo 9:
i. Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 7.500 A, el fusible operara a 0,01s.
210
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tap Dial
1 0.01 – 15
Entonces:
Donde:
o
TA: tiempo de apertura, 15 ciclos
o
TSR: tiempo de sobre recorrido, os porque no
(6.6)
posee disco o
TS: tiempo de seguridad
Luego
Donde:
o
TOP: tiempo de operación del reconectador
o
A, P: constantes, tabla 6.8.
o
IP: corriente pickuot o tap
o
ICC: corriente de cortocircuito trifásica
211
(6.7)
(6.8)
(6.9)
Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial
Tipo de Curva Designación A p Extremadamente inversa EI 80 2 Muy inversa MI 13,5 1 Inversa I 0,14 0,02 Inversa de tiempo largo LTI 120 1 Fuente 19: Manual NOJA Power
(6.10)
(6.11)
En la tabla 6.9 se presentan los valores de configuración del reconectador para el nodo 9 del circuito Metropolitano. Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el nodo 9 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,69 0,35
Para el Nodo 12:
i. Se propone instalar un fusible de 20 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 6.800 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
212
Tap Dial Entonces:
1 0.01 – 15
(6.12)
Luego
(6.13)
(6.14)
(6.15)
En la tabla 6.10 se presentan los valores de configuración del reconectador para el nodo 12 del circuito Metropolitano. Tabla 6.10: Configuración para el reconectador según el nodo 12 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,57 0,359
Nodo 14
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 6.300 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1
213
Tabla 6.11. Configuración para el reconectador según el nodo 14 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,49 0,359
Nodo 19:
i. Se propone instalar un fusible de 50 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 5.700 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.12. Configuración para el reconectador según el nodo 19 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,4 0,358 seg
Nodo 22:
Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
214
Tabla 6.13. Configuración para el reconectador según el nodo 22 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,41 0,358
Nodo 23:
i. Se propone instalar un fusible de 63 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.14. Configuración para el reconectador según el nodo 23 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,41 0,358
Nodo 27: Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 4.900 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.15. Configuración para el reconectador según el nodo 27 del circuito Metropolitano
Tap
1
Tiempo deDial Operación [s]
0,29 0,353
215
Nodo 28:
i. Se propone instalar un fusible de 63 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.300 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.16: Configuración para el reconectador según el nodo 28 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,34 0,353
Nodo 40: Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 3.500 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.17: Configuración para el reconectador según el nodo 40 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,14 0,33
Nodo 49: Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una I CC de 2.900 A, el fusible operara a 0,01seg.
216
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.18: Configuración para el reconectador según el nodo 49 del circuito Metropolitano
Tap Dial
1 0,1
Tiempo de Operación [s]
0,358 seg
Nodo 71:
i. Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 2.200 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde: Tabla 6.19: Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,055 0,354
Nodo 80:
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 2.500 A, el fusible operara a 0,01seg. ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
217
Tabla 6.20: Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito Metropolitano
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,07 0,34
Tabla 6.21: Dial y T OP a lo largo del circuito Metropolitano
Nodo 9 12 14 19 22 23
Dial 0,69 0,57 0,49 0,40 0,41 0,29
TOP [s] 0,35 0,358 0,358 0,358 0,358 0,358
Nodo 27 28 40 49 71 80
Dial 0,29 0,34 0,14 0,1 0,55 0,07
TOP [s] 0,353 0,353 0,33 0,35 0,354 0,34
Se escoge un dial para el reconectador de 0,4, y un tiempo de operación de 0,35s
6.4.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout Los datos de ICC obtenidos con la herramienta computacional Etap 6.00 en el capítulo anterior se utilizarían para calcular los parámetros del reconectador. En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:
o
Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).
o
Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).
Por esta razón y analizando los valores de las I CC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo
218
anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la realidad diaria. Cabe destacar que el mínimo valor de la I CC es mucho mayor que la ICarga en condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.
Instantáneo o curva de Lockout
(6.16) (6.17)
Temporizado
Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la capacidad máxima del conductor, la cual se tomara de la siguiente tabla: Tabla 6.22: Características de conductores aéreos
CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO Peso Sección Diámetro Capacidad Resistencia Calibre [Kg/Km] [mm2] [mm] [(A)] c.c 23ºC 1km 6 120,8 13,206 4,67 120 1,3222 4 191,8 21,15 5,89 170 0,8301 2 304,9 33,03 7,42 230 0,5217 1/0 484,5 53,51 9,47 310 0,3281 2/0 611,4 67,44 10,84 360 0,2608 3/0 771 85 11,94 420 0,2667 4/0 972 107 13,41 480 0,164
219
o e r é A
Se escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.
(6.18)
(6.19)
Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito Metropolitano
Ajustes del Reconectador 1 Tap 0,4 Dial 3,55 seg Tiempo de Operación Instantáneo o curva de Lockout 1.680 A 50p 1600A 50N Temporizado 432 A 51P 144 A 51N
220
Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)
Curva IEC extremadamente inversa Temporizada 432 A Dial 0,4 Tap 1
Curva ANSI extremadamente inversa 432 A Temporizada
221
Dial
0,4
Tap
1
Instantanea
1680 A
Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)
Curva IEC extremadamente inversa Temporizada Dial Tap
144 A 0,4 1
Curva ANSI extremadamente inversa Temporizada 144 A
222
Dial
0,4
Tap
1
Instantanea
1600A
Como puede observarse en la gráfica 6.1, de los ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de 432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.
Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las temporizadas representadas por la curva azul. También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea, esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar y remediar la falla presentada.
Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente medida, más rápido será la respuesta del reconectador. En la grafica 6.2 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para lascurvas temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.
223
6.5
Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita Conociendo ya los ajustes requeridos por los dispositivos de protección que se
proponen instalar a lo largo del circuito Metropolitano, es posible realizar el estudio de la coordinación de protecciones. Como ya se ha explicado anteriormente, la coordinación de protecciones será una coordinación para averías permanentes, es decir, lo que se persigue es que el fusible conectado a la derivación fallada opere, seccionado el tramo fallado, sin que sea necesario que el resto de los usuarios sientas las consecuencias de la falla presentada en algún otro punto del sistema. Se propone instalar fusibles en las derivaciones con más carga conectada, que luego de conectados, cada uno deberá coordinarse con el reconectador ubicado al inicio del circuito Metropolitano, el cual estará programado para tres operaciones de recierre, y también para una de lockout. Todo esto debe ser instalado de manera que el tiempo de actuación del interruptor principal no sea modificado. La coordinación de protecciones resultara:
o
Fusibles:
Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,01s, según la curva su operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.
Reconectador:
Si falla el fusible o no actúa:
224
o
Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita en el circuito Metropolitano, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de 0,4.
o
Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera: Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Metropolitano
Apertura Cierre Apertura Cierre Apertura o
Abre sus contactos por 15s Cierra sus contactos por 0,35s Persiste la falla, de nuevo: Abre sus contactos por 10s Cierra sus contactos por 0,35s Persiste la falla, de nuevo: Abre sus contactos por 10s
Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.
Interruptor Principal
Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin energía eléctrica. El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones (esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC): o
o
Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones normales de trabajo del sistema. Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación bajo cualquier condición del cortocircuito. Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un
valor de k = 1,4:
225
(6.20)
(6.21)
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 1200/5 A
(6.22)
Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:
(6.23)
(6.24)
Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de 4,7 A en el secundario y de 1128 A en el primario. Puede observarse que las corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
o
El interruptor principal tiene un tiempo de operación:
226
(6.25)
Todo lo anterior se resume en la tabla 6.25: Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Metropolitano
Fusibles
o
TOp = 0,01 s
o
Tap: 1
o
Dial: 0,4
o
TOp: 0,35 s
o
TTrabajo: 35,7 s
Relevador
o
Tap: 4,7
Principal
o
TOp: 0,71 s
Reconectador
6.5.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.6 se introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempocorriente. Se propone instalar fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada, que logren despejar las fallas que se puedan presentar, si el fusible no lograse interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como dispositivo de respaldo, el cual actuara a un tiempo de operación previamente
227
determinado, conocido como tiempo de operación con su respectivo dial. Si el reconectador por alguna razón tampoco despejase la falla, actuaria el relé conectado al interruptor principal instalado a salida del transformador móvil.
228
Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 9 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 12 del circuito Metropolitano
229
Gráfica 6.4: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 14 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 19 del circuito Metropolitano
230
Gráfica 6.5: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 22 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 23 del circuito Metropolitano
231
Gráfica 6.6: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 27 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 28 del circuito Metropolitano
232
Gráfica 6.7: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 40 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 49 del circuito Metropolitano
233
Gráfica 6.8: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 71 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 80 del circuito Metropolitano
234
Análisis Gráficas Circuito Metropolitano
Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Metropolitano, con el fin de que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial. Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones, y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía eléctrica. Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla antes que el fusible. Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Metropolitano, utilizando el método Reconectador- Fusible.
235
6.6 Propuesta para los Ajustes de los Equipos de Protección del Circuito Guasimal de la S/E Eléctrica Móvil La Morita Al igual que en el circuito Metropolitano, a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita, en su circuito Guasimal se propone la instalación de un reconectador para hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de dicho circuito (ver anexo 6), también se sugieren la instalación de fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.5, donde se puede observar el reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito está representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo n° 5).
Luego en la figura 6.6 se presenta el diagrama unifilar del circuito Guasimal simplificado, en el cual se muestran los valores de I CC que serán tratados en los puntos de interés (donde irán conectados los fusibles) y también los valores de las corrientes de
carga
en
condiciones
normales
236
que
circularan
por
los
ramales.
1045 kVA
315 kVA
73
28 112.5 kVA
112.5 kVA 27
37.5 kVA
68 69
300
150 kVA
kVA
22 23
20
19
21
18
17
13
16 15 14
12
11
10
75 kVA 81
25 79
65
75 kVA
600 kVA
300 kVA 67
75 KVA
70
1117.5 kVA
1000 kVA
71
26
64
75 KVA
24
72
45 kVA
502.5
66
29 63
502.5 kVA
2002.5 kVA
75 kVA
80
502.5 kVA
36
37
38
39
40 41
82
9
150 kVA
3
44
45
84
46
47
25
48
150 kVA
225 kVA
50 49
50 kVA
51 52
847.5 kVA
112.5 kVA
32
300 kVA
50 kVA
30 kVA 75
337.5 kVA 275 kVA
76
8
62
34
61
77
687.5 kVA
7 35
60
1500 kVA
59
150 kVA
58
15 kVA
S/E LA 0 MORITA
78
6 5
195 kVA
1560 kVA
33
72.5 kVA
387.5 kVA
15 kVA
4
3
2
1
Figura 6.5: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87
237
525 kVA
545
5
56
75 kVA
30 31
53
45 kVA 100 kVA
45 kVA
74
187.5 kVA
424
15 kVA
75 kVA
450 kVA
75 kVA
83
kVA
502.5 kVA
1045 kVA 315 kVA
37.5 kVA 69
23
22 21
20
19
72
27
7,8
68 150
75 KVA 18
64
13
16 15 14
12
6 , 4
75 kVA
1000 kVA 600 kVA
300 kVA 10
11
75 kVA 81
25 79
1 . 3 1
66
7 , 3 2
502.5 kVA
29 63
502.5 kVA
150 kVA
450 kVA
5,2 kA 1117.5 kVA
71
65
75 KVA 70
26
45 kVA
67 17
300 kVA
kVA
5,6 kA 112.5 kVA
6 kA 5,8 kA
24
73
28
112.5 kVA
80
7 , 3 37 2
36
40 41
424
3
44
45
15 kVA
75 kVA 84 847.5 kVA 53,9 3,6 kA 5,5 kA 74 150 kVA 225 kVA
187.5 kVA
50 kVA
75 kVA 46
47
25
48
50 49
5152
53
525 kVA 545
31
112.5 kVA
32
30 kVA 30,5 75
76
8
62
19,6
33 34
45 kVA
300 kVA
50 kVA
5,5 kA 337.5 kVA
687.5 kVA
61
7
11,3
18,8 35
6
60
1560 kVA
77
72.5 kVA
5
78
387.5 kVA
5,4 kA
15 kVA
7,3 kA 195 kVA
150 kVA
59
58
4,9
4
5,2 kA
3
7,9 kA 15 kVA
S/E LA 0 MORITA
2
1
Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los valores de las I CC en los puntos de interés
238
56
75 kVA
5,5 kA
275 kVA
5
45 kVA 100 kVA
30
6,7 kA
1500 kVA
502.5 kVA
83 39 82
9
61,5
2002.5 kVA
75 kVA
1 , 2
38
502.5 kVA
Al igual que el sistema de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano, el del circuito Guasimal estará conformado por:
o
Un disyuntor principal con un relé que proeje el transformador de la S/E
o
Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.
o
Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que serán coordinados con el reconectador.
Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:
6.6.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal Serán los mismos que para el circuito Metropolitano Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal
Ajustes de fase Curva extremadamente inversa 0,2 Dial 4,5 Tap 900 A Pickup Departamento de Transmisión de CORPOELEC
6.6.2 Ajustes para los Fusibles Al igual que en el circuito Metropolitano, se propone la coordinación del interruptor principal de la S/E La Morita con el reconectador que se conectara al inicio del circuito Guasimal, y a su vez este, se coordinara con fusibles que se conectan en las derivaciones laterales que tengan más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.7.
239
A continuación se muestra en la tabla 6.26 los valores de interés para la colocación de dichos fusibles. En la figura 6.7 se representan gráficamente los valores de la tabla 6.26. Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán los fusibles en el circuito Guasimal
Nodo
ICarga [A]
58 60 63 65 66 71 74
4,9 11,3 61,5 13,1 4,6 7,8 53,9
[kA]
7,9 7,3 6,7 6 5,8 5,6 5,5
Nodo
ICarga [A]
75 77 78 79 80 81 -
30,5 19,6 18,8 23,7 23,7 2,1 -
[kA]
5,5 5,4 5,2 3,6 4,8 5,2 -
Los fusibles que se propones para conectar, serán seleccionados luego de aplicarle un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a la que circula en la derivación seleccionada. Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush, retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE 45-87. (Ver anexo 7) Los fusibles que se utilizarán serán DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión Modelo IRKV (ver anexo 8), a continuación en la tabla 6.27 se presentan los fusibles seleccionados y sus características para cada nodo de interés.
240
Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito Guasimal
Corrientes de Operación del Circuito Nodo
ICarga [A]
58
4,9
60 63 65 66 71 74 75 77 78 79 80 81
11,3 61,5 13,1 4,6 7,8 53,9 30,5 19,6 18,8 23,7 23,7 2,1
Características del Fusible Seleccionado según taba Anexo 8 Código DELTA
IN [A]
VN [kV]
7,9
IRKV193-6A.3T17K5
6,3
10/17
Cap. de Ruptura [kA] 63
7,3 6,7 6 5,8 5,6 5,5 5,5 5,4 5,2 3,6 4,8 5,2
IRKV193-16T17K5 IRKV231-80T17K5 IRKV123-20T17K5 IRKV193-6A3T17K5 IRKV193-10T17K5 IRKV231-80T17K5 IRKV123-40T17K5 IRKV123-25T17K5 IRKV123-25T17K5 IRKV123-30T17K5 IRKV123-50T17K5 IRKV193-6A.3T17K5
16 80 20 6,3 10 80 40 25 25 30 30 6,3
10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17 10/17
63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63 63
[kA]
6.6.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA 6.6.3.1 Ajustes del Tap Como en el circuito Metropolitano el tap debe: o
o
Ser menor que la corriente de carga para que no opere en condiciones normales de trabajo del sistema. Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito para lograr la operación bajo cualquier condición del cortocircuito.
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un valor de k = 1,4:
241
(6.26)
(6.27)
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 600/1 A
(6.28)
Tomando el tap de 1 A se tiene: (6.29)
(6.30)
Por lo tanto se propone ajustar el reconectador con un tap de 1 y su corriente de disparo de 1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
242
6.6.3.2 Ajustes del Dial La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.
TablaTítulo 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC Rango Designación Corriente Pickup Ip 10 – 1280A Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15 Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1–5 Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s Tiempo de Reset Ta 0 – 10s Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.
De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado al rango de valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, también al momento de escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del reconectador debe ser menor que el dial establecido para el relé del interruptor principal, se realizaran los cálculos más adelante. Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.
243
i.
Para el Nodo 58: Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.900 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tap Dial
1 0.01 – 15
Entonces:
Donde:
o
TA: tiempo de apertura, 15 ciclos
o
TSR: tiempo de sobre recorrido, o seg porque no
o
Luego
Donde:
posee disco TS: tiempo de seguridad
o
(6.31)
TOP: tiempo de operación del reconectador
244
(6.32)
(6.33)
(6.34)
o
A, P: constantes, tabla 6.8.
o
IP: corriente pickuot o tap
o
ICC: corriente de cortocircuito trifásica Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial
Tipo de Curva Designación Extremadamente inversa EI Muy inversa Inversa Inversa de tiempo largo
MI I LTI
A 80
p 2
13,5 1 0,14 0,02 120 1
Fuente 19: Manual NOJA Power
(6.35)
(6.36)
En la tabla 6.28 se presentan los valores de configuración del reconectador para el nodo 58 del circuito Guasimal. Tabla 6.28: Configuración para el reconectador según el nodo 58 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
245
1 0,76 0,35
i.
Para el Nodo 60: Se propone instalar un fusible de 16A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.300 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.29: Configuración para el reconectador según el nodo 60 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,65 0,35
Nodo 63 Se propone instalar un fusible de 80 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6.700 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.30. Configuración para el reconectador según el nodo 63 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
246
1 0,55 0,35
i.
Nodo 65 Se propone instalar un fusible de 20A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6000 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.31. Configuración para el reconectador según el nodo 65 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,44 0,35
Nodo 66 Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.32. Configuración para el reconectador según el nodo 66 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
247
1 0,41 0,35
i.
Nodo 71 Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.600 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.33. Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,49 0,35
Nodo 74 Se propone instalar un fusible de 80 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.500 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.34. Configuración para el reconectador según el nodo 74 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación
248
1 0,37 0,35 seg
i.
Nodo 75 Se propone instalar un fusible de 40 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.500 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.35. Configuración para el reconectador según el nodo 75 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
1 0,37 0,35
Nodo 77
o
i.
Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.400 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.36. Configuración para el reconectador según el nodo 77del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
249
1 0,38 0,38
i.
Nodo 78 Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.200 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.37. Configuración para el reconectador según el nodo 78 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,32 0,35
Nodo 79 Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 3.600 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.38. Configuración para el reconectador según el nodo 79 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación
250
1 0,15 0,34seg
i.
Nodo 80 Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 4.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde: Tabla 6.39. Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
i.
1 0,28 0,35
Nodo 81 Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.200 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii.
El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.40. Configuración para el reconectador según el nodo 81 del circuito Guasimal
Tap Dial Tiempo de Operación [s]
251
1 0,32 0,35
Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Guasimal
Nodo 58 60 63 65 66 71
Dial 0,76 0,65 0,55 0,44 0,41 0,49
TOP [s] 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35
74
0,37
0,35
Nodo 75 77 78 79 80 81
Dial 0,37 0,38 0,32 0,15 0,28 0,32
TOP [s] 0,35 0,38 0,35 0,34 0,35 0,35
Se escoge un dial para el reconectador de 0,4 y un tiempo de operación de 0,35seg
6.6.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout
Como en el circuito Metropolitano, los datos de ICC obtenidos con la herramienta computacional Etap 6.00 en el capítulo anterior, se utilizaran para calcular los parámetros del reconectador. En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:
o
Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).
o
Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).
Por esta razón y analizando los valores de las I CC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas
252
conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la realidad diaria. Cabe destacar que el mínimo valor de la I CC es mucho mayor que la ICarga en condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.
Instantáneo o curva de Lockout
(6.37) (6.38)
Temporizado
Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la capacidad máxima del conductor, la cual al igual que en el circuito Metropolitano se escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.
(6.39)
(6.40)
253
Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito Guasimal
Ajustes del Reconectador 1 Tap 0,4 Dial 0,35 Tiempo de Operación Instantáneo o curva de Lockout 1.680 A 50p 1600A 50N 51P 51N
Temporizado
432 A 144 A
Seguidamente se procedió ajustar las curvas por fase y por tierra, las cuales se muestran en la gráfica 6.3 y 6.4
254
Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)
Curva IEC extremadamente inversa Temporizada Dial Tap
432 A 0,4 1
Curva ANSIinversa extremadamente Temporizada 432 A Dial
0,4
Tap
1
Instantanea
255
1680ª
Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)
Curva IEC extremadamente inversa Temporizada Dial Tap
144 A 0,4 1
Curva ANSI extremadamente inversa
256
Temporizada
144 A
Dial
0,4
Tap
1
Instantanea
1600ª
Como puede observarse en la gráfica 6.3, de los ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de 432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.
Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las temporizadas representadas por la curva azul. También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea, esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar y remediar la falla presentada.
Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente medida, más rápido será la respuesta del reconectador. En la grafica 6.4 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para las curvas temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.
257
6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita La coordinación de protecciones resultara:
o
Fusibles:
Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,001s, según la curva su operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.
Reconectador:
Si falla el fusible o no actúa:
o
Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita en el circuito Guasimal, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de 0,4.
o
Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera: Tabla 6.43 : Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Guasimal
Apertura Cierre Apertura Cierre Apertura o
Abre sus contactos por 15s Cierra sus contactos por 0,35s Persiste la falla, de nuevo: Abre sus contactos por 10s Cierra sus contactos por 0,35s Persiste la falla, de nuevo: Abre sus contactos por 10s
Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.
258
Interruptor Principal
Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin energía eléctrica.
El seTap se debe seleccionar decriterios manera de quediseño cumpla con las siguientes condiciones (esto aplica cuando se utilizan IEC): o
o
Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones normales de trabajo del sistema. Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación bajo cualquier condición del cortocircuito.
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un valor de k = 1,4:
(6.41)
(6.42)
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 1200/5 A
259
(6.43)
Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:
(6.44)
(6.45)
Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de 4,7 A en el secundario y de 1128 en el primario. Puede observarse que las corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
o
El interruptor principal tiene un tiempo de operación:
Todo lo anterior se resume en la tabla 6.44: Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Guasimal
Fusibles
o o
Reconectador
o o o
Relevador Principal
o o
260
TOp = 0,01 s Tap: 1 Dial:0,4 TOp: 0,35s TTrabajo: 35,7s Tap: 4,7 TOp: 0,71s
(6.46)
6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.27 se introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempocorriente.
261
Gráfica 6.11: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 58 del circuito Guasimal
Fusible conectado en el nodo 60 del circuito Guasimal
262
Gráfica 6.12: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 63 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 65 del circuito Metropolitano
263
Gráfica 6.13: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 66 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 71 del circuito Metropolitano
264
Gráfica 6.14: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 74 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 75 del circuito Metropolitano
265
Gráfica 6.15: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 77 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 78 del circuito Metropolitano
266
Gráfica 6.16: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 79 del circuito Metropolitano
Fusible conectado en el nodo 80 del circuito Metropolitano
267
Gráfica 6.17: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 81 del circuito Metropolitano
268
Análisis Gráficas del Circuito Guasimal
Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Guasimal, con el fin de que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial. Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones, y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía eléctrica. Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla antes que el fusible.
Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Guasimal, utilizando el método Reconectador- Fusible.
269
CAPÍTULO VII RECOMENDACIONES
La realización de los estudios y las evaluaciones del sistema eléctrico conformado por la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal, una vez terminado mostraron algunas eventualidades presentes en el sistema estudiado. Es por ello que con la realización de este informe, lo que se pretende es proponer soluciones y mejoras que ofrezcan avances en las condiciones de trabajo de los sistemas de protecciones eléctricos de las redes de distribución primarias. También se pretende contribuir con este informe a una fuente de información y consulta para futuros trabajos, proyectos, rutinas de coordinación de protecciones por parte del personal que labora en ella o de futuros estudiantes de la rama que quieran estudiar o profundizar otros temas referente a este trabajo. Es por ello que en lo sucesivo se presentan algunas recomendaciones para alcanzar lo antes planteado (la mejora inminente del sistema de protecciones de los circuitos de distribución Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La Morita.
7.1 Recomendaciones 1. Incorporación al sistema de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita de un reconectador automático modelo 15 kV con controles, marca NOJA Power, el cual es un interruptor con reconexión automática, capaz de detectar una sobrecorriente, interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. También
270
está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas, pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones, esto permite que si la falla es de carácter permanente abrir los contactos del reconectador de forma definitiva después de cierto número programado de operaciones (generalmente dos o tres), de modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema. 2. Incorporación a los redes de los circuitos de distribución Metropolitano y Guasimal de fusibles de protección, conectados en las derivaciones con más carga conectada, los cuales serán coordinados con los reconectadores en cada uno de los circuitos, ya que los fusibles son el medio más sencillo de interrupción automática de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Esta coordinación deberá regirse por la filosofía de las coordinaciones para fallas permanentes en sistemas de distribución. Esto quiere decir, que se coordinará cada uno de los fusibles de forma independiente con el reconectador automático; los fusibles al ocurrir una falla en el sistema operarán seccionando la derivación fallada, de no operar el fusible por algún desperfecto o error, operara el reconectador, efectuando sus ciclos de cierre y apertura hasta un máximo de tres veces de ser necesario. Si no se despeja la falla en este periodo de tiempo, el reconectador abrirá sus contactos definitivamente, desenergizando todo el circuito. 3. También es necesario la modificación de los ajustes de protección establecidos por el Departamento de Transmisión de COORPOELEC en el relevador principal, y así ajustar sus tiempos de operación a los arrojados por el estudio de coordinación de protecciones, para así el interruptor principal actué de respaldo si fallase el reconectador, y además asurando la protección a toda costa del transformador móvil.
271
272
CONCLUSIONES El suministro constante e ininterrumpido de energía eléctrica a los consumidores suscritos a tal servicio, ofrecido en Venezuela por CORPOELEC, debe ser garantizado y debe tener calidad de servicio, es por ello que el problema de protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas. Debido a esto 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, la cuales pueden ser por sobre carga y cortocircuitos. Es por ello que 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. CORPOELEC por todo lo anterior ha decidido a nivel de distribución realizar una especial selección, aplicación y coordinación de los equipos de protección usados en estos sistemas, lo que ha generado la como consecuencia la instalación de reconectadores a lo largo del sistema, ya que un reconectador es un dispositivo de interrupción (interruptor) de carga eléctrica, con posibilidad de recierre automático ajustable, monitoreo y operación telemandada. Para poder llevar a cabo el diseño de una coordinación de protecciones más eficiente y efectiva en los circuitos Metropolitano y Guasimal primero fue necesaria la realización del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita, lo cual permitió el conocimiento de los parámetros eléctricos de interés que demuestran el estado del sistema estudiado en condiciones de operación normales.
273
Luego, para completar los estudios previos a la realización de la coordinación de protecciones, se determinaron los niveles de cortocircuito a lo largo de todo el tramo correspondiente a los circuitos Metropolitano y Guasimal. Para la obtención de las corrientes de cortocircuito 3ϕ y 1ϕ fue utilizado el software ETAP 6.00, el cual en
función del diagrama unifilar del sistema, y las características eléctricas de cada uno de sus componentes arroja los resultados de las corrientes de cortocircuito en cada uno de los nodos seleccionados. Al momento de realizar la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes, se le incorporo al sistema de protecciones dos reconectadores automáticos marca NOJA Power los cuales se ubicaron en la salida de la subestación, uno en cada circuito, logrando con ello independizarlos entre sí (ya que ambos circuitos son la carga conectada al transformador móvil, el cual está protegido por un disyuntor, el cual al percibir una falla en cualquiera de los dos circuitos operaba sacando de funcionamiento a todos los usuarios innecesariamente), y así al momento que ocurra una falla por sobrecorriente o sobrecarga en cualquiera de los dos circuitos el otro no se verá afectado, evitando así la desconexión del servicio eléctrico de la menor cantidad posible de suscriptores afectados. Los Reconectadores Eléctricos NOJA Power están diseñados para utilizarse en aplicaciones, tales como, líneas de distribución y sub-estaciones con voltajes de 15kV y 27kV respectivamente. [19] Cuando se decide implementar fusibles de protección contra sobrecorrientes y sobrecargas, en derivaciones laterales de los circuitos de distribución, lo que se busca es que estos pueden cumplir con la función de un seccionador. Es importante tener en cuenta que para seleccionar el fusible que se colocara en la derivación a proteger, deberá aplicarse un factor de holgura para cubrir las condiciones transitorias (in –
274
rush de transformadores, corriente de arranque de motores de inducción, entre otros), y así el fusible no actué en condiciones normales de forma errónea. También, con la culminación de este proyecto especial de grado se le da cumplimiento a uno de los requisitos exigidos por la UNEFA para la obtención de título de Ingeniero Electricista, el cual fué realizado para sintetizar de alguna forma los conocimientos obtenidos en el periodo de pasantías, las cuales fueron realizadas en el Departamento de Mantenimiento Especializado – LAPRE de CORPOELEC zona Aragua, en el área de Distribución. Dicho periodo de pasantías sirvió para reforzar los conocimientos obtenidos a lo largo el estudio de la carrera, sintetizando los conocimientos adquiridos con la experiencia práctica del campo laboral. Finalmente, se logró cumplir en su totalidad con todos los objetivos planteados al inicio del proyecto, es decir se propuso de manera eficiente una coordinación de protecciones para los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita.
275
FUENTES DE CONSULTA [1] Documento electrónico, Situación actual del sector eléctrico en Venezuela. Disponible en: www. grupounerscti.blogspot.com/2011/11/iv-informe-situacionactual-del-sector.html
[2] Luis Guillermo Francia Bernáez. 2012. Evaluación de la coordinación de protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 KV – 13,8 KV) de
CADAFE, región 4 zona Aragua. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad de Oriente para optar al título Ingeniero Electricista. Maracay Venezuela. [3] Bustamante Lino y Vivas Miguel. 2012. Coordinación de protecciones y
ejecución de pruebas para la puesta en servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en la subestación San Vicente, ubicada en Maracay, estado Aragua. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela. [3] Gerardo Valera. 2012. Determinación de los equipos de protección y ajustes
necesarios para realizar la coordinación de protecciones del circuito B2 del sistema eléctrico de distribución perteneciente a la empresa manufacturera de papel (MANPA). Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay Venezuela. [4] Samuel Bolívar. 2011. Coordinación de protecciones en 440V para las
subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de C.A. Cervecería Regional. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela.
276
[5] Sixto Humberto Achuri Holguín.1.998.Apuntes generales sobre redes eléctricas de
distribución. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Pontificia Bolivariana, Facultad de Ingeniería Eléctrica Electrónica. y Medellín– Colombia. [6] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas
de Potencia. Maracay - Venezuela. [7] Portal web de CORPOELEC. Distribucion eléctrica de Venezuela. Disponible en http://www.corpoelec.gob.ve/distribuci%C3%B3n. Venezuela. [8] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Anormalidades en Sistemas de
Potencia. Maracay - Venezuela. [9] John Grainger y William Stevenson Jr. 1996. Analisis de Sistemas de Potencia. Mc graw hill. Primera Edición en Español [10] Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos. Universidad Nacional de Colombia. 1° edicion. Colombia. [11] Maulio Rodríguez. 1992. Análisis de Sistemas De Potencia. Universidad del Zulia. 2° edición. Zulia – Venezuela. [12] Antonio Palacio. Protección de Sistemas de Potencia. Universidad De Carabobo. Carabobo – Venezuela. [13] Murillo, W. (2004). Diseño de protocolos para pruebas de aceptación en sitio
y puesta en servicio de equipos de potencia en subestaciones eléctricas pertenecientes a ENELCO. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay Venezuela.
277
[14] McGraw-Edison Co. Power Systems Division. “Distribution System
Protection Manual”. Bulletin Nº 71022. [15] Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de Alimentación y
Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución contra Sobrecorrientes [16] Tamayo y Tamayo (20.11). El proceso de la investigación científica. Editorial Limusa. Cuarta edición. México. [17] UNA (2.012) Metodología de la Investigación (2012). Universidad Nacional Abierta. Caracas – Venezuela. [18] Hernández M. (2.011) Metodología de la Investigación. Lima – Perú [19] Manual de reconectadores automáticos NOJA Power [20] Ing. Margil S. Ramírez Alanis, (2.005). Protección de Sistemas Eléctricos de
Potencia. Universidad Autónoma de Nuevo León, Facultad de Ingeniería Mecánica y Eléctrica. [21] Ain Autor. Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación Machala,
278
LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS A:
Amperes.
ANSI:
American National Standards of Institution (Instituto Nacional Americano de Estándares).
DC:
Corriente Directa.
AC
Corriente Alterna.
FP:
Factor de Potencia.
I:
Intensidad de Corriente.
IEC:
International Electrotechnical Comission (Comisión Electrotécnica Internacional).
IEEE:
Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos).
kV:
Kilovoltio.
MVA:
Mega VoltAmperes.
kVA:
Kilo VoltAmperes.
S/E:
Subestación.
TC: TP-VT:
Transformador de Corriente.
V:
Voltios.
W:
Vatio.
:
Ohm.
RTC
Relación de transformador de corriente.
:
Transformador de Potencial o “Voltage Transformer”.
Corriente de cortocitcuito.
:
Corriente de cortocitcuito.
:
Corriente de cortocitcuito.
3ϕ:
Trifásica.
1ϕ:
Monofásica.
2 : TTI:
Bifásica. Tiempo total de interrupciones
∅
279
ETAP:
Electrical Transient Analyzer Program.
PADEE:
Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía
Eléctrica.
Km:
Kilometro.
GWH:
Giga vatio horas.
S.A. : GW:
Sociedad Anónima. Giga vatio.
Hz:
Hertzio.
SP
Sistema de potencia.
P:
Potencia.
Z:
Impedancia.
T:
Transformador.
G:
Generador.
X:
Reactancia.
R:
Resistencia.
MVAR:
Mega VoltAmperes Reactiva.
F.P : p.u
Factor de Potencia. Por Unidad.
SEP
Sistema Eléctrico de Potencia
Corriente máxima del conductor.
280
ANEXOS
281
Anexo 1: Reporte de fallas del antiguo circuito Guasimal
282
Anexo 2: Actividades realizadas durante el período de pasantías
Pruebas de inyección de corriente a un transformador de distribución
Reconocimiento de la subestación La Morita
Prueba realizada con el Megger
Revisión, reparaciones y mantenimiento a diversos equipos utilizados en las redes de distribución. (Reconectador KFE)
Prueba con el TTR
Mediciones termografías en redes de distribución
283
Anexo 3: Seccionador y Reconectador
284
285
286
Anexo 4: Transformado Móvil de la S/E La Morita y Disyuntor principal Transformado Móvil de la S/E La Morita
Interruptor Principal que protege el transformador Móvil de la S/E La Morita
287
Anexo 5. Normas de diseño para líneas de alimentación de redes de distribución. Dibujo
288
289
Anexo 6. Reconectador NOJA a las afueras de la S/E La Morita
TC Reconectad or NOJA
Caja de control del Reconectad or NOJA
290
Anexo # 7: Coordinación de protecciones para reconectador fusibles, tabla de factor K para la aplicación de fusibles del lado de la carga. Según norma de diseño para líneas de alimentación y redes de distribución contra sobrecorriente, código 45-87
291
Anexo 8: Tabla de fusibles DELTA M.R. Fusibles de media tensión modelo IRVK
292
Anexo 9: Curva del Fusible IRVK
293
Anexo 10: Tríptico de prueba de aislamiento de transformadores
294
295
Anexo 11: Prueba de rigidez dieléctrica en transformadores
296
297
Anexo 12: Planilla de ensayo de rigidez dieléctrica
298
Anexo 13: Planilla para la prueba de aislamiento
299
Anexo 14: planilla para prueba de excitación de corriente
300
Anexo 15: Planilla para prueba de corriente de vacío
301
Anexo 16: Planilla para pruebas de transformadores de 3 devanados
302
Anexo 17: Planilla para pruebas de transformadores de 2 devanados
303
Anexo 18: Curso d las 5 reglas de oro
Práctica de las cinco reglas de oro en la subestación las delicias
304
Anexo 19
Prueba de rigidez dieléctrica con el chipometro
Prueba de funcionamiento de reconectador PANACEA
Prueba don el hipot
Revisión de los componentes de los circuitos Metropolitano y Guasimal
Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y la Independencia)
305
Anexo 20: Mantenimiento de seccionalizadores
306
Anexo 21: Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER.
307
Anexo 22. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA.
308
Anexo 23. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA
Prueba de funcionamiento de transformador de Distribución
309
310
Anexo 24: Planos del circuito Metropolitano y Guasimal
311
