UNIVERSIDAD AUTONOMA TOMAS FRIAS FAC ULTAD INGE INGENIER NIERIA TEC NOL NOLOGICA IC A C ARRERA DE INGE ING ENIERÍA NIERÍA ELÉCT ÉCTRICA IC A
IMPLEMENTAC IO IMP ION N DE PROTEC C IO IONES NES EN LA LA BAHIA TRANSF NSFORMADO MADOR R T-1 DE 1.5 MVA MVA DE 69/ 69/ 24.9 kV EN LA SE PUN PUNUTUMA
PRO PRO YEC YEC TO DE G RADO DIR DIRIGIDO PARA O PTA R AL DIPL DIPLO O M A AC A C ADÉMICO ADÉMIC O DE LIC ENC IATUR IATURA A ELÉC ELÉCT TRICA RIC A
EN
ING ENIER NIERÍA
DEDICATORIA A Dios Por haberme dado sabiduría, fuerza y salud para poder culminar este proyecto.
A mi hijo Eydan Eydan Marcos, Por ser mi inspiración e ilusión por el cual lucho día a día.
A mis queridos padres Armando Armando y Marcelina, Marcelina, Gracias por sus concejos y ejemplo a seguir de perseverancia, trabajo y honestidad.
A mi esposa Bertha, Gracias por su amor y apoyo incondicional.
AGRADECIMIENTOS A la vida por por lo aprendido aprendido y lo que pueda aprender. aprender. A mis padres padres por sus consejos, consejos, enseñanza enseñanzass y amor. A la Carrera de Ingeniería Eléctrica, por abrirme sus puertas y brindarme la oportunidad de concluir mi formación como profesional. profesional. A mi tutor, Ing. Yerko Aguilar Delgadillo, Delgadillo, a mi más profundo agradecimiento por la guía, paciencia y consejos recibidos, los cuales hicieron que termine satisfactoriamente este proyecto de grado. A la Universidad Universidad Autónoma Autónoma Tomas Frías, por abrirme las puertas y brindarme sus docentes docentes y aulas para formarme como un buen profesional.
ÍNDICE GENERAL DEDICATORIA ............................................................................................. ............................ II AGRADECIMIENTOS ...................................................... ............................................................................................................ ...................................................... III ÍNDICE DE TABLAS ........................................................ ........................................................................................................... ................................................... XIII ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................... .............. XVI GLOSARIOS DE TERMINOS .................................................. ............................................................................................ .......................................... XIX RESUMEN ...................................................... .............................................................................................................. ...................................................................... .............. XXI 1. INTRODUCCION ................................................. ........................................................................................................ ................................................................. .......... 1 1.1. Descripción del Tema ...................................................................................................... 1 1.2. Antecedentes ................................................... .......................................................................................................... ................................................................. .......... 1 1.3. Descripción Actual A ctual de la SE Punutuma
................... 2
2.2. Descripción de d e los Sistemas Eléctricos de Potencia ........................................................ 7 2.2.1. Análisis de Flujo de Carga........................................................................................ 9 2.2.1.1. Planteamiento Matemático del Flujo de Carga.................................................. 9 2.2.1.2. Método de Newton-Raphson Formal .............................................................. 13 2.2.1.3. Método de d e Gauss-Seidel ........................................................ .................................................................................. .......................... 17 2.2.2. Análisis de Cortocircuitos ...................................................................................... 19 2.2.2.1. Fuentes Generadoras de Corriente de Cortocircuito........................................ 19 2.2.2.2. Tipos de Falla de Cortocircuito. ...................................................................... 20 2.2.2.3. Métodos de Análisis del Cortocircuito. ........................................................... 22 2.2.2.4. Método Componentes C omponentes Simétricas ................................................... .................................................................... ................. 22 2.2.2.5. Método IEC 60909 .......................................................................................... 23
2.3.1.8. Relé Diferencial de Corriente ................................................ .......................................................................... .......................... 27 2.3.1.9. Relé de Distancia ............................................................................................. 27 2.3.1.10. Impedancia de Falla .................................................... ....................................................................................... ................................... 28 2.3.1.11. Oscilación ...................................................................................................... 28 2.3.1.12. Protección Principal de Equipos ................................................... .................................................................... ................. 28 2.3.1.13. Discrepancia de Polos ................................................. .................................................................................... ................................... 28 2.3.2. Identificación de los Relés Según Norma ANSI .................................................... 29 2.3.3. Protecciones de los Transformadores ..................................................................... 29 2.3.4. Protección Diferencial del Transformador ............................................................. 30 2.3.5. Conexión Diferencial Diferenc ial Larga y Conexión Diferencial Corta ................................... 31 2.3.6. Factores a Considerar en el Ajuste de la Protección Diferencial ........................... 31
2.4.2. Modos de Operación Para los Equipos de Alta Tensión ........................................ 36 2.4.3. Protocolo de comunicación IEC 61850 ................................................. .................................................................. ................. 38 2.5 Transformadores de Corriente (CT) ............................................................................... 38 2.5.1. Transformadores de Corriente Multi-núcleos......................................................... 38 2.5.2. Tipos de Transformadores de Corriente ................................................................. 39 2.5.2.1. Tipo pedestal tanque bajo ................................................................................ 39 2.5.2.2. Tipo pedestal tanque tanq ue alto o invertido (tipo T) ................................................. 41 2.5.3. Características de los Transformadores de Corriente ............................................. 42 2.5.3.1. Corrientes Nominales ...................................................................................... 42 2.5.3.2. Relación de Transformación .................................................. ............................................................................ .......................... 42 2.5.4. Resistencia a los Cortocircuitos
.......................... 42
2.6.1.2. Aislamiento soporte sop orte ...................................................... ......................................................................................... ................................... 47 2.6.1.3. Mecanismos de operación y control ................................................................ 47 2.6.2. Interruptores de Hexafluoruro de Azufre ............................................................... 48 2.7. Sistema de Mantenimiento ............................................................................................ 49 2.7.1. Clasificación del Mantenimiento .................................................. ............................................................................ .......................... 49 2.7.2. Planificación del Mantenimiento Preventivo ......................................................... 50 3. INGENIERIA DEL PROYECTO ........................................................................................ 51 3.1. Generalidades ................................................................................................................ 51 3.2. Datos y Parámetros Utilizados ...................................................................................... 51 3.2.1. Datos Generales del Sistema S istema de Potencia ....................................................... ............................................................... ........ 51 3.2.2. Datos del proyecto pro yecto
............................................. 52
3.6.2.2. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Media M edia (Med_Humedo_H08) ............. 61 3.6.2.3. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Media M edia (Med_Seco_H11) ................... 63 3.6.2.4. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Mínima Mí nima (Min_Humedo_H04) ........... 65 3.6.2.5. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Mínima Mí nima (Min_Seco_H04) ................. 67 3.7. Estudio de Cortocircuitos .............................................................................................. 70 3.7.1. Calculo de Cortocircuitos en Base la Norma IEC 60909 ....................................... 71 3.7.1.1. Calculo de la Corriente de Cortocircuito Trifásico y Monofásico ................. 72 3.7.2. Resultados Obtenidos y Análisis de los Cortocircuitos con DigSILENT .............. 76 3.8. Configuración de la Bahía T-1 ...................................................................................... 78 3.9. Dimensión de Equipos de Patio Para la Bahía T-1 ................................................ ........................................................ ........ 79 3.9.1. Coordinación de Aislamiento
.......................... 79
3.10.2.1. Protección Diferencial Transformador ................................................. ......................................................... ........ 91 3.10.2.2. Protección de Sobrecorriente Sobrecorr iente ........................................................ ......................................................................... ................. 92 3.10.3. Criterios Para el Alimentador Caracota ............................................... ................................................................ ................. 93 3.10.3.1. Protección de Sobrecorriente de Fases .......................................................... 93 3.10.3.2. Protección de Sobrecorriente de Tierra ......................................................... 94 3.10.4. Criterios Para la Función Falla Interruptor Interrup tor ................................................... ........................................................... ........ 94 3.10.5. Ajustes de las Protecciones................................................................................... 95 3.10.5.1. Calculo de Ajustes del Diferencial de Transformador Tr ansformador T-1 ............................ 95 3.10.5.2. Calculo de Ajustes del Sobrecorriente Transformador Trans formador T-1 ........................... 96 3.10.5.3. Calculo de Ajustes del Alimentador ...................................................... .............................................................. ........ 98 3.10.5.4. Calculo Ajustes Para Fallo Interruptor 50BF .............................................. 100
3.11.5. Secuencia de Maniobras Para la Bahía Transformador T-1 .............................. 110 3.12. Plan de Mantenimiento Preventivo Para la Bahía T-1 .............................................. 111 3.12.1. Actividades Programadas ................................................................................... 112 3.12.2. Tiempo Total Planificado ................................................................................... 114 4. PRESUPUESTO DEL PROYECTO ................................................. .................................................................................. ................................. 116 4.1. Detalles del Presupuesto .................................................. ............................................................................................. ........................................... 116 4.2. Costo Total del Proyecto ............................................................................................. 116 4.3. Análisis de Precios Unitarios ...................................................... ....................................................................................... ................................. 117 4.3.1. Materiales ............................................................................................................. 117 4.3.2. Mano de Obra Obr a y herramienta ........................................................ ................................................................................ ........................ 117 4.4. Factores Considerados ................................................................................................. 117
PRESUPUESTO DEL PROYECTO ..................................................... ...................................................................................... ................................. 156 ANEXO 3 ............................................................................................................................... 170 MANUAL DEL SOFTWARE DIGSILENT INTRODUCION DE AJUSTES DE PROTECCION ....................................................................................................................... 170 ANEXO 4 ............................................................................................................................... 182 NORMAS ............................................... ....................................................................................................... ................................................................................ ........................ 182 ANEXO 5 ............................................................................................................................... 204 PLAN DE MANTENIMENTO PREVENTIVO BAHIA T-1 ............................................... 204
ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Valores de Factor de Tensión ICE 60909 .................................................................. 24 Tabla 2: Formulas Para Calcular Cortocircuito Según la IEC.................................................. 24 Tabla 3: Identificación de Relés de Protección ........................................................................ 29 Tabla 4: Placa de Característica del Transformador ................................................ ................................................................. ................. 52 Tabla 5: Datos Técnicos del Reconectador Trifásico ....................................................... ............................................................... ........ 53 Tabla 6: Escenarios para p ara el Año 2017 ................................................... ...................................................................................... ................................... 54 Tabla 7: Resumen de las Demandas Según los Escenarios 2017 ............................................. 57 Tabla 8: Límites Operativos Op erativos en Alta Tensión ................................................. ........................................................................... .......................... 58 Tabla 9: Límites Operativos en Media Tensión ....................................................................... 58 Tabla 10: Carga Car ga Máxima de los Componentes
................. 58
Tabla 20: Cargabilidad en Dmin. Seco H04 2017 .................................................................... 68 Tabla 21: Cortocircuitos, Demanda Máxima 2017 .................................................................. 76 Tabla 22: Cortocircuitos, Demanda Mínima Periodo Húmedo H04 2017 ............................... 77 Tabla 23: Cortocircuitos, Demanda Mínima Periodo Seco H04 2017 ..................................... 77 Tabla 24: Datos Iniciales Para la Coordinación de Aislamiento .............................................. 79 Tabla 25: Corriente Máxima de Cortocircuito trifásico ........................................................... 82 Tabla 26: Especificaciones Técnicas del Interruptor de Potencia ............................................ 83 Tabla 27: Especificaciones Técnicas CT’s lado 69 kV ............................................................ 88 Tabla 28: Especificaciones Técnicas CT’s lado 24.9 kV ......................................................... 89 Tabla 29: Planillas de Ajuste Diferencial del Transformador ................................................ 101 Tabla 30: Planilla de Ajuste de Sobrecorriente de Fases y Neutro ........................................ 101
Tabla 40: Costo Total en Mano de Obra ................................................................................ 119 Tabla 41: Total en Herramientas Herr amientas y Equipos ........................................................................... 120
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Vista Panorámico de la SE Punutuma......................................................................... 2 Figura 2: Diagrama unifilar SE Punutuma 69 kV ...................................................................... 3 Figura 3: Vista de la Instalación Actual ..................................................................................... 4 Figura 4: Sistema Eléctrico de d e Potencia ................................................ ..................................................................................... ..................................... 8 Figura 5: Flujo de Potencia en una Barra ................................................................................. 12 Figura 6: Diagrama de Cortocircuito de las distintas fuentes ................................................... 20 Figura 7: Falla Monofásica ................................................. ....................................................................................................... ...................................................... 20 Figura 8: Falla Bifásica ............................................................................................................ 21 Figura 9: Falla Bifásica a Tierra .................................................. ............................................................................................... ............................................. 21 Figura 10: Falla Trifásica ......................................................................................................... 21
Figura 20: diagrama unifilar unif ilar en el área de d e influencia ....................................................... ............................................................... ........ 55 Figura 21: Proyección de la Demanda Máxima Coincidental ................................................. 56 Figura 22: Diagrama Unifilar de Flujo de Potencia Dmax. 2017 ............................................. 59 Figura 23: Diagrama unifilar unif ilar de flujo de potencia Dmed. Hum_H08 2017 ............................. 61 Figura 24: Diagrama unifilar unif ilar de flujo de potencia Dmed. Seco_H11 2017 ............................. 63 Figura 25: Diagrama unifilar de flujo de potencia Dmin. Humedo_H04 2017 ........................ 65 Figura 26: Diagrama unifilar de flujo de potencia Dmin. Seco_H04 2017 .............................. 67 Figura 27: Niveles de Tensión Para el Transformador Trans formador T-1 ...................................................... 69 Figura 28: Cargabilidad del Transformador T-1 ...................................................................... 70 Figura 29: Diagrama Unifilar de la Bahía Transformador T-1 ................................................ 71 Figura 30: Impedancia de Secuencia Positiva .......................................................................... 73
Figura 40: Diagrama Unifilar de la SE Punutuma 69 6 9 kV ................................................. ....................................................... ...... 110 Figura 41: Mantto. del Interruptor de Potencia B460 B46 0 ....................................................... ............................................................. ...... 112 Figura 42: Mantto. del Reconectador R econectador REC-1 ................................................. ......................................................................... ........................ 112 Figura 43: Mantto. de los Equipos de Control y Protección .................................................. 113 Figura 44: Mantto. Transformadores Transfo rmadores de Corriente .................................................. ................................................................. ............... 113 Figura 45: Mantto. de Transformador T ransformador de Potencia T-1 .................................................... .......................................................... ...... 114
GLOSARIOS DE TERMINOS ANSI IEC CNDC
American National Standard Institute International Electrotechnical Commission Comité Nacional de Despacho de Carga
SIN
Sistema Interconectado Nacional
AE
Autoridad de electricidad
A
Unidad de corriente eléctrica, amperios.
Ik
Corriente de cortocircuito
VA
Unidad de potencia eléctrica aparente, volt-amperios
3Ø
Trifásico
1Ø
Monofásico
∆
Tiempo de operación
PICK UP
Arranque
SLOP
pendiente
RESUMEN El presente proyecto consiste en implementar las protecciones de la bahía del transformador T-1 de 1.5 MVA 69/24.9 kV perteneciente a Servicios Eléctricos Potosí S.A. SEPSA, para lo cual se modificara la configuración de dicha bahía en el lado de 69 kV, donde se cambiara el fusible de alta tensión por un interruptor de potencia siendo así el dispositivo más importante y donde su comportamiento determina el nivel de confiabilidad para la bahía T-1. Para el desarrollo del proyecto se adoptó diferentes métodos matemáticos, criterios y normas establecidas, para lo cual se realizó dentro de la ingeniería del proyecto los siguientes estudios de flujo de potencia, cortocircuitos y la coordinación de protecciones todo en función a los diferentes escenarios establecidos de demanda tomando en cuenta los periodos hidrológicos seco y húmedo. También se determinara la selección de equipos patio donde se realizó la corrección de aislamiento en función a los niveles nominales de tensión y los factores climatológicos. Para una operación correcta se diseñó los planos de control y protección y la secuencia de maniobras de la bahía T-1 en función al esquema lógico de las protecciones consideradas.
1. INTRODUCCION 1.1. Descripción del Tema La complejidad e importancia del buen funcionamiento de los elementos que conforman un sistema eléctricos de potencia, el cual consta esencialmente de una central de generación, un sistema de transmisión y un sistema de distribución, requiere de un sistema de protección que cumpla ciertas características como selectividad, confiabilidad, rapidez, economía, flexibilidad y sencillez para que se logre el mejor desempeño posible y así proteger el sistema de cualquier tipo de falla. Para realizar un estudio del sistema eléctrico, coordinación de protecciones y diseño de los circuitos de control y protección; es necesario primero realizar el estudio de flujo de carga y cortocircuito del sistema eléctrico de potencia que se va a analizar, ya que con este se podrán determinar si el sistema está estable de esta manera obtener los parámetros necesarios para diseñar y ajustar las protecciones. Las causas por las cuales se presenta un fallo eléctrico son muy diversas, como por ejemplo: descargas atmosféricas, caída de árboles sobre las líneas, vandalismo, entre otras.
La empresa distribuidora realiza sus operaciones en diferentes niveles de tensión en el lado de alta tensión 115 kV y 69 kV, en media tensión 10 kV en área urbana, 24,9/14,4 kV en el área rural e industrial y el lado de baja en 380/220 V. La empresa cuenta con presencia en cada provincia del departamento y su propia infraestructura en la ciudad, ubicado en la zona central plaza Arce; provincia Tomas Frías del departamento de Potosí.
1.3. Descripción Actual de la SE Punutuma La subestación Punutuma se encuentra en el departamento de Potosí en la Provincia Antonio Quijarro en la localidad de Punutuma a 3351 sobre el nivel de mar, donde la subestación eléctrica pertenece a la empresa ENDE TRANSMISION S.A. La SE Punutuma consta con diferentes parques de tensión de 230 kV, 115 kV y 69 kV con varias salidas pertenecientes a ENDE TRANSMISION S.A. y diferentes agentes externos conectados. En la figura 1 se podrá observar una vista panorámica de la SE Punutuma.
Durante el proyecto se trabajara en el parque de 69 kV en coordinación con las diferentes salidas como se puede observar en el la figura 2 diagrama unifilar de la SE Punutuma.
1.3.1. Descripción de la Bahía T-1 La bahía consta como elemento principal a estudiar un transformador de potencia de 1.5 MVA de 69/24,9 kV a 50 Hz, el equipo opera al 35 % de su capacidad nominal. En lado de alta 69 kV consta con fusibles de tipo k, su función principal en proteger al elemento principal al transformador de potencia. En lado de media consta con un alimentador salida a Caracota en 24,9 kV, la línea abarca 13 km de longitud, como protección principal se encuentra un reconectador trifásico marca NOJA y como protección de respaldo fusibles de tipo k en cada fase. Todo los detalles de mencionados se pueden observar en la figura 3. FUSIBLES LADO DE 69 kV
El año 2008 la protección de transformador T-1 no opero lo cual la falla hizo arrancar la protección de la barra, sacando fuera de servicio a todas las salidas del sistema sur y se interrumpió 10 MW al sistema interconectado que estaba inyectado Punutuma Hidro perteneciente a Rio Eléctrico.
La protección despeja una falla de sobrecarga en tiempo mayor.
Cuando el fusible opera, mayor tiempo de reposición de la bahía de transformador T-1.
El desequilibrio de las fases ante caída o apertura de un fusible de unas de las fases ocasionan sobre corrientes el transformador corre riesgo de dañarse.
El fusible no es confiable ante fallas internas lo cual afectaría circuitos internos del transformador.
El devanado y el núcleo son sometidos a viarias fuerzas durante su operación.
El fusible solo opera ante falla francas o cortocircuitos y no así ante una sobre carga.
¿Cómo se Realizara la Implementación de Protecciones en la Bahía Transformador T-1 de 1.5 [MVA] [MVA] de 69/24.9 [kV] en la SE Punutuma?
1.6. Objetivos 1.6.1. Objetivo general El proyecto tiene por objetivo implementar de Protecciones en la Bahía Transformador T-1 de 1.5 MVA 69/24,9 kV en la SE Punutuma, donde permita operar de forma coordinada con el Sistema Interconectado Nacional SIN en caso de fallas.
1.6.2. Objetivos Específicos
Se revisara la teoría básica de los esquemas de protección de los transformadores.
Se realizara el estudio de flujo de carga y cortocircuitos dando cumplimiento a la Norma Operativa 11 y 17 del CNDC, para verificar la compatibilidad de las nuevas instalaciones al SIN.
Determinar el esquema de protección para el transformador de potencia.
Determinar los ajustes de las protecciones de los nuevos componentes que ingresarán al SIN.
2. MARCO TEORICO 2.1. Generalidades El sistema eléctrico funciona bajo un ordenamiento en el cual sus elementos permiten producir, disponer, regular y garantizar el abasto de energía eléctrica, asegurando una explotación racional de los recursos de generación y una calidad de servicio acorde con la demanda de los usuarios, compensando las posibles incidencias y fallas producidas. El abastecimiento eléctrico se realiza a través de tres etapas, generación, transmisión y distribución, siendo la última la encargada de llevar la energía eléctrica a los consumidores finales en forma eficiente y bajo estándares de calidad de servicio. Este proceso, realizado a través de redes de alimentación y subestaciones, debe ser continuamente modificado con el fin de mantener el sistema permanentemente adaptado producto de los constantes cambios de la demanda. La planificación de la expansión y protección de los sistemas de distribución eléctricos en el corto plazo es una tarea altamente compleja, que involucra altos costos de inversión y una
Estos sistemas consisten en un número de cargas eléctricas repartidas en plantas de generación, una red de transmisión y de distribución, así como en todo el equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice con las características de continuidad de servicio, regulación de tensión y control de la frecuencia requerida. La energía eléctrica suministrada por un sistema eléctrico de potencia procede de los centros de generación que generalmente, se desarrollan y localizan lejos de los centros de consumo y requieren de un sistema de transmisión de alta tensión para el transporte de la energía eléctrica así como de un sistema de distribución para repartir la energía eléctrica como se observa en la figura 4 indica todo el proceso del sistema eléctrico. La tensión se eleva a la salida de los generadores para realizar la transmisión de energía eléctrica en forma económica y se reduce en la proximidad de los centros de consumo para alimentar el sistema de distribución a una tensión adecuada. Los sistemas de distribución pueden adoptar diversas disposiciones, ya sea con líneas aéreas o subterráneas, y diversos arreglos de la topología del sistema: radial o en anillo.
Los sistemas eléctricos de potencia están sometidos a diferentes cambios de magnitudes y como también sometidos a diferentes fenómenos físicos para lo cual se deberá analizar diferentes estudios atreves de diferentes métodos y modelos matemáticos para tener un sistema estable que pueda comportarse correctamente ante cualquier evento que se pueda suscitar. Para este caso se describirá siguientes los métodos y modelos matemáticos:
2.2.1. Análisis de Flujo de Carga Se denomina flujo de carga a la solución en estado estacionario de un sistema eléctrico de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas de generación, carga y topología de la red. Con el flujo de carga se obtiene los niveles de tensión en magnitud y ángulo de todas las barras del sistema, la potencia que circula por los elementos de la red y sus pérdidas.
2.2.1.1. Planteamiento Matemático del Flujo de Carga Para el planteamiento se considera que las redes son trifásicas balaceadas, es decir que a sus
� �
= Matriz de admitancia de barra = Vector de voltajes de barra
Entonces para la barra p cualquiera, se tiene:
= =
×
(2)
n= número total de barras de la red
= 1, … … . ,
Si se define a Sp como potencia neta inyectada a la barra p la misma que es igual a:
∗ =
+
=
×
∗ ∗ =
×
=
∗ ∗ = ∗∗ (4)
=1,…..,
=#
=
b) Para las barras de tensión controlada :
∗ ∗ =
{
×
}=
∗ ∗ = ∗
×
(5)
Cabe indicar que el flujo de potencia por un elemento del SEP conectado entre una barra p y q es como se observa en la figura 5:
Figura 5: Flujo de Potencia en una Barra Fuente: (WILLIAM D. STEVENSON, 1979) De acuerdo a la figura 5 se llegara a la siguiente formulación matemática:
= = = =
=
Siendo:
= =
Sumatorio de todas las fuentes de potencia =
activa.
Sumatorio de todas las fuentes de potencia =
reactiva.
2.2.1.2. Método de Newton-Raphson Formal El método de Newton-Raphson convierte el sistema no lineal de ecuaciones del flujo de
∆
=
=
×
∆
+
=
×
∆
=1,…….,
.
=#
Expresado en formas matriciales es:
∆∆∆�� ∆∆� ̅ =
/
A la matriz formada por H, N, J, L se les denomina matriz JACOBIANO. La división
∆�
/ sirve para simplificar algunos términos de esta matriz.
(7)
2 =
=
×
2 =
×
=
=1,………,
.
×
(8)
=1,………,
.
Los términos fuera de la diagonal son:
=
=
(
)
=1,………..,
= 1, … … … . ,
=
×
=
(
cos
.
).
∆ ̅ ∆� ,
=1,………,
.
Por lo tanto el conjunto de ecuaciones lineales (7) se resuelve para directo o iterativo, por ejemplo el método de bifactorización. Con estas correcciones anterior así:
∆ ̅ ∆� y
y
por algún método
se actualizan los valores de voltaje de barra de la iteración
∆ ( + 1)
( )+
( )
2.2.1.3. Método de Gauss-Seidel En un sistema eléctrico de n barras, donde (n-1) barras son de carga, se tienen el siguiente sistema de ecuaciones no lineales.
=
∗ ∗ = (9)
Es decir:
∗ =
Despejando Ep:
+
∗ ∗ =
.
.
(11)
El criterio de convergencia que se debe cumplir es:
≤∈
|
∈
( + 1)
( )|
Comúnmente se pone igual a 0.001 Si el criterio cumple,
( + 1) será la solución para:
= 1, … … … , ;
Caso contrario se efectúa una nueva iteración.
∝
Para apresurar la convergencia del sistema, se puede utilizar un factor de aceleración . Si no se satisface la prueba de convergencia se aceleran los valores calculados con la siguiente relación:
2.2.2. Análisis de Cortocircuitos Una corriente de cortocircuito es aquella que circula en un circuito eléctrico cuando existe el contacto entre dos o más sometidos a diferentes potenciales o entre potencial y tierra, esto sucede al perderse el aislamiento entre ellos. Desde el punto de vista estadístico, el mayor porcentaje de fallas por cortocircuito están representadas por las fallas denominadas de línea a tierra de orden
85%, y el menor
porcentaje de las fallas corresponden a las denominadas fallas trifásicas que abarca de 2 al 3% máximo, la mayoría de las veces la causa de las mismas es accidental, no obstante como análisis de un sistema se deben estudiar todos los tipos de fallas, particularmente las fallas de línea (fase) a tierra y trifásica son de interés debido a que estas son las condiciones de falla más severas a las que se podría someter al equipo y la instalación, y los resultados de estos estudios se aplican para: a) Aplicar la corriente máxima de cortocircuito para determinar la capacidad interrupción de los interruptores en distintos puntos del sistema eléctrico. b) Aplicar la corriente mínima de cortocircuito para determinar el arranque de los relés de
Las fuentes de corrientes de cortocircuito son: sistemas de suministro público, generadores, motores síncronos y de inducción como se observa en la figura 6.
Figura 6: Diagrama de Cortocircuito de las distintas fuentes
b) Falla F alla entre dos fases, llamada también falla bifásica bif ásica que qu e también puede presentarse en las siguientes combinaciones.
Fase a y b. Fase b y c.
Figura 8: Falla Bifásica Fuente: (W.V. LYON, 1937) c) Falla de dos fases a tierra, llamada también falla bifásica a tierra en donde se cuentan los siguientes casos.
Fase a y b. Fase b y c.
Un cortocircuito trifásico en un sistema produce una falla trifásica balanceada. Las fallas de una fase a tierra, entre dos fases y de dos fases a tierra producen fallas desequilibradas.
2.2.2.3. Métodos de Análisis del Cortocircuito. Existen diferentes métodos para el cálculo de las corrientes de cortocircuito, unos extensamente conocidos y algunos otros poco populares y más bien desarrollados para satisfacer las necesidades de empresas particulares, sin ser ampliamente difundidos. Dentro de estos métodos matemáticos se han seleccionado dos métodos, por su amplio empleo en el análisis de sistemas y las diferencias que presentan a lo largo del desarrollo del análisis, siendo los siguientes:
Método componentes simétricas
Método IEC 60909
2.2.2.4. Método Componentes Simétricas El método de componentes simétricas está basado en la descomposición de vectores que
2.2.2.5. Método IEC 60909
2 0 2 0 2 0 =
+
+
=
+
+
=
+
+
Se aplica en redes que sean menores a 230 kV, desarrolla el cálculo de las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas. El procedimiento se da de la siguiente forma: a) cálculo de la tensión equivalente en el punto de defecto, igual a:
√ =
Dónde:
1
3
×
×
Tabla 1: Valores de Factor de Tensión ICE 60909 FACTOR DE TENSIÓN C PARA TENSIÓN NOMINAL
Icc MAX.
Icc MIN
BAJA TENSION 230~400 V
1
0.95
ALTA TENSION 1~230 kV
1.1
1
Fuente: (DigSILENT, 2014) b) Determinación y suma s uma de las impedancias equivalentes de positiva, negativa y cero aguas arriba del punto de defecto. c) Calculo de corrientes de cortocircuito inicial con ayuda de las componentes simétricas según la tabla 2.
Tabla 2: Formulas Para Calcular Cortocircuito Según la IEC
′
BIFASICO
A
√ ≈
TIERRA (Zcc entre = | fases =0)
× 3×|
×
×
+
×
×
×+
×
|
×
|
|
+2×
|
Fuente: (DigSILENT, 2014) Dónde: Un: Tensión eficaz entre líneas de la red trifásica.
′
(Icc): Módulo de corriente de cortocircuito.
Zd, Zi, Zo: Impedancia de cortocircuito de secuencia positiva, negativa y cero. Zcc: Impedancia de cortocircuito.
Zt: Impedancia de Tierra. d) A partir del valor de Icc se calculan otras magnitudes como Icc de cresta, Icc permanente
2.3.1. Terminología en los Sistemas de Protecciones Eléctricas 2.3.1.1. Confiabilidad La confiabilidad expresa el atributo de un relé o sistema de protección de operar correctamente ante situaciones en las cuales está diseñado para operar. Este concepto se expresa en términos de las propiedades de dos conceptos: fiabilidad (o redundancia) y seguridad.
2.3.1.2. Fiabilidad o Redundancia La fiabilidad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el sistema de protección operará correctamente ante la presencia de una falla, retirando la fuente de alimentación a la misma. Se mide como la probabilidad de que el sistema actúe efectivamente en presencia de una falla.
2.3.1.3. Seguridad La seguridad es el aspecto de la confiabilidad que expresa el grado de certeza de que el relé no
protección del extremo remoto ha determinado que la falla se encuentra fuera de la zona protegida por el sistema coordinado.
2.3.1.6. Falla Interruptor El fracaso de un esquema de protección para eliminar una falla detectada por un relé de protección se denomina falla interruptor. Un relé de falla interruptor mide la condición de flujo de corriente en el interruptor una vez ha transcurrido un período razonable de tiempo después de la orden de disparo de la protección principal. Una vez reconocida tal condición, el relé falla interruptor inicia la aplicación de medidas correctivas al hecho, tales como repetir la orden de disparo o posteriormente iniciar el ciclo de disparo de todos los circuitos que puedan alimentar la falla a través del interruptor que no abrió, o al cual no arribó la orden de apertura.
2.3.1.7. Coordinación de Protecciones 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
2.3.1.10. Impedancia de Falla Es la impedancia, resistiva o reactiva, entre los conductores en falla o entre el conductor en falla y tierra.
2.3.1.11. Oscilación Consiste en un flujo de potencia transitorio debido al cambio en los ángulos de generación relativos del sistema, causado por un cambio en la configuración de la transmisión o la generación.
2.3.1.12. Protección Principal de Equipos Es el sistema de protección que está diseñado para operar antes que otros dispositivos en respuesta a un evento en un elemento protegido. La protección principal de equipos tiene como objetivo aislar dicho equipo en caso de falla interna. Algunos componentes pueden tener dos protecciones principales que pueden tener los mismos ajustes y tiempos de operación, en tal caso se llegan a denominar:
arranca un temporizador y, si la discrepancia permanece por un período de tiempo ajustable (típico 1 s), son disparados los tres polos del interruptor.
2.3.2. Identificación de los Relés Según Norma ANSI A continuación se presenta la identificación de los relés más empleada en el campo de los sistemas de protección de líneas, transformadores, barras y generadores.
Tabla 3: Identificación de Relés de Protección RELÉS SEGÚN NORMA ANSI 21 – Distancia
49 – Temperatura
64 - Protección tierra
25 – Sincronización
50 – Sobrecorriente insta.
67 - Sobrecorriente Direccional
27 - Bajo-Voltaje
51 – Sobrecorriente Definido
79 – Recierre
32 - Potencia Activa
52 – Interruptor
81 – Frecuencia
40 - Pérdida de Campo
59 - Sobre-Voltaje
86 – Relé de bloqueo
esquema seleccionado será el que permita un buen balance y combinación de esos tres elementos, así como un costo razonable. En protección de transformadores se debe considerar una protección de respaldo, dado que la falla de un relé o interruptor asociado con el transformador durante una falla en él, puede causar tal daño al transformador, que su reparación no sea económicamente rentable.
2.3.4. Protección Diferencial del Transformador La protección diferencial es muy apropiada para detectar las fallas que se producen tanto en el interior del transformador como en sus conexiones externas hasta los transformadores de corriente asociados con esta protección. La protección diferencial usando relés diferenciales porcentuales es una protección que dispone de una restricción para evitar disparos indeseados ante fallas externas debido a la disparidad en los transformadores de corriente. Esto permite incrementar la velocidad y seguridad de la protección con una sensibilidad razonable para corrientes de falla bajas y al mismo tiempo, se pueden obtener beneficios en caso de errores de saturación. Estos relés son
Dichos relés utilizan al menos la corriente del segundo armónico que está presente en toda energización de transformadores, para restringir o reducir la sensibilidad del relé durante este período. Los relés diferenciales con restricción de armónicos también incluirán una unidad instantánea, la cual se ajusta por encima de la corriente de “inrush” del transformador.
2.3.5. Conexión Diferencial Larga y Conexión Diferencial Corta Cuando la conexión de un transformador entre dos barras se hace a través de campos de conexión existe la posibilidad de utilizar bien sea los CT de los bushing del transformador o los CT de los campos de conexión. Cuando se utilizan los CT de los campos de conexión, con lo cual la protección diferencial cubre no solo el transformador sino las conexiones a los campos, se denomina conexión diferencial larga y cuando la conexión se hace utilizando los CT de bushing del transformador, se denomina conexión diferencial corta.
2.3.6. Factores a Considerar en el Ajuste de la Protección Diferencial En la protección diferencial de transformadores se deben tener en cuenta los siguientes
desensibilizar momentáneamente la operación durante el tiempo de energización, lo cual se puede hacer debido a que la corriente inicial de magnetización tiene un alto contenido de armónicas, particularmente de segundo y cuarto orden, las cuales se pueden utilizar, filtrándolas y haciéndolas pasa por la función de restricción para así insensibilizar al relé durante la energización del transformador. Ante fallas, los armónicos de orden 2 y 4 son de muy bajo valor, así que el manejo de éstos permite distinguir entre corrientes “inrush” y de falla.
2.3.6.2. Diferencia en Magnitud de la Corriente en Cada Lado del Transformador Debido a los diferentes niveles de voltaje, incluidas las diferentes posiciones del cambiador de taps de los transformadores, las corrientes a uno y otro lado del transformador son de diferente magnitud; esto se compensa con la adecuada selección de la relación de los transformadores de corriente asociados con la protección diferencial y de un relé del tipo porcentual digital numérico. Los transformadores de corriente, al emplear relaciones de transformación distintas, no
En general, para fines de estudios se debe considerar que todas las protecciones diferenciales de transformador son de tipo numérico digital.
2.3.6.4. Análisis de Estabilidad de la Protección Ante Falla Externa En este análisis se determinan las máximas corrientes a través de los transformadores de corriente simulando fallas externas, tanto en el lado de alta como en el lado de baja del transformador y se evalúa el impacto que podrían tener sobre las protecciones en el caso que se presente saturación bajo estas condiciones. Para hacer esto se debe disponer de las curvas de saturación de los CT’s y demás características de estos. Normalmente, la gran mayoría de los relés diferenciales aplican una ecuación con la cual se verifica la estabilidad de la protección ante falla externa y esta expresión varía de acuerdo con el diseño mismo del relé diferencial. De modo de mantener la sensibilidad de la protección diferencial y permitir a su vez que éste no opere ante fallas externas, se efectúa el ajuste de la característica diferencial definiendo un valor de pickup mínimo de 30%, el cual evita la operación debido a errores en la medida de
Figura 11: Curva de Operación relé de protección diferencial
30%, mientras que la segunda pendiente se define típicamente con un valor de 50%, conteniendo los posibles errores de medición debido a la saturación del transformador de corriente asociado. También se recomienda habilitar el filtro de segunda y quinta armónica en el relé, lo cual evita una falsa operación de la protección debido a corriente de inrush y sobreexcitación del transformador.
2.3.7. Protección de Sobrecorriente La protección de sobrecorriente en transformadores de potencia, se utiliza como protección de respaldo de la protección diferencial y para fallas externas A continuación se presentan algunos criterios para el ajuste de los relés de sobrecorriente tanto de fases como de tierra. Sin embargo, estos ajustes no se pueden asignar arbitrariamente sino que se deben corroborar con un estudio de cortocircuito que garantice que exista coordinación con los relés de protección de elementos del sistema adyacentes al transformador.
2.4. Sistema de Control
2.4.1. Tipos de Control El control puede operarse en forma manual o automática, también puede efectuarse de manera local y remota.
2.4.1.1. Control Local Se realiza por medio del personal de operación que permanentemente maniobra y/o controla equipos de la subestación de manera directa. Los operadores siguen instrucciones desde el centro de control remoto por medio de comunicaciones telefónicas u cualquier otro medio de comunicación. Para el control local de una subestación, se utiliza el mímico o pantalla de operación local que representan el diagrama unifilar de la subestación, cuyas líneas y detalles nos indican el estado de los equipos de maniobra.
2.4.1.2. Control remoto Es el control de equipos de la subestación desde un lugar distante, sólo en casos de
b) Nivel 1: corresponde al mando de los equipos de alta tensión por medio de HMI del controlador de bahía ubicado en los tableros de la sala de control; en este nivel se seleccionan los modos de operación:
REMOTO, solo se permiten comandos desde niveles superiores.
LOCAL, solo se pueden ejecutar los comandos desde la HMI local.
c) Nivel 2 en sistemas SAS: corresponde al mando desde las interfaces de operación, por medio de las cuales se seleccionan los modos de operación:
REMOTO, solo se ejecutan comandos desde el sistema de control remoto (SCADA).
LOCAL, solo se pueden ejecutar comandos desde la interface de operación del HMI de la subestación.
d) Nivel 3 en sistemas SAS (Nivel 2 en sistemas de control convencional): corresponden al mando desde el SCADA, donde se supervisa, opera y controla en forma remota los equipos de patio la subestación.
2.4.3. Protocolo de comunicación IEC 61850 Es el nuevo estándar, usado para la comunicación en subestaciones eléctricas y se ha vuelto el medio de integración más importante de todos los equipos de protección, control, medición y supervisión dentro de una subestación. Las ventajas principales del protocolo IEC 61850, son las siguientes:
Intercambio de datos y comandos en alta velocidad (10 ó 100Mbps).
Conexión de uno a uno, es decir, donde todos los dispositivos de la subestación se pueden comunicar uno con otro.
Reducción de cableado de cobre interno.
Facilita la operación entre equipos de los diferentes niveles de control.
Un solo protocolo se usa en toda la subestación, y a través de este se realiza la protección, el control, supervisión y monitoreo a nivel de subestación, s ubestación, bahía y patio.
Se puede ejecutar a través de TCP/IP de redes o en redes LAN de subestaciones de alta velocidad de conmutación Ethernet con tiempos de repuesta menores a 4 ms.
Figura 13: CT Núcleos Múltiples Fuente: (Samuel Ramirez C., 2005) Normalmente, se disponen de cuatro núcleos secundarios, un núcleo para los circuitos de
2.5.2.2. Tipo pedestal tanque alto o invertido (tipo T) Este tipo de transformador tiene el tanque en la parte superior del mismo, en la cual se encuentran los núcleos toroidales y devanados secundarios los donde el primario es una barra pasante, ver figuras 15.
2.5.3. Características de los Transformadores de Corriente 2.5.3.1. Corrientes Nominales Los valores de corrientes nominales, de los transformadores están normalizados de acuerdo a la norma IEC 60044-1: a) Corrientes primarias nominales, los valores normalizados de corriente en el primario del transformador de corriente son: 10 – 12,5 – 15 – 20 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A y sus múltiplos y submúltiplos (los valores subrayados son de preferencia). b) Corrientes secundarias nominales, los valores de corriente normalizados en el secundario, en general se considera 1 y 5 A; generalmente se utiliza 1 A en subestaciones con tensiones mayores o iguales a 230 kV, debido a que las pérdidas se dan en la gran longitud de cables.
2.5.3.2. Relación de Transformación Para expresar la relación de transformación RTC, se indica la corriente primaria y secundaria de la siguiente manera:
La corriente térmica, es el mayor valor eficaz de la corriente primaria que el transformador puede soportar por efecto joule, durante un 1 segundo.
2.5.4.2. Corriente Dinámica Nominal (IDIN) Para evitar que el transformador se rompa por esfuerzos dinámicos que se producen en el primario, es necesario adecuar una sujeción mecánica en dicho primario. p rimario. Estos esfuerzos son función del valor máximo de pico de la corriente de cortocircuito. La corriente dinámica, es el valor pico de la primera amplitud de corriente que soporta un transformador sin sufrir daño eléctrico o mecánico como resultado de esfuerzos electrodinámicos, cuando el devanado secundario está en cortocircuito.
2.5.5. Potencia de Precisión (Burden) Es la potencia aparente secundaria en volt-ampers (VA), a un factor de potencia especificado, que un trasformador puede suministrar al circuito secundario bajo una corriente secundaria nominal, para el cual se especifican las condiciones de precisión. En términos de carga se expresa en ohmios indicando su factor de potencia.
2.5.6. Clase de Precisión La clase de precisión es el error máximo admisible que un transformador puede introducir operando a tensión y frecuencia nominal, se caracteriza por los errores de medida definidos.
2.5.6.1. Clase de Precisión Para Medida La clase de precisión de un transformador de corriente para medida se designa por un número (índice de clase) que es límite del error de corriente, expresado en porcentaje, para la corriente nominal primaria estando alimentado el transformador con la carga de precisión. Según clases de precisión, los transformadores de corriente para medida son las siguientes y aplicadas en:
Clase 0,1: mediciones de gran precisión y calibración en laboratorios.
Clase 0,2: mediciones en laboratorio y medidores de energía de alimentadores de potencia.
Clase 0,5: medidores de energía de facturación en circuitos de distribución e industriales.
Los transformadores de corriente con núcleos para protección, no se saturan rápidamente, porque tienen que mantener su precisión para valores varias veces la corriente nominal ver figura 16. El mantener la precisión para elevadas corrientes se indica con el factor límite de precisión (ALF, Accuracy Limit Factor) y los valores más comunes son los siguientes:
ALF 10, indica que hasta 10*IN mantiene la precisión.
ALF 20, indica que hasta 20*IN mantiene la precisión.
El interruptor es uno de los dispositivos más importantes de la subestación junto con el transformador de potencia, su comportamiento determina el nivel de confiabilidad del sistema eléctrico, son empleados para:
Conmutar líneas de transmisión, transformadores, barras, etc.
Conmutación frecuente de bancos de capacitores y reactores.
Apertura, conexión y desconexión de un circuito eléctrico.
Lo más importante, despejar fallas para proteger el equipamiento y la vida de las personas.
Los interruptores de potencia deben cumplir básicamente dos características, ser un perfecto conductor cuando esté cerrado y un perfecto aislador al estar abierto. Se dice que el interruptor tuvo una apertura exitosa, cuando cumplen las siguientes cuatro tareas específicas:
Separar los contactos,
Soportar el arco eléctrico,
Eliminar o extinguir el arco,
Evitar que el arco se reencienda (restrike).
Contactos fijos y móviles, son elementos para cierre o interrupción eléctrica del circuito de alta tensión.
El medio de extinción, ayuda en la extinción del arco eléctrico y enfriar la cámara de interrupción.
2.6.1.2. Aislamiento soporte Es el elemento de soporte para la cámara de interrupción y de aislamiento a tierra, de las partes bajo tensión del interruptor.
2.6.1.3. Mecanismos de operación y control Donde se almacena la energía requerida para cerrar o abrir los contactos y donde se monitorea el estado y las órdenes que se generan para la operación del interruptor.
2.6.2. Interruptores de Hexafluoruro de Azufre En este tipo de interruptores, se realiza la extinción del arco eléctrico mediante el hexafluoruro de azufre gaseoso (SF6) siendo un excelente medio de aislación y enfriamiento del arco, su capacidad dieléctrica es superior a los demás medios de extinción mencionados. Ver figura 18. El hexafluoruro de azufre es un compuesto muy estable, inerte hasta los 500°C, no inflamable, no toxico, incoloro y carece de olor; otra cualidad es su elevada velocidad de recuperación de su rigidez dieléctrica después de haber sido ionizado.
2.7. Sistema de Mantenimiento Se define como un conjunto de operaciones y cuidados necesarios para que los equipos continúen funcionando adecuadamente conservando las características originales de desempeño durante su vida útil. El sistema de mantenimiento tiene la función de que los sistemas no se averíen y además permanezca en operación continua durante d urante el mayor tiempo posible.
2.7.1. Clasificación del Mantenimiento La clasificación se desarrollara en dos maneras:
Programada
Emergencia
El mantenimiento programado incluye mantenimiento preventivo y predictivo. Mantenimiento de emergencia se ejecuta cuando se presenta averías imprevistas, ver figura 19.
2.7.2. Planificación del Mantenimiento Preventivo La planificación va dirigida hacia los equipos críticos los cuales cuando ocurre una falla ocasiona la paralización de la producción. La planificación abarca los siguientes propósitos:
Asegurarse a través de inspecciones que el equipo mantenga la calidad de funcionamiento normal, en caso contrario se aplicara mantenimiento correctivo si se presenta alguna avería.
Reemplazo planificado preventivo de los componentes con desgaste.
Realizar los trabajos periódicamente limpieza, ajustes, alineación y entre otros.
El mantenimiento preventivo tiene como finalidad efectuar los procesos adecuados para solucionar la operación de los equipos activos y garantizar el costo de mantenimiento.
3. INGENIERIA DEL PROYECTO 3.1. Generalidades Para la implantación del nuevo interruptor de potencia y mejoramiento de las protecciones en la bahía transformador T-1 en la subestación Punutuma 69 kV, requiere realizar el estudio de flujo de potencia, cortocircuitos y coordinaciones de las protecciones cumpliendo las normas operativas Nº11 y Nº17 del Comité de Despacho de Carga CNDC y así tener un sistema estable en óptimas condiciones para su operación en el Sistema Interconectado de Bolivia.
3.2. Datos y Parámetros Utilizados Los datos utilizados para la realización del presente estudio se enuncian a continuación.
3.2.1. Datos Generales del Sistema de Potencia a) Para los cálculos, se ha tomado en cuenta el Informe de Programación de Mediano Plazo para el periodo Noviembre 2015 – Octubre 2019, elaborado por la Unidad Operativa de CNDC (Ver Anexo 4), el cual incluye a los nuevos proyectos de
e) Para la simulación y comprobación de los resultados se trabajara con la base de datos del sistema eléctrico boliviano elaborado en el software DigSILENT Power Factory versión 15.1, información extraída del Dpto. de Planificación en formato pfd.
3.2.2. Datos del proyecto Dentro del proyecto los datos se consideraran de la bahía T-1 de 69/24.9 kV, en las siguientes tablas se presenta la característica de los equipos vigentes que operan en la Subestación Punutuma, de acuerdo a los datos actuales se adecuara e implementara la parte de ingeniería del proyecto.
Tabla 4: Placa de Característica del Transformador CARACTERISTICAS DEL TRANSFORMADOR
MARCA SERVICIO POTENCIA FRECUENCIA
MIRON CONTINUO 1,5 50
MVA HZ
Tabla 5: Datos Técnicos del Reconectador Trifásico RECONECTADOR TRIFASICO Voltaje nominal máximo Corriente nominal continuada Capacidad de Falla (RMS) Capacidad máxima de Falla (peak) Capacidad de ruptura Capacidad de interrupción de Componentes de corriente continua Operaciones mecánicas Operaciones a plena carga Operaciones a capacidad de Falla. Corriente de falla de corta duración (4 seg) Capacidad de ruptura activa principal Corriente de Carga del Cable Corriente de carga de la línea Capacidad de impulso a través del interruptor Capacidad de impulso fase a tierra, fase-fase, y A través del interruptor Resistencia a Voltaje aplicado fase a tierra y a través del interruptor (en seco) Tiempo de cierre Tiempo de
38kV 630A 12.5kA 31.5kA 12.5kA 20% 30000 30000 70 12.5kA 630A 40A 5A 170kV 195kV 60kV <70ms
reglamentación boliviana actual y, que a su vez, no presente efectos adversos en la operación de los componentes de la red, ya existentes. Los escenarios de despacho y demanda analizados para el proyecto, correspondiente al año 2017 y son los siguientes:
Tabla 6: Escenarios para el Año 2017 DEMANDA 2017
PERIODOS
Máxima
-
Media
Húmedo o lluvioso
Media
Seco
Mínimo
Húmedo o lluvioso
Mínimo
Seco
Fuente: (Comite Nacional de Despacho de Carga, 2017) Para los escenarios topológicos del 2017 se toma en cuenta la presencia de los siguientes proyectos:
Línea 115 kV Valle Hermoso – Cayhuasi
Línea 115 kV Irpa Irpa – Sacaca
Línea 115 kV Vinto – Cayhuasi
Línea 115 kV Misicuni – Colcapirhua
Generador Misicuni 01
Generador Misicuni 02
Generador Misicuni 03
Generador San José 01
Generador San José 02
Vinto 69 kV, punto de retiro ELFEO
Potosí 115 kV, punto de retiro SEPSA transferencia de carga 69 kV a 115 kV.
En los escenarios topológicos del año 2017 solo se trabajara en las instalaciones adyacentes del proyecto de barra de 69 kV de la SE Punutuma como se observa en la figura 20 donde son los siguientes componentes detallados a continuación:
Todas las instalaciones adyacentes a la barra de 69 kV de la SE Punutuma están vinculados con la base de datos del sistema lo cual facilita el análisis tomando en cuenta las siguientes salidas a detalle dentro del estudio que se va a desarrollar:
Línea 69 kV Punutuma – Punutuma-Hidro
Línea 69 kV Punutuma – Tazna
Transformador PUN069 69/24.9 kV
Transformador PUN230 kV 230/69 kV
Transformador PUH069 kV 3/69 kV
Generador PUH01 3 kV
3.5. Condiciones Particulares de los Escenarios En el presente proyecto se consideró las siguientes condiciones para la bahía T-1 a ser estudiado durante el proyecto:
3.5.1. Demanda Coincidental del SIN La demanda máxima coincidental del SIN adoptada, corresponde a los valores proyectados
3.5.2. Demanda de Retiro Según los Escenarios Previstos 2017 Para la proyección actual y futura de la demanda, se consultó el documento “Estudio de proyección de la demanda de electricidad del Dpto. Planificación de SEPSA” de este documento se extrae los siguientes datos según los escenarios para la bahía T-1 que son los siguientes:
Tabla 7: Resumen de las Demandas Según los Escenarios 2017 DEMANDA 2017
PERIODOS
Máxima
-
Media
∅
HORA PREVISTA POTENCIA MW COS Hora punta
0.505
0.95
Húmedo o lluvioso 8:00 am
0.094
0.95
Media
Seco
0.338
0.89
Mínimo
Húmedo o lluvioso 4:00 am
0.170
0.94
Mínimo
Seco
0.191
0.94
11:00 am 4:00 am
Fuente: (Dpto. Planificacion SEPSA, 2017)
3.6. Estudio de Flujo de Potencia
Tabla 8: Límites Operativos en Alta Tensión Tensión Nominal
Estado Normal
230 kV 115 kV 69 kV
0.95 a 1.05 pu 0.95 a 1.05 pu 0.95 a 1.05 pu
Estado de Emergencia Inmediatamente Posterior a la Contingencia 0.85 a 1,10 0.85 a 1,10 0.85 a 1,10
Posterior a la Contingencia 0.90 a 1.065 0.90 a 1.070 0.90 a 1.050
Fuente: (Autoridad de Electricidad, 2011)
Tabla 9: Límites Operativos en Media Tensión Nivel de Calidad Calidad 1 Calidad 2 Calidad 3
Rango Admitido Rango Admitido Admitido Máximo Rango Admitido Admitido Mínimo +7.5% -7.5 % +9 % -9 % +9 % -9 %
Fuente: (Autoridad de Electricidad, 2011)
Tabla 10: Carga Máxima de los Componentes
3.6.2.1. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Máxima (Max_2017) En la figura 22 se observa el diagrama unifilar de flujo de potencia simulado para la demanda máxima del año 2017 en hora punta; donde se tomó en cuenta los datos de la base datos del sistema y condiciones mencionados por la Autoridad de Electricidad.
Tabla 11: Niveles de Tensión en Demanda Máxima 2017 Niveles de Tensión Demanda Máxima 2017 Tensión Tensión Tensión Angulo Nominal Dmax Dmax Tensión Barra [kV] [kV] [p.u.] [Deg] PUN230 230 226,4427 0,9845333 15,37017 PUN069 69 68,42613 0,991683 16,41757 TAZ069 69 67,8776 0,9837333 15,88299 PUN025 24,9 24,5469 0,9858195 45,10323 PUH069 69 68,45656 0,9921241 16,4955 PUH003 3 3 1 10,35159 Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Se puede observar en la tabla 11 todos los los valores de tensión se encuentran dentro de los parámetros donde la tensión máxima se s e obtiene en la barra de SE Punutuma Hidro PUH03 con 1.0 p.u. en lado generación en la barra de 3 kV perteneciente a ERSA y la tensión mínima se da en la barra de SE Tazna TAZ069 con 0.983 p.u en la barra de 69 kV perteneciente al centro minero Tazna.
Los componentes se encuentran dentro de los parámetros de cargabilidad como se observa en la tabla 12 y el transformador T-1 PUN 69/24.9 [kV] se encuentra con cargabilidad de 37.946 % de su potencia nominal.
3.6.2.2. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Media (Med_Humedo_H08) En la figura 23 se observa el diagrama unifilar de flujo de potencia simulado para la demanda media para el periodo húmedo a horas 8 am del año 2017; donde se tomó en cuenta los datos de la base datos del sistema y condiciones mencionados por la Autoridad de Electricidad.
Tabla 13: Niveles de Tensión en Dmed. Húmedo H08 2017 Niveles de Tensión Demanda Media Húmedo H08 2017 BARRA PUN230 PUN069 TAZ069 PUN025 PUH069 PUH003
Tensión Nominal [kV] 230 69 69 24,9 69 3
Tensión Dmax [kV] 223,492 67,16614 67,21082 24,24872 67,20632 2,955
Tensión Dmed [p.u.] 0,971704 0,973422 0,97407 0,973844 0,974005 0,985
Angulo Tensión [Deg] -31,8853 -30,9434 -31,1165 -1,19461 -30,8903 -57,692
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Se puede observar en la tabla 13 todos los los valores de tensión se encuentran dentro de los parámetros donde la tensión máxima se s e obtiene en la barra de SE Punutuma Hidro PUH03 con 0.985 p.u en el lado de generación en la barra de 3 kV perteneciente a ERESA y la tensión mínima se da en la SE Punutuma PUN0230 con 0.9717 p.u en la barra de 230 kV perteneciente a ISA Bolivia.
Los componentes se encuentran dentro de los parámetros de cargabilidad para la demanda media en el periodo húmedo a horas 8:00 am como se observa en la tabla 14. El transformador T-1 PUN 69/24.9 [kV] se encuentra con cargabilidad de 7.142 % de su potencia nominal donde el transformador funciona funcion a a su cargabilidad mínima.
3.6.2.3. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Media (Med_Seco_H11) En la figura 24 se observa el diagrama unifilar de flujo de potencia simulado para la demanda media para el periodo seco a horas 11 am del año 2017; donde se tomó en cuenta los datos de la base datos del sistema y condiciones mencionados por la Autoridad de Electricidad.
A continuación se presenta los resultados obtenidos a detalle durante la simulación para el escenario de demanda media previsto para el año 2017; donde se realizara un análisis del comportamiento de los niveles de tensión en cada barra y la cargabilidad de cada componente dentro las instalaciones adyacentes a la SE Punutuma:
Tabla 15: Niveles de Tensión en Dmed. Seco H11 2017
BARRA PUN230 PUN069 TAZ069 PUN025 PUH069 PUH003
Niveles de Tensión Demanda Media Seco H11 2017 Tensión Tensión Tensión Nominal Dmed Dmed [kV] [kV] [p.u.] 230 227,1386 0,987559 69 68,99418 0,999916 69 68,82882 0,997519 24,9 24,74921 0,993944 69 69,0057 1,000083 3 3 1
Angulo Tensión [Deg] 16,43268 16,67135 16,37057 45,80555 16,69156 -10,1685
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Se puede observar en la tabla 15 todos los los valores de tensión se encuentran dentro de los
Generador PUH01 3 [kV] Línea Punutuma Hidro 69 [kV] Línea Punutuma Tazna 69 [kV]
3 33 40
74.655 10.733 2.499
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Los componentes se encuentran dentro de los parámetros de cargabilidad según las tablas de valores de límites como se observa en la tabla 16. El transformador T-1 PUN 69/24.9 [kV] se encuentra con cargabilidad de 26.922 % de su potencia nominal perteneciente a la empresa distribuidora SEPSA. S EPSA.
3.6.2.4. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Mínima (Min_Humedo_H04) En la figura 25 se observa el diagrama unifilar de flujo de potencia simulado para la demanda mínima para el periodo húmedo a horas 04 am del año 2017; donde se tomó en cuenta los datos de la base datos del sistema y condiciones mencionados por la Autoridad de Electricidad.
A continuación se presenta los resultados obtenidos a detalle durante la simulación para el escenario de demanda mínima previsto para el año 2017; donde se realizara un análisis del comportamiento de los niveles de tensión en cada barra y la cargabilidad de cada componente dentro las instalaciones adyacentes a la SE Punutuma:
Tabla 17: Niveles de tensión en Dmin. Húmedo H04 2017 Niveles de Tensión Demanda Mínima Húmedo H04 2017 Tensión Tensión Tensión Nominal Dmin Dmin BARRA [kV] [kV] [p.u.] PUN230 230 225,9599 0,982434 PUN069 69 67,79635 0,982556 TAZ069 69 67,85563 0,983415 PUN025 24,9 24,44158 0,98159 PUH069 69 67,82024 0,982902 PUH003 3 2,955 0,985
Angulo Tensión [Deg] -54,8309 -54,1638 -54,3281 -24,6136 -54,1224 -80,9669
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Se puede observar en la tabla 17 todos los los valores de tensión se encuentran dentro de los
Los componentes se encuentran dentro de los parámetros de cargabilidad como se observa en la tabla 18. El transformador T-1 PUN 69/24.9 [kV] se encuentra con cargabilidad de 13,020 % de su potencia nominal perteneciente a la empresa distribuidora SEPSA. S EPSA.
3.6.2.5. Flujo de Potencia Año 2017 Demanda Mínima (Min_Seco_H04) En la figura 26 se observa el diagrama unifilar de flujo de potencia simulado para la demanda mínima para el periodo seco a horas 04 am del año 2017; donde se tomó en cuenta los datos de la base datos del sistema y condiciones mencionados por la Autoridad de Electricidad.
A continuación se presenta los resultados obtenidos a detalle durante la simulación para el escenario de demanda mínima previsto para el año 2017; donde se realizara un análisis del comportamiento de los niveles de tensión en cada barra y la cargabilidad de cada componente dentro las instalaciones adyacentes a la SE Punutuma:
Tabla 19: Niveles de tensión en Dmin. Seco H04 2017
BARRA PUN230 PUN069 TAZ069 PUN025 PUH069 PUH003
Niveles de Tensión Demanda Mínimo Seco H04 2017 Tensión Tensión Nominal Tensión Dmax Angulo Tensión Dmax [kV] [kV] [p.u.] [Deg] 230 227,6279 0,989686 -31,9018 69 69,16525 1,002395 -31,5532 69 69,21662 1,003139 -31,7231 24,9 24,92939 1,00118 -2,03778 69 69,17757 1,002573 -31,5301 3 3 1 -58,4455
Fuente: (elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Se puede observar en la tabla 19 todos los los valores de tensión se encuentran dentro de los parámetros donde la tensión máxima se obtiene en la barra de SE Tazna TAZ069 con
Los componentes se encuentran dentro de los parámetros de cargabilidad como se observa en la tabla 20. El transformador T-1 PUN 69/24.9 [kV] se encuentra con una cargabilidad de 26.922 % de su potencia nominal perteneciente a SEPSA. Dentro de los resultados finales de los estudios de flujo de potencia en los diferentes escenarios el transformador T-1 PUN 69/24.9 kV perteneciente a SEPSA no presenta sobre cargas lo cual el componente se encuentra dentro de los valores comparativos, también los niveles de tensión en la barra 69 kV y en la barra de 24.9 kV no se presenta valores de caída de tensión y de sobre tensión, las dos barras se encuentra dentro de los valores comparativos según las tablas mencionadas. En la figura 27 se observa el comportamiento del nivel de tensión en general para el Transformador T-1 en valores por unidad según los escenarios establecido para el estudio de flujo de potencia: 1.06
En la figura 28 se observa el comportamiento de la cargabilidad en general en valores de porcentaje del Transformador T-1 según los escenarios establecidos: 120 100 80
% d a d i l i 60 b a g r a C 40
Cargabilidad % Nominal %
35,95 % 26,922 %
20
7,142 %
13,02 %
14,309 %
Demanda Media Humedo
Demanda Media Seco
0 Demanda Maxima Hora Punta
Demanda Media Humedo
Demanda Media Seco
Figura 28: Cargabilidad del Transformador T-1
3.7.1. Calculo de Cortocircuitos en Base la Norma IEC 60909 Para el cálculo de corriente de cortocircuito se realizara en por el método de componentes simétricas función a la norma IEC60909. Para el presente cálculo se aplicara para la demanda mínima en el periodo seco según la base de datos de la CNDC. Donde la potencia base será 100 MVA y las tensiones de base 69 kV y 24,9 kV. Para la facilidad de cálculo se simplifico el circuito obteniendo una red equivalente en la barra de 69 kV de la subestación Punutuma donde se tiene una potencia de cortocircuito trifásica de 336.3 MVA y una potencia de cortocircuito monofásica de 418 MVA para el escenario demanda mínima en periodo seco. Los datos del transformador están de acuerdo a la placa de característica mencionados anteriormente. Las fallas de cortocircuito se realizara en la barra de 24.9 kV como se observa el diagrama
3.7.1.1. Calculo de la Corriente de Cortocircuito Trifásico y Monofásico Para el presente cálculo se trabaja en secuencia positiva, negativa y cero según las componentes simétricas.
a) Impedancia de la red equivalente La impedancia de la red equivalente para la secuencia positiva será:
∅ =
=
100
= 0.29 0.297 7
336.3
. .
Para la secuencia negativa será la misma impedancia de la secuencia positiva. Para la impedancia de la red equivalente para la secuencia cero serán:
∅ ∅ =
3
2
=
3 × 100
2 × 100
336.3
418
= 0.41 0.414 4
. .
c) Impedancia total para la secuencia positiva Para la impedancia total de la secuencia positiva del será la sumatoria de todas las impedancias de secuencia positiva de cada componente. En la figura 30 se observa el diagrama unifilar de impedancias. Para la secuencia negativa la impedancia total se la misma de la secuencia positiva
e) Impedancia total para la secuencia cero Para la impedancia total de la secuencia será la sumatoria de todas las impedancias de secuencia cero de cada componente. En la figura 31 se observa el diagrama unifilar de impedancias.
Para la secuencia cero (Zo) serán: Zo =
2 2 ×
= 4.223 .223 ×
(24,9
)
100
= 26.1 26.18 8
∅∅
g) Factor C a considerar para el cálculo de la corriente de cortocircuito 3 y 1 Aplicando la norma IEC 60909 donde el factor c será: C=1 para corriente mínima. C=1.1 para la corriente máxima.
h) Calculo de corriente de cortocircuito mínima trifásica
3∅ √ √ =
×
3×
=
1 × 24.9
3 × 29.4 9.40
i) Calculo de corriente de falla máxima trifásica ×
1.1 1.1 × 24.9 24.9
= 488.9 488.98 8
3.7.2. Resultados Obtenidos y Análisis de los Cortocircuitos con DigSILENT Para la obtención de la corriente máxima de cortocircuito se realizara en el escenario de Demanda Máxima para el año 2017 según los resultados obtenidos en la tabla 21 y las corrientes mínimas de cortocircuito se obtendrán de acuerdo al escenario de Demanda Mínima en los periodos húmedo y seco según las tablas 22 y 23. A continuación se detallan los resultados obtenidos en las siguientes tablas:
Tabla 21: Cortocircuitos, Demanda Máxima 2017 Potencia Máxima Trifásica Sk''
Corriente Máxima Trifásica Ik''
Potencia Máxima Monofásica Sk''
[kV]
[MVA]
[A]
[MVA]
230 69 69 24,9 69
853,2005 444,553 117,9226 22,99709 434,5295
2141,72 3719,751 371 9,751 986,7048 533,228 3635,88 36 35,88
306,9292 169,0783 26,18829 7,947759 169,0783
Tensión BARRA Nominal
PUN230 PUN069 TAZ069 PUN025 PUH069
Corriente Máxima Monofásica Ik'' [A] 2311,378 4483,116 657,3833 552,8483 4244,236
Tabla 22: Cortocircuitos, Demanda Mínima Periodo Húmedo H04 2017
BARRA
PUN230 PUN069 TAZ069 PUN025 PUH069 PUH003
Tensión Nominal
Potencia Mínima Trifásica Sk''
Corriente Mínima Trifásica Ik''
[kV]
[MVA]
[A]
[MVA]
[A]
230 69 69 24,9 69 3
630,1469 349,8386 98,89331 20,70701 341,7257 56,85951
1581,807 2927,238 827,4794 480,1285 2859,354 10942,62
239,1942 136,6234 22,47188 7,17696 136,6234 0,00002124
1801,289 3615,026 564,0934 499,2313 3429,545 0,01226542
Potencia Mínima Corriente Mínima Monofásica Sk'' Monofásica Ik''
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT)
Tabla 23: Cortocircuitos, Demanda Mínima Periodo Seco H04 2017 Tensión BARRA Nominal
Potencia Mínima Trifásica Sk''
Corriente Mínima Trifásica Ik''
Potencia Mínima Corriente Mínima Monofásica Sk'' Monofásica Ik''
3.8. Configuración de la Bahía T-1 En la configuración de la Bahía T-1 se mantendrá el esquema, el único cambio que se realizara será el cambio del fusible de alta alta tensión por un interruptor de potencia en el lado de 69 kV que se conectara el seccionador S-1 y hacia lado de alta del transformador T-1 como se observa en la figura 32.
3.9. Dimensión de Equipos de Patio Para la Bahía T-1 Dentro del dimensionamiento se realizara el dimensionamiento del Interruptor de potencia y de los transformadores de corriente de lado de alta y lado de baja para los cual se deberá realizar cálculos de coordinación de aislación y entre otros cálculos según
las
especificaciones técnicas de cada equipos.
3.9.1. Coordinación de Aislamiento Para la coordinación de aislamiento se realizara en función a la norma IEC 60071 para instalaciones de corriente alterna. Para el cálculo se consideraran las condiciones ambientales donde será instalados los equipos a continuación se desarrollara con los datos iniciales para desarrollar los cálculos:
Tabla 24: Datos Iniciales Para la Coordinación de Aislamiento DATOS GENERALES
PARÁMETRO
Altura
3351 [m.s.n.m.]
NIVEL DE TENSIÓN
a) Calculo de la Densidad Absoluta del Aire
∫ ∫ →
×
69 % × 23 / 3
100 %
100 %
= 15.8 15.87 7 / 3
Dónde:
∫ ∫
=Densidad Absoluta del aire. =Densidad de saturación del aire
=Humedad relativa
El resultado de la densidad Absoluta nos servirá para calcular el factor Kh
b) Calculo del Factor Kh Para determinar el factor Kh de la humedad del aire se obtendrá de la siguiente figura 33
c) Corrección del factor Ka por Altura
=
1
−4
1 + (1.25 × 10
)×(
1000
)
=
= 0.77 0.7728 28
Dónde: H=Altura de instalación
d) Determinación del BILc Corregido Para el lado de 69 kV
ℎ =
×
= 403.7 403.72 2
Para el lado de 24.9 kV
=
0.96 0.7728
× 325
−4
1 + (1.25 × 10
1 ) × (33 (3351
1000
)
3.9.2. Resistencia a los Cortocircuitos Los equipos de patios estarán conectados directamente a la barra y al alimentador, lo cual hacen que estén sometidas a las mismas sobretensiones y sobrecorrientes. Si se produce un cortocircuito se genera circulación de elevadas corrientes que someten al equipo a efectos térmicos y esfuerzos dinámicos para lo cual se deberá considerar los datos de corriente de cortocircuito máximas en base al estudio de cortocircuito realizado que se muestra en la tabla 25.
Tabla 25: Corriente Máxima de Cortocircuito trifásico Corriente Máxima Trifásica Ik'' [A]
Observaciones
[kV]
Potencia Máxima Trifásica Sk'' [MVA]
69 24,9
444,553 22,997
3719,71 533,228
Según estudio de Cortocircuito Según estudio de Cortocircuito
Barra
Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Estudio de Cortocircuito)
Para el lado de 24,9 kV
√ ∅ √ = 1,8 × 2 ×
= 1,8 × 2 × 533, 533,22 228 8 = 1357, 1357,38 38
Los valores obtenidos de la corriente térmica y corriente dinámica son muy importantes para la selección de equipos lo cual se deberá adjuntar estos datos junto a las especificaciones técnicas de cada equipo.
3.9.3. Selección del Interruptor de Potencia Para la selección del interruptor de potencia se adoptara a un equipo existente que fue adquirido el año 2012 donde dicho equipo tenía que ser destinado a otro proyecto, para lo cual se adecuara el equipo en el presente proyecto, donde el equipo tiene las siguientes especificaciones técnicas como se observa en la tabla 26 dichos datos fueron extraídas del Dpto. de Subestaciones SEPSA. Para lo cual se realizara una verificación con los datos calculados y las especificaciones técnicas del equipo a ser instalado con el fin de determinar que las especificaciones técnicas estén por encima de lo valores calculados:
Tabla 26: Especificaciones Técnicas del Interruptor de Potencia
Se puede observar en la tabla 26 los datos calculados son menores a los datos reales obtenidos del catálogo lo cual significa que el interruptor seleccionado está en condiciones para su instalación y operación.
3.9.4. Selección del Transformador de Corriente Lado 69 kV Para la selección del trasformador de corriente se deberá calcular y verificar los siguientes parámetros.
a) Determinación de la Relación de Transformación Para la relación se calculara a partir del corriente primario nominal del transformador T-1:
√ √ =
3×
=
1,5
3×69
= 13
Para determinar la relación se realizara de la siguiente forma:
2 2 =
×
= 16,4 16,45 5
1
×
= 5 ×
1
57
×
150 4
Consumo del conductor.
Para el consumo de los relés de protección se considera un potencia de 3 VA. El burden total se expresara de la siguiente forma:
=
2 2 ℎ +
= 16,4 16,45 5
+3
= 19,4 19,45 5
En valor de impedancia será: =
=
= 0,77 0,778 8
19,45 5
Impedancia total de consumo del CT
c) Verificación de la Relación de Transformación por Saturación
A partir de los valores de la impedancia total y la corriente de cortocircuito máximo valor reflejado con referencia del lado de 24,9 kV se podrá calcular la tensión secundaria en la salida del transformador de corriente para el lado de 69 kV:
ℎ =
×
= 16,2 16,26 6
=
209
× 0,778 0,778 50/5
Tensión de Saturación
Para lo cual se realizara la verificación con las curvas de saturación obtenidas según la norma ANSI C.37. 110 ver figura 34.
Para la verificación nuevamente con la relación RTC=150/5 se consideraran los mismos datos que se calcularon anteriormente:
ℎ =
×
= 5,42 ,42
=
209
× 0,778 0,778 150/5
Tensión de saturación corregida
3.9.6. Especificaciones Técnicas de los Transformadores de Corriente Tabla 27: Especificaciones Técnicas CT’s lado 69 kV Características
Valor calculado
Especificaciones Técnica del Equipo a Instalar
Marca
-
BALTEU
Nivel de Aislación BIL
403.72 kV
450 kV
Frecuencia Industrial
140 kV
-
Corriente Térmica
3719.71 A
10 kA
Corriente Dinámica
9468.84 A
50 kA
Clase de Precisión Medición
-
0.2
Clase de Precisión Protección
-
5P20
Burden
19.45 VA
30 VA
Núcleos CT’s Lado 69 kV NUCLEO 1 DE MEDICION 5P20, 30 VA TRANSFORMADOR T-1
Tabla 28: Especificaciones Técnicas CT’s lado 24.9 kV Características
Valor calculado
Especificaciones Técnica del Equipo a Instalar
Marca
-
-
Serie
-
-
Nivel de Aislación BIL
155 kV
170 kV
Frecuencia Industrial
50 kV
-
Corriente Térmica
533,228 A
20 kA
Corriente Dinámica
1357,38
50 kA
Clase de Precisión Medición
-
-
Clase de Precisión Protección
-
5P20
Burden
10 VA
25 VA
Núcleos CT’s Lado 24,9 kV NUCLEO 1 DE MEDICION
3.10. Estudio de Coordinación de Protecciones Para la implantación de las protecciones se requiere determinar los ajustes en los relés asociados a la protección del transformador T-1 para despejar las fallas en el sistema de manera selectiva. Para determinar un funcionamiento correcto de las protecciones es necesario realizar la coordinación de las protecciones, enmarcadas en la norma vigente de la CNDC número 17. Para los ajuste de las protecciones se desarrolló en función a los Estudios de Cortocircuito en mínimo para el año 2017, en escenario de demanda mínima en el periodo seco a horas 04 a.m. Dentro de la coordinación de las protecciones se tomara en cuenta la protección del Alimentador Caracota de 24.9 kV para tener una buena selectividad con las protecciones del transformador. En análisis se realizara dando una corriente de falla trifásico y monofásico, referente al alimentador Caracota y el lado secundario del transformador T-1 ambos en siendo una salida de 24.9 kV.
3.10.2. Criterios Para el Transformador 3.10.2.1. Protección Diferencial Transformador Bajo las condiciones normales de operación se presentan corrientes de magnetización. Para acomodarse a estas condiciones iniciales, se debe prever una mínima corriente de desbalance en condiciones normales de operación: se sugiere el ajuste del (20-30%) la corriente diferencial. La primera pendiente del relé diferencial, en la mayoría de los casos debe tener componente que consideren los siguientes factores: P= %T +%CT + %E + FS = 10% + 5% + 5% + 10% =30% Dónde: P Pendiente porcentual del relé. %T Máximo franja de variación del cambiador de tomas + 4 * 2.5%=10%.
La sobreexcitación en el transformador puede producir una corriente diferencial. La detención de quinto armónico permite la estabilización de la protección durante sobreexcitaciones. El recomendado es del 50% para la segunda pendiente.
Protección de fases SECUNDARIOS (24.9 kV) el valor de arranque o puesta en trabajo será igual al 120% de la corriente nominal del transformador. El tipo de curva será la IEC normal inversa con un dial de 0.15.
Protección de fases PRIMARIO (69 kV) el valor de puesta en trabajo será igual al 125% de la corriente nominal del transformador. El tipo de curva será la ICE normal inversa con un dial 0.26 La unidad de tiempo definido 50/50N se recomienda deshabilitar porque se producen disparos indeseados al momento de energizar por la corriente Inrush del transformador en lado primario.
Protección de tierra SECUNDARIO (24.9kV) el valor de puesta en trabajo será igual al 80% de la corriente nominal del transformador. El tipo de curva será la IEC normal inversa con un dial 0.2. Mediante graficas de coordinación (corriente versus tiempo) se verifica la adecuada operación de las protecciones de sobrecorriente y la adecuada protección del transformador.
3.10.3.2. Protección de Sobrecorriente de Tierra El valor de puesta en trabajo será igual al 20% de la corriente nominal del alimentador. El tipo de curva será la IEC normal inversa con un dial de 0.19
3.10.4. Criterios Para la Función Falla Interruptor Esta función actúa respaldo de las demás protecciones, garantizado la eliminación de una falla ante la eventualidad de que el interruptor no opere correctamente. Como criterio general de ajuste se toma como corriente de puesta en operación, el 120% de la máxima corriente de carga dato tomado del estudio de flujo de carga; sin embargo se debe verificar que el arranque sea menor que el 65%del aporte a la falla en el extremo remoto, trifásica o monofásica (la menor de las tres ante mínima demanda); si no es menor se dejara este último como criterio de ajuste. En la etapa 1 se da disparo nuevamente al interruptor. En la etapa 2 se da disparos a los adyacentes.
=factor de seguridad (0.4-0.5)
2
Por esto los tiempos de las etapas 1 y 2 se ajustan en =150 ms y =250 ms.
3.10.5. Ajustes de las Protecciones
Para el ajuste de las protecciones se realizó los cálculos en función a los criterios tomados anteriormente para lo cual se procederá a calcular los parámetros de ajustes a continuación.
3.10.5.1. Calculo de Ajustes del Diferencial de Transformador T-1 a) Determinación de la corriente primaria del transformador.
p
I =
√ ∗ p √ ∗ S
3 V
=
1.5MVA 3 69kV
= 12.5 12.56 6A
b) Cálculo de la corriente de arranque del transformador en valores primarios Para la corriente de arranque se tomara un ajuste de 20 %
Dónde: P Pendiente porcentual del relé. %T Máximo franja de variación del cambiador de tomas + 4 * 2.5%=10% %CT Máximo error de los TC’s para las clase de exactitud especificada (5P). %E Máximo error esperado de relación de transformación entre la relación de transformación del transformador y la de los TC’s (se supuso de 5%, valor que debe ser verificado con los TC’s suministrado).
d) Determinación de la Segunda Pendiente Slop 2 Para la segunda pendiente se determinó en función al criterio tomado anteriormente.
2 = 50%
3.10.5.2. Calculo de Ajustes del Sobrecorriente Transformador T-1
= 0.52 0.52
Corriente de ajuste para el lado Primario funcion 51
c) Cálculo de la corriente secundaria del transformador.
NS
I
=
√ ∗
5
3 24.9 kV
= 34.7 34.78 8A
d) Determinación del Sobrecorriente de Fases (51) Lado Secundario Se consideró un criterio de 120% de la corriente nominal secundaria:
5 5 ∗ ∗ = 1,20 ,20
= 1.2 1.20 34.7 34.78 8 A = 41,7 41,736 36 A
Reflejando en valores secundarios en función a la relación del CT del lado Secundario donde la relación es de RTC=100/5
ARRARR55
I
TAP
I
= 2.15 A
=
41,736 = 2.15 2.15 A 100 5
Corriente de ajuste para el lado Secundario funcion 51
3.10.5.3. Calculo de Ajustes del Alimentador El CT de 630/1 del lado del alimentador actualmente se encuentra en servicio, donde dicho equipos viene incorporado dentro del reconectador.
a) Determinación del Sobrecorriente de Fases (51) Alimentador La corriente nominal del alimentador en operación se obtuvo del Dpto. de Planificación.
NL
I
= 34,78 A
(dato obtenido obtenido del Dtpo. Dtpo. de planificac planificacion) ion)
Para el cálculo se consideró un criterio de 100% de la corriente nominal del alimentador:
AR AR
I
∗ NL ∗
=1 I
= 1 34,7 34,78 8 = 34,7 34,78 8A
Reflejando en valores secundarios en función a la relación del CT del alimentador donde la relación es de RTC=630/1. I
AR AR
=
34,78 A = 0.05 0.056 6A 630 1
c) Determinación del Sobrecorriente de Neutro (51N) Alimentador Para el cálculo se consideró un criterio de 20% de la corriente nominal del alimentador.
ARI5N
I
∗ NL ∗
= 0.2 I
= 0.2 34,7 34,78 8 = 6.95 6.956 6A
Reflejando en valores secundarios en función a la relación del CT del alimentador donde la relación es de RTC=630/1.
ARI5N ARI 5N
I
TAP
I
=
6.956 A = 0.01 0.011 1A 630 1
= 0.011 A Corriente Corriente de Ajuste Ajuste para la funcion funcion 51N alimentador
d) Determinación del Sobrecorriente de Neutro (50N) Alimentador Para la determinación de la función de sobrecorriente instantánea de neutro 50N
se
considerara como dato elemental la corriente de cortocircuito monofásico dato obtenido del estudio en el escenario de demanda mínima del periodo seco.
3.10.5.4. Calculo Ajustes Para Fallo Interruptor 50BF Para el ajuste ajuste del fallo interruptor 50BF se deberá considerar la corriente máxima de carga para el ajuste donde el valor obtenido es de 8,316 A en lado primario; dato obtenido del estudio de flujo de carga en demanda máxima. Para el cálculo se consideró un criterio de 120% de la corriente nominal de la carga
50BF
I
∗ NC ∗
= 1.2 I
50BF
I
= 1.2 8.316
= 9.98 9.98 A
Reflejando en valores secundarios en función a la relación del CT del lado de 69 kV donde la relación es de RTC=150/5.
ARI5N ARI 5N ARI5N ARI 5N
9.98 A 150 5
I
=
I
= 0.33 0.33 A
Tabla 29: Planillas de Ajuste Diferencial del Transformador AJUSTES PROTE PROTECC CCION ION DIFER DIFEREN ENCIAL CIAL DEL DEL TRAN TRANSFOR SFORMADOR MADOR
Subestación
PUNUTUMA
Componente
Transformador - T-1
Interruptor que dispara
B460
Descr Descr ipción del relé Función Función
Fabricant e
Tipo
87
ABB
RET 615
PP1
Ajus tes Relación Relación Relación CT´s (AT) (A) CT´s (MT) (A) CT´s (BT) (A) Pick Up Slop 1 Slop 2 (A) (%) (%) (%) (%) 100/5
150/5
0,08
30,00
5 0,00
Tiempo Definido o instantáneo Pick Up (A)
Tiempo (seg.)
-
-
Observaciones
NOTA1
COMENTARIOS PP1,Proteccion Principal 1 NOTA 1.- Ajustes Ajustes refe ridos a la do de 69 kV
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de los Datos Calculados de Ajuste de Protecciones)
Tabla 30: Planilla de Ajuste de Sobrecorriente de Fases y Neutro AJUSTES PROTECCION DE SOB RECORRIENTE Subestacion
PUNUTUMA
Componente
TRANSFORMADOR T-1
Tabla 31: Planilla de Ajuste de Fallo Interruptor AJUSTES PROT ECCION DE FALLO INTERRUPT OR Subestacion
PUNUTUMA
Componente
69 kV
Interruptor que dispara
B471, B472 y B475
La do
Fab r ic a nt e
Tipo
Relación CT´s (A)
50BF
A. T.
ABB
RET 615
50BF
A. T.
ABB
REF 615
Descripción del relé
Función
Tiempo Definido o instantáneo
Ajust es
Observaciones
TAP (A)
DIAL
Cu r va Nor m a TA TAP (A) Tiem p o(s eg )
150/ 5
-
-
-
-
0. 33
0. 25
Not a 1. -
150/ 5
-
-
-
-
0. 33
0. 25
Not a 1. -
COMENTARIOS Nota 1.Retardo intencional de la funcion 50/50N para la opracion selecctiva Etapa 1: 150 ms envia disparo al interruptor B460 Etapa 2: 250 ms envia disparo a los interruptores B471, B472 y B475
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de los Datos Calculados de Ajuste de Protecciones)
3.10.7. Análisis de Selectividad y Coordinación de Tiempos
3.10.7.1. Sobrecorriente de Fases Para la protección de sobrecorriente de fases se inyecto una corriente de falla trifásica de 478.743 A en lado de 24.9 kV y a continuación se tiene las curvas de coordinación de fases en la figura 37.
Tabla 32: Tiempo de Respuesta de los Relés de Protección (51/50) ELEMENTO DE PROTECCIÓN Protección Alimentador Caracota Protección Lado Secundario del Transformador T-1 Protección Lado primario del Transformador T-1 Protección salida Punutuma Hidro Protección salida Punutuma Isa Bolivia
TIEMPO DE ∆T OPERACION [SEG] [SEG]
TENSIÓN [KV]
INTERUPTOR OPERADO
24,9
REC
0.150
0.150
24.9
B460
0.425
0.275
69
B460
0.739
0.314
69
B471
1.475
0.736
69
B475
4.402
2.93
Fuente: (Elaboración Propia a Partir de la Simulación en el Software DigSILENT) Los tiempos de operación están en condiciones para su operación de los relés de protección donde la protección de alimentador dispara en un tiempo mínimo de 150 milisegundos, si el reconectador no ve la falla las protecciones secundarias operaran donde la protección lado secundario del transformador operara en un tiempo de ∆T = (425-150 ms)=275 ms enviando
La protección del alimentador dispara en un tiempo mínimo de 150 milisegundos, si el reconectador no ve la falla las protecciones secundarias operaran, donde la protección lado secundario del transformador operara en un tiempo tiempo de ∆T = (472-150 ms)=322 ms para luego enviar un disparo al interruptor B460.
3.11. Diseño del Esquema Lógico de Control y las Protecciones Para el diseño del esquema lógico se realizó en base a las protecciones existente que tiene cada relé de protección, para su mejor entendimiento del esquema implementado, se desarrollara la nomenclatura de interpretación y característica de los relés auxiliares de señalización y disparo en la siguiente tabla 34:
Tabla 34: Nomenclatura de Interpretación Equipo
Nomenclatura
Función
PP1
Protección principal 1
Proteger al transformador T-1
PP2
Protección principal 2
Proteger al transformador T-1
Tabla 35: Funciones de los Relés de Protección Funciones
Descripción
50BF
Fallo Interruptor
50
Instantáneo de sobrecorriente de Fase
50N
Instantáneo de Sobrecorriente Tierra
51
temporizado de sobrecorriente de Fase
51N
temporizado de Sobrecorriente Tierra
87T
Diferencial de transformador
87B
Diferencial de Barra
Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Libro Protecciones Sistemas Eléctricos S. Ramírez) Dentro del diseño de esquema de protección se tiene diferentes circuitos que realizan su propia lógica y a continuación se mencionara los circuitos más importantes como se observa en la figura 39, cuya funcionalidad va de forma ordenada:
Circuito de cierre
Figura 39: Esquema Lógico de Control y Protección Fuente: (Elaboración Propia Según Diseño)
De acuerdo al esquema lógico de la figura 39 se diseñaran a detalle los planos de control y protección donde se encentra ubicada en Anexo 1.
3.11.1. Comportamiento de la Protección de Sobrecorriente Las protecciones de sobrecorriente 51/50 51N/51N enviaran un disparo al relé auxiliar RXMS1 repetidor de disparo para luego enviar por un contacto del repetidor hacia patio a las bobinas de disparo del interruptor B460 produciendo la apertura de interruptor.
3.11.2. Comportamiento de la Protección de Diferencial de Transformador La protección de diferencial de transformador 87T enviara in disparo hacia el relé de bloqueo 86 para luego el relé de bloqueo enviara disparos hacia las bobinas de disparo del interruptor B460 produciendo la apertura correspondiente del interruptor y se bloqueara el cierre del interruptor hasta verificar la falla y para luego reponer en relé de bloqueo y realizar el cierre correspondiente de la misma.
3.11.3. Comportamiento de la Protección de fallo interruptor
Figura 40: Diagrama Unifilar de la SE Punutuma 69 kV
Tabla 36: Secuencia de Maniobras Bahía Transformador T-1 APERTURA Y CIERRE BAHIA TRANSFORMADOR T-1 69/24.9 KV PARQUE APERTURA TENSION
EQUIPOS
LOCAL
24.9 kV 69 kV 69 kV
REC-1 B460 S-1
X X
CIERRE REMOTA
EQUIPOS
LOCAL X
X
S-1 B460 REC-1
REMOTA X
X
Fuente: (Elaboración Propia Según Diseño) Se deberá cumplir la secuencia de maniobras ante cualquier evento que se presente lo cual una mala maniobra podría ser peligroso.
3.12. Plan de Mantenimiento Preventivo Para la Bahía T-1 El mantenimiento es considerado hoy en día un factor estratégico cuando se busca incrementar los niveles de productividad, calidad, y seguridad en cualquier tipo de empresa.
3.12.1. Actividades Programadas A continuación se mostraran las actividades programadas de cada equipo que entrara en operación en función a los tiempos requeridos para un buen plan de mantenimiento preventivo. El mantenimiento será rutinario para lo cual a continuación se muestra la asociación de los equipos y los planes determinados.
Figura 41: Mantto. del Interruptor de Potencia B460 Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Software MP9) Para el mantenimiento del interruptor se consideró el mantenimiento de la partes de alta importancia como se ve en la figura 41, para completar con el mantenimiento se requerirá un
Para el mantenimiento del reconectador se requerirá un tiempo de 3 horas con 5 minutos.
Figura 43: Mantto. de los Equipos de Control y Protección Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Software MP9) Para el mantenimiento de los equipos de control y protección se consideró el mantenimiento de la partes de alta importancia como se ve en la figura 43. Para el mantenimiento de los equipos de control y protección se requerirá un tiempo de 5 horas con 45 minutos.
Figura 45: Mantto. de Transformador de Potencia T-1 Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Software MP9) Para el mantenimiento del transformador de potencia T-1 se consideró el mantenimiento de las partes de alta importancia como se ve en la figura figur a 45. Para completar con el mantenimiento se requerirá un día de corte para realizar el ajuste de las piezas de fijación y válvulas y de todas las partes part es del transformador. Para el mantenimiento de los transformadores de corriente se requerirá un tiempo de 4 horas con 35 minutos.
tiempo de 5 horas con 30 minutos cada 6 meses, mientras para el mantenimiento preventivo con corte programado o interrupción del equipo lo cual será cada 3 años donde se realizara en un tiempo de 8 horas es decir en un día. En mantenimiento inicial dependerá cuando los equipos a implementar entren en servicio a partir de la fecha inicial se realizara la rutina correspondiente. Ver anexo 5 mantenimiento preventivo de la bahía T-1.
4. PRESUPUESTO DEL PROYECTO 4.1. Detalles del Presupuesto Para la determinación del presupuesto total de la obra se realizó con software PRESCOM y para una mejor comprensión del presente, se ha hecho un desglose de costos por componentes, es decir por grupos de actividad del proyecto. De estos componentes se ha realizado los siguientes detalles:
Presupuesto general
Resumen general
Presupuesto por rubros
Análisis de precios unitarios
Resumen por incidencia
Planilla de control con unitarios
Los resultados de los detalles se mostraran en el Anexo 2.
4.2. Costo Total del Proyecto
El costo total del proyecto será la suma del Precio Total de la provisión de materiales, mano de obra y transporte transporte del presente proyecto el resultado de la suma de estos costos será el Costo Total del proyecto el mismo que se detalla a continuación en la tabla 38 este costo total representa la inversión necesaria para la ejecución de este proyecto.
4.3. Análisis de Precios Unitarios Se han elaborado los precios unitarios de cada uno de los ítems que comprende cada componente, disgregado este precio unitario en materiales y mano de obra.
4.3.1. Materiales Se ha elaborado costos unitarios de materiales para cada una de las estructuras, materiales, equipos, relés auxiliares, cables, etc., Los precios de los materiales fueron tomados del mercado nacional y contrastados con precios de proyectos últimos ejecutados, estos precios ya incluyen los impuestos de ley.
4.3.2. Mano de Obra y herramienta
I.V.A.
= 13%
I.T.
= 3%
Herramientas menores
= 5%
Gastos Generales
= 10%
Utilidad
= 10%
Al considerar estos factores el presupuesto del proyecto no tendrá déficit al momento de ejecución del proyecto presente.
4.5. Calculo del Costos Unitario y Total del Item Se realizara el cálculo del costo unitario y total del Item con fin de demostrar los la aplicación de los factores considerados mencionados anteriormente para lo cual se realizara la el ITEM OBRAS PRELIMINARES Y IGUALACION DEL TERRENO :
a) Costo Total en Materiales Para el costo total de los materiales será la sumatoria de los materiales aplicados dentro de item
∑ =
Tabla 40: Costo Total en Mano de Obra Nº P. B 1 2 3 4 -
Insumo/Parámetro OBRERO INGENIERO CIVIL PEON INGENIERO ELECTRICO CHOFER TOTAL OBREROS
Und.
Cant.
hr hr hr hr
8,00 8,00 8,00 8,00
50,00 2,50 50,00 11,81
400,00 20,00 400,00 94,50 914,5
55,00% de
(B) =
502,98
(B+F) =
1.417,48
BENEFICIOS SOCIALES TOTAL MANO DE OBRA
Unit. (Bs) Parcial (Bs)
Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Software PRESCOM 2010)
Para la tabla 40 se consideró los siguientes cálculos en función de los criterios tomados anteriormente. El costo total en obreros será la sumatoria de todo el personal.
=
( ) = 914. 914.5 5
Tabla 41: Total en Herramientas y Equipos Nº P. 1 2 3 4 5
Insumo/Parámetro
Und.
Cant.
Unit. (Bs)
Parcial (Bs)
C C
EQUIPO COMPACTADOR SALTARIN BS-604 TEODOLITO-ESTACION TOTAL VOLQUETA RETROEXCAVADORA CAMIONETA TOTAL EN EQUIPOS
hr hr hr hr hr
8,00 8,00 4,00 4,00 12,00
100,00 18,00 25,00 211,00 10,00
800,00 144,00 100,00 844,00 120,00 2008
H
HERRAMIENTAS MENORES
5,00% de
(B) =
45,73
(C+H) =
2.053,73
TOTAL HERRAMIENTAS Y EQUIPO
Fuente: (Elaboración Propia a Partir del Software PRESCOM 2010)
Para la tabla 41 se consideró los siguientes cálculos en función de los criterios tomados anteriormente. El costo total en herramientas y equipos será la sumatoria de todos los equipos y herramientas.
d) Determinación del costo Sub Total del ITEM Para la determinación del costo subtotal será de la siguiente forma:
=
+
+
= 8000 000 + 1417, 417,48 48 + 2053 2053,7 ,73 3 = 1147 11471,2 1,21 1
.
e) Determinación de Gastos Generales Para la determinación de los gastos generales se consideraron un criterio de 10 % del costo sub total del item.
= 0,1 ×
= 0,1 0,1 × 1147 11471, 1,21 21 Bs. Bs.
= 1147,12 1147,121 1 Bs. Bs.
=
+
+
= 1147 11471,2 1,21 1 + 1147, 1147,12 121 1 + 1147 1147,1 ,121 21 = 13765,4 13765,448 48 Bs. Bs.
h) Determinación del Costo por IVA
El IVA se calculara en función a los criterios tomados por impuestos nacionales que es de 13% del costo parcial del Item.
= 0,13 ×
= 0,13 0,13 × 1376 13765, 5,44 448 8 = 1789,51 1789,51 Bs.
i) Determinación del Costo por IT
El IT se calculara en función a los criterios tomados por impuestos nacionales que es de 3%
Se realizara el mismo procedimiento de cálculo para los demás ITEM tomando en cuenta los criterios tomados anteriormente.
5. CONCLUCIONES Y RECOMENTACIONES 5.1. Conclusiones El presente proyecto llega a las siguientes conclusiones de acuerdo a los objetivos trazados durante el proyecto: Los estudios de flujo de potencia, cortocircuito y coordinación de protecciones se realizaron de acuerdo al marco teórico desarrollado durante el proyecto donde se aplicaron métodos y criterios reales para llegar a un buen estudio de los fenómenos. Los flujos de potencia para los escenarios de demanda máxima, media y mínima con hidrología lluviosa y seca, muestran que el sistema eléctrico de potencia, funciona satisfactoriamente. No se presentan sobrecargas en los componentes de la red de transporte. Los niveles de tensión calculados en el SIN, principalmente en los nodos de 69 kV, 24.9 kV, 230 kV y 3 kV en todos los escenarios analizados, se encuentran dentro de los valores permitidos por las Condiciones de Desempeño Mínimo Mín imo tanto en estado normal de operación.
El desempeño del sistema de protección es satisfactorio ofreciendo tiempos de despeje de falla adecuados, correcta selectividad y además respaldo correspondiente en caso de contingencias que involucren la protección principal. Se diseñó los planos de control y protección con el fin de realizar una buena operación de los distintos circuitos de protección durante una falla, dando así confiabilidad y redundancia a los equipos de Protección. Se realizó el plan de mantenimiento preventivo con el fin de evitar fallas inesperadas tanto en los equipos de patio y equipos de control y protección.
5.2. Recomendaciones Para los estudios de flujo, cortocircuitos y coordinación de protecciones se recomienda realizar en función a la base teórica y criterios ya experimentados por otros agentes lo cual facilita el análisis a realizar los estudios. Para los niveles de tensión y cargabilidad de los equipos se recomienda aplicar los rangos establecidos según normas para lo cual si no se llegara a cumplir los rangos se deberá buscar
Se recomienda tener cuidado al momento de trabajar con base de datos del SIN en el Software DigSilent ya que un dato incorrecto afectaría en los diferentes estudios. Se recomienda revisar los planos de control y protección en caso de fallas o alarmas lo cual facilitara el trabajo. Una vez que entre en operación los equipos actuales y los equipos implementados se sugiere desde el punto de inicio de fechar realizar la rutina de mantenimiento lo cual ayudara un buen desempeño de los equipos y evitara falla de mayores consideraciones. Ver Anexo 5.
5.3. Trabajos a Futuro Para los años 2020 y 2025 se estima realizar conexión entre las SE Punutuma y la SE Porco mediante un línea trifásica en media tensión de 34,5 kV lo cual en la bahía del transformador T-1 se aumentara la potencia de 10 MVA aproximados, también se realizara la conexión a la barra de transferencia mediante un seccionador by pass lo cual facilitara trabajos de mantenimiento. Este trabajo se realizara debido al crecimiento de población de la localidad de Porco y
6. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ABB. (2007). Manual del Operador Operador Rele Rele RET 615. 615. ABB. (2013). Manual de Interuptore Interuptoress de Potencia. Potencia. Colombia. Autoridad de Electricidad. (2011). Nuevas Condicione Condicioness de Desempeño Desempeño Minimo del SIN. Bravo J. M. (2003). Protecciones Electricas. Mexico. CNDC. (2017). Diagrama unifilar SIN. SIN. Comite Nacional de Despacho de Carga. (2017). Base de Datos del Sistema Interconectado Nacional. Nacional. Cochabamba.
DigSILENT. (2014). Manual Basico Basico Power Factory Factory Version Version 15.1. 15.1. Dpto. Planificacion SEPSA. (2017). Proyeccion de Demanda de Electricidad. Potosi. IEC 60071. (1996). Insulation Co-ordina Co-ordination. tion. Buereau of Indian Standards.
ANEXO 1 DISEÑO DE PLANOS DE CONTROL Y
ANEXO 2 PRESUPUESTO DEL PROYECTO
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD FACULTAD DE IN GENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Presupuesto Presupuesto por módul o Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº > 1 2 > 3 4 > 5 6
Des c r i p c i ó n M01 - OB RA S CIVIL ES OBRAS PRELIMINARES Y IGUALACION DELTERRENO BASE PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA M02 - EQUIPOS DE PATIO EQ EQUIPOS DE PATIO Y TRASLADO MOTAJE Y PUESTA EN SERV. DE LOS EQUIPOS DE PATIO M03 - EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL Y TRASLADO MOTANJE Y PUESTA EN SERVICIO EQUIP. PROT. Y CONT. To t al p r es u p u es t o :
Son: Trescientos Setenta Mil Quinientos Treinta y Ocho con 51/100 Bolivianos
Un d .
Can t i d ad
Un i t ar i o
glb glb
2,00 1,00
15.967,919 3.524,125
glb
1,00 1,00
214.069,122 10.650,332
glb
1,00 1,00
97.783,468 12.575,618
Par c i al (B s ) 35.459,97 31.935,84 3.524,13 224.719,45 214.069,12 10.650,33 110.359,09 97.783,47 12.575,62 370.538,51
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD FACULTAD DE IN GENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Resumen general Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº A. B. C. D. E. F. G. H. I. J. K. L. M. N. O. P. Q.
Par ám et r o MATERIAL MATERIAL OBRERO EQUIPO TOTAL MATERIALES Mano de obra indirecta Beneficios Sociales TOTAL MANO DE OBRA Herramientas menores TOTAL HERRAMIENTAS Y EQUIPO SUB TOTAL Imprevistos Gastos Generales Utilidad PARCIAL IVA IT To t al p r es u p u es t o :
M o n t o (B s ) 242.626,18 7.128,16 12.160,23 242.626,18 0,00 3.920,48 11.048,64 356,40 12.516,63 266.191,45 0,00 26.619,14 26.619,14 319.429,75 41.525,88 9.582,89 370.538,51
Mo n t o $US. 34.860,19 1.024,12 1.747,20 34.860,19 0,00 563,26 1.587,39 51,21 1.798,40 38.245,96 0,00 3.824,60 3.824,60 45.895,16 5.966,38 1.376,86 53.238,40
In c . 65,5% 1,9% 3,3% 65,5% 0,0% 1,1% 3,0% 0,1% 3,4% 71,8% 0,0% 7,2% 7,2% 86,2% 11,2% 2,6% 100,0%
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: OBRAS PRELIMINARES Y IGUALACION DELTERRENO Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
In s u m o /Par ám et r o
A MATERI TERIA AL 1 - herraminetas basicas
D B 1 2 3 4
TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO INGENIERO CIVIL PEON INGENIERO ELECTRICO CHOFER
Un d .
Gbl
hr hr hr h
U n i d ad : g l b Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96 Can t .
8,0000
8,0000 8,0000 8,0000 8 0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
1.000,000
8.000,0000
(A) =
8.000,0000
50,000 2,500 50,000 11 813
400,0000 20,0000 400,0000 94 5040
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: BASE PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
A -
D B 1 2 3 4
In s u m o /Par ám et r o
MATERI TERIA AL ALAMBRE DE AMARRE EXTRACTOR DE AIRE 50X50 CM ALEMAN FERRETERIA FIERRO CORRUGADO ACCESORIOS DE ATERRAMIENTO AC ACCESORIOS PVC D=4" ARENA CEMENTO TU TUBERIA DE DRENAJE PVC 4"
TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO ALBAÑIL AYUDANTE ALBAÑIL DE PRIMERA CHOFER
U n i d ad : g l b Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96 Un d .
kg pza gl kg gl glb m³ kg m
hr hr hr h
Can t .
0,0000 0,0000 6,0000 20,0000 6,0000 6,0000 0,0000 300,0000 0,0000
8,0000 8,0000 8,0000 12 0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
8,800 220,000 2,000 4,120 40,000 30,000 79,940 1,012 8,866
0,0000 0,0000 12,0000 82,4000 240,0000 180,0000 0,0000 303,6000 0,0000
(A) =
818,0000
11,813 9,788 11,813 11 813
94,5040 78,3040 94,5040 141 7560
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: EQUIPOS DE PATIO Y TRASLADO Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
1 2 3 4 5 6 7
A -
D B 1 2 3 -
U n i d ad : Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
In s u m o /Par ám et r o
Un d .
MATERI TERIA AL CABLE DE CU 4 AWG TW CAÑERIA GALVANIZADA DE 2" GRAMPAS U GALVANIZADA ESTRUCTURA PARA INTERRUPTOR TRANSFORMADOR DE CORRINTE ESTRUCTURA PARA ELTRANSFORMADOR DE CORRIENTE INTERRUTOR DE POTENCIA TRIPOLAR
m m pza pza glb pza glb
TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO ELECTRICISTA AYUDANTE ELECTRICISTA CHOFER
hr hr hr
Can t .
25,0000 10,0000 10,0000 3,0000 1,0000 3,0000 1,0000
8,0000 8,0000 12,0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
29,480 28,160 0,178 2.000,000 30.000,000 2.000,000 104.400,000
737,0000 281,6000 1,7800 6.000,0000 30.000,0000 6.000,0000 104.400,0000
(A) =
147.420,3800
10,850 7,514 11,813
86,8000 60,1120 141,7560
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: MOTAJE Y PUESTA EN SERV. DE LOS EQUIPOS DE PATIO Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
In s u m o /Par ám et r o
A MATERI TERIA AL 1 - HERRAMIENTAS PERSONALES
D B 1 2 3 4
TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO ESPECIALISTA ELECTRICO AYUDANTE ELECTRICISTA ELECTRICISTA INGENIERO
Un d .
juego
hr hr hr h
U n i d ad : g l b Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96 Can t .
2,0000
6,0000 0,0000 8,0000 0 0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
3.000,000
6.000,0000
(A) =
6.000,0000
3,530 7,514 10,850 62 620
21,1800 0,0000 86,8000 0 0000
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL Y TRASLADO Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
A -
D B 1 2 3 -
In s u m o /Par ám et r o
MATERI TERIA AL RELES AUXILIARES RXME 1 RELE DE BLOQUEO RXMVE CABLE #2.5 MM2 CABLE #1.5 MM2 TABLERO DE CONTROL Y PROTECCION CABLE DE CU 8 AWG TW CONECTOR DE TOMA DE TIERRA INTERRUPTOR TERMICO 1 X 20 A LL LLAVE ABRIR/CERRAR RE R ELE ABB RET 615 RE RELE ABB REF 615 CABLE DE CONTROLY PROTECCION 12X2.5MM2 CABLE DE CONTROL Y PROTECCION 12X1.5 MM2 RELES AUXILARES RXMS1 TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO CHOFER AYUDANTE ELECTRICISTA INGENIERO ELECTRICO
Un d .
pza pto rollo rollo pza m pza pza pza pza pza m m pza
hr hr hr
U n i d ad : Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96 Can t .
2,0000 2,0000 2,0000 3,0000 1,0000 5,0000 1,0000 5,0000 2,0000 1,0000 1,0000 300,0000 300,0000 7,0000
12,0000 6,0000 6,0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
690,000 1.300,000 80,000 70,000 10.000,000 8,360 11,000 253,000 560,000 15.000,000 8.000,000 45,000 35,000 800,000
1.380,0000 2.600,0000 160,0000 210,0000 10.000,0000 41,8000 11,0000 1.265,0000 1.120,0000 15.000,0000 8.000,0000 13.500,0000 10.500,0000 5.600,0000
(A) =
69.387,8000
11,813 7,514 50,000
141,7560 45,0840 300,0000
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Análi An áli s i s d e Prec i os Uni t ari os Item: MOTANJE Y PUESTA EN SERVICIO EQUIP. PROT. Y CONT. Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1 Cliente: SEPSA Nº P.
In s u m o /Par ám et r o
A MATERI TERIA AL 1 - HERRAMIETAS PERSONALES
D B 1 2 3 4
TOTAL TOTAL MA MATERIALE TERIALES S OBRERO CHOFER INGENIERO ELECTRICO ESPECIALISTA EN PROTECCION INGENIERO ELECTRICO ESPECIALISTA EN CABLEADO ELECTRICISTA
Un d .
pza
hr hr hr h
U n i d ad : g l b Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96 Can t .
1,0000
60,0000 8,0000 56,0000 56 0000
Un i t . (B s )
Par c i al (B s )
3.000,000
3.000,0000
(A) =
3.000,0000
11,813 50,000 30,000 10 850
708,7800 400,0000 1.680,0000 607 6000
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Desgl Desgl ose de i nsumos nsu mos general: MATE MATERI RIAL AL Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Des c r i p c i ó n i n s u m o s
ACCESORIOS DE ATERRAMIENTO ACCESORIOS PVC D=4" CABLE #1.5 MM2 CABLE #2.5 MM2 CABLE DE CONTROL Y PROTECCION 12X1.5 MM2 CABLE DE CONTROLY PROTECCION 12X2.5MM2 CABLE DE CU 4 AW G TW CABLE DE CU 8 AW G TW CAÑERIA GALVANIZADA DE 2" CEMENTO CONECTOR DE TOMA DE TIERRA ESTRUCTURA PARA ELTRANSFORMADOR DE CORRIENTE ESTRUCTURA PARA INTERRUPTOR FERRETERIA FIERRO CORRUGADO GRAMPAS U GALVANIZADA HE H ERRAMIENTAS PERSONALES HE HERRAMIETAS PERSONALES herraminetas basicas IIN NTERRUPTOR TERMICO 1 X 20 A IIN NTERRUTOR DE POTENCIA TRIPOLAR LLAVE ABRIR/CERRAR
Un d .
gl glb rollo rollo m m m m m kg pza pza pza gl kg pza juego pza Gbl pza glb
Can t .
Un i t .
6,00 40,000 6,00 30,000 3,00 70,000 2,00 80,000 300,00 35,000 300,00 45,000 25,00 29,480 5,00 8,360 10,00 28,160 300,00 1,012 1,00 11,000 3,00 2. 2.000,000 3,00 2.000,000 6,00 2,000 20,00 4,120 10,00 0,178 2,00 3.000,000 1,00 3.000,000 16,00 1.000,000 5,00 253,000 1,01004.400,0 0,000 2 00 560 000
Par c i al (Bs)
240,00 180,00 210,00 160,00 10.500,00 13.500,00 737,00 41,80 281,60 303,60 11,00 6.000,00 6.000,00 12,00 82,40 1,78 6.000,00 3.000,00 16.000,00 1.265,00 104.400,0 0,00 1 120 00
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD FACULTAD DE IN GENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Desglos Desglos e de insum os por ítem: ítem: Equipo y maquinaria Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº > M01 M01 >001 1 2 3 4 5 >002 1 2 3 > M02 M02 >003 1 2 3 >004 1 2 > M03 >005 1
It em es /In s u m o s OBRAS OBRAS CIV CIVILE ILES S OB RA S PREL IMINA RES Y IGUA L A CION DELTERRENO COMPACTADOR SALTARIN BS-604 TEODOLITO-ESTACION TOTAL VOLQUETA RETROEXCAVADORA CAMIONETA B A SE PA RA L OS EQUIPOS DE POTENCIA MEZCLADORA COMPACTADORA MANUAL CAMIONETA EQUIPOS EQUIPOS DE PATIO ATIO EQUIPOS DE PATIO Y TRA SL A DO CAMION DE 18 TN. CAMIONETA GRUA MOTA J E Y PUESTA EN SERV. DE L OS EQUIPOS DE PATIO CAMION GRUA CAMIONETA EQUIPOS EQUIPOS DE PROTECCI PROTECCION ON Y CONTRO CONTROL L EQ E QUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL Y TRA SL A DO CAMIONETA
Un d . gl b hr hr hr hr hr gl b hr hr hr
hr hr hr gl b hr hr
h
Un i t .
Can t .
100,000 18,000 25,000 211,000 10,000
16,00 16,00 8,00 8,00 24,00
15,500 46,345 10,000
3,00 2,00 12,00
Par c i al (B s ) 4.016,00 1.600,00 288,00 200,00 1.688,00 240,00 259,19 46,50 92,69 120,00
145,440 10,000 1.152,000
16,00 12,00 3,00
192,000 10,000
6,00 15,00
5.903,04 2.327,04 120,00 3.456,00 1.302,00 1.152,00 150,00
8 00
80,00 80 00
10 000
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD DE INGENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Desgl Desgl ose de ins umos general: OBRERO OBRERO Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Des c r i p c i ó n i n s u m o s
ALBAÑIL ALBAÑIL DE PRIMERA AYUDANTE AYUDANTE ELECTRICISTA CHOFER ELECTRICISTA ESPECIALISTA ELECTRICO INGENIERO CIVIL INGENIERO ELECTRICO INGENIERO ELECTRICO ESPECIALISTA EN CABLEADO INGENIERO ELECTRICO ESPECIALISTA EN PROTECCION LINIERO PEON To t al :
Son: Siete Mil Ciento Veintiocho Veintiocho con 15/100 Bolivianos Bolivianos
Un d .
hr hr hr hr hr hr hr hr hr hr hr hr hr
Can t .
8,00 8,00 8,00 14,00 112,00 72,00 6,00 24,00 24,00 56,00 8,00 8,00 16,00
Un i t .
11,813 11,813 9,788 7,514 11,813 10,850 3,530 50,000 50,000 30,000 50,000 13 13,776 2,500
Par c i al (Bs)
94,50 94,50 78,30 105,20 1.323,06 781,20 21,18 1.200,00 1.200,00 1.680,00 400,00 110,21 40,00 7.128,15
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD FACULTAD DE IN GENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Presupuesto Presupuesto por rubr os Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº > 1 2 > 3 4 > 5 6
Des c r i p c i ó n ít em M01 - OB RA S CIVIL ES OBRAS PRELIMINARES Y IGUALACION DELTERRENO BASE PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA M0 M02 - EQUIPOS DE PATIO E EQ QUIPOS DE PATIO Y TRASLADO MOTAJE Y PUESTA EN SERV. DE LOS EQUIPOS DE PATIO M03 - EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL Y TRASLADO MOTANJE Y PUESTA EN SERVICIO EQUIP. PROT. Y CONT. To t al es p o r r u b r o (B s ):
MATERIAL 16.818,00 16.000,00 818,00 153.420,38 147.420,38 6.000,00 72.387,80 69.387,80 3.000,00 242.626,18
OB RERO 2.738,08 1.829,01 909,07 506,86 288,67 218,19 3.883,22 486,84 3.396,38 7.128,16
EQUIPO 4.275,19 4.016,00 259,19 7.205,04 5.903,04 1.302,00 680,00 80,00 600,00 12.160,23
UNIVERSIDAD AUTONOMATOMAS FRIAS FACULTAD FACULTAD DE IN GENIERIA TECNOLOGICA INGENIERIA ELECTRICA
Resumen Resumen por in cidencia Proyecto: IMPLEMETACION DE LAS PROTECCIONES T-1
Lugar: SE PUNUTMA Fecha: 12/sep/2017 Tipo de cambio: 6,96
Cliente: SEPSA Nº
Des c r i p c i ó n ít em 1 OBRAS PRELIMINARES Y IGUALACION DELTERRENO
(F) 55,00% 1.005,95
(H) 5,00% 91,45
(L ) 10,00% 2.294,24
(M) 10,00% 2.294,24
(O) 13,00% 3.579,02
(P) 3,00% 825,93
2 BASE PARA LOS EQUIPOS DE POTENCIA
499,99
45,45
253,17
253,17
394,95
91,14
3 EQUIPOS DE PATIO Y TRASLADO
158,77
14,43
15.378,53
15.378,53
23.990,51
5.536,27
4 MOTAJE Y PUESTA EN SERV. DE LOS EQUIPOS DE PATIO
120,00
10,91
765,11
765,11
1.193,57
275,44
5 EQUIPOS DE PROTECCION Y CONTROL Y TRASLADO
267,76
24,34
7.024,67
7.024,67
10.958,49
2.528,88
6 MOTANJE Y PUESTA EN SERVICIO EQUIP. PROT. Y CONT. To t al es : (B s )
1.868,01
169,82
903,42
903,42
1.409,34
325,23
3.920,48
356,40
26.619,14
26.619,14
41.525,88
9.582,89
Las referencias de las letras de cada incidencia se halla en el RESUMEN GENERAL
ANEXO 3 MANUAL DEL SOFTWARE DIGSILENT INTRODUCION DE
APLICACION APL ICACION DE LAS PROTECCIONES PROTECCIONES 51/50 51/50 Y 51N/50N 51N/50N CON SOFTWARE DIGSILET POWER FACTORY 15.1.6 PROTECCIONES 51/50 Y 51N/50N
Para la aplicación del software se realizara con un ejemplo básico RED
69 kV
p
T-1 12.5 MVA, ZCC=8
10 kV
10 MVA
Para el ejemplo se tiene los siguientes datos para cada componente: TABLA 1
TABLA 4 FUNCION
PROTECCION
CT’S A
51
AT
51
AJUSTE PROTECCION 51
AJUSTE 50
TAP A
DIAL
CURVA
NORMA
TAP A
TIEMPO
400/5
1.56
0.10
NI
IEC
-
-
BT
1000/5
3.6
0.05
NI
IEC
-
-
50
BT
1000/5
-
-
-
-
14.08
0
51N
BT
1000/5
0.72
0.05
NI
IEC
-
-
Una vez tenido todos los datos se realizara los siguientes pasos para el manejo de Software: 1.- DIBUJAR EN ESQUEMA: Como primer paso se deberá dibujar los componentes estudiados para ello se deberá entrar al programa y buscas file_new_proyect y crear un proyecto nuevo como se ve en la figura 1
Una ubicados todos los componentes se procederá a dibuja en diagrama estudiado para ello se deberá dibujar primero las barras para luego los componentes como se ve en la figura 3
Figura 3: Diagrama Dibujado 2.- INTRODUCIÓN DE DATOS: Se deberá Introducir los datos a cada componente según las tablas de datos:
2.2 TRANSFORMADOR Para la introducción de datos se s e deberá seguir los siguientes Type_Ne Type_New w Proyec Type como se ve en la figura 5 Nombre del trafo
Crear nuevo
Figura 5: crear nueva plantilla para un transformador
2.3 Red Equivalente Para introducir datos al red equivales se deberá ir a la opción compl ete ShortCircuit para luego introducir los datos como se ven en la figura 7
El factor ‘’c’’ deberá ser 1
Potencia de Cortocircuito 1Ø Potencia de Cortocircuito 3Ø
Figura 7: Plantilla de datos de la red equivalente 2.- INTRODUCIÓN COMPONENTES DE PROTECCION:
Paso 2 Se deberá crear nueva plantilla en (Type)_(New Proyect Type)
Paso 3 Introducir datos del Ct’s primario y secundario
Paso 1 (New Divices)_(Relay Model)
Paso 2 (Relay Type)_(Select Global Type)
Paso 5 (IEC/ANSI)
Paso 5 (Phase I>t/i>>) Protection 51/50 de fases
Paso 6 Protecti on 51/5 51/50 0 de fases
Paso 8 introducir datos Protection 50
2.1.3. Sobrecorriente de neutro Para introducir este relé relé será el mismo procedimiento solo cambia en el paso 5 del paso anterior de sobrecorriente sobrecorriente de fases.
3.1. Fallas de Cortocircuitos Para ello se deberá realizar los siguientes pasos Paso 1 se darán falla en la barra de de 10 kV donde se deberá los seguir los pasos (calculate)_ (calculate)_(short (short c ircui t
Paso 2 se escogerá el tipo de falla para nuestro caso será un falla 3Ø
Paso 3: una vez ejecutado la falla se procederá a insertar las curvas de cada relé en nuestro caso lado de alta y baja
Para crear la curva elegirá la opción (Create (Create Time Time Overcu rri ent Plot ) Para Sobreponer con otra curva existente se escogerá la opción ( Add Ad d to t o Time Ti me Overcurr Overcurr ient Plot )
ANEXO 4 NORMAS
ANEXO 5 PLAN DE MANTENIMENTO PREVENTIVO BAHIA T-1
UNIVERSIDAD AUTONOMA TOMAS FRIAS CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA
Catálogo Catálogo d e Equipos
Filtro:
INTERRUPTOR INTERRUPTOR DE POTENCIA POTENCIA 20 KA AB B B LK 12344 {B460} Detalles Detalles del equipo: Producto: INTERRUPTOR DE POTENCIA Marca: ABB Identificador, Serie, Placas: 12344 Otro 2: Prioridad: Alta
Capacidad: 20 KA Modelo: BLK Otro 1: Código: B460 Clasificación 1: Equipo de Patio Clasificación 2: Campos personalizados: Primario
Centro de costo: PM05 Equipo padre: Localización: \ SE PUNUTUMA PARQUE 69 kV Pr oveedor oveedor y g arantía: arantía: Nombre del proveedor: ABB
Fecha de compra: 08-abril-2017
RECONECTADOR 12.5 KA NOJA POWER 2012 12344 {REC-1} Detalles Detalles del equipo: Producto: RECONECTADOR Marca: NOJA POWER Identificador, Serie, Placas: 12344 Otro 2:
Capacidad: 12.5 KA Modelo: 2012 Otro 1: Código: REC-1
222 3333
Catálogo de Equipos
Prioridad: Alta
Clasificación 1: EQUIPO DE PROTECCION Clasificación 2: Campos personalizados: Primario
Centro de costo: PM05 Equipo padre: INTERRUPTOR DE POTENCIA 20 KA ABB BLK 12344 {B460} Localización: \ SE PUNUTUMA PARQUE 69 kV
RELES AUXILIARES ABB Detalles Detalles del equipo: Producto: RELES AUXILIARES Marca: ABB Identificador, Serie, Placas: Otro 2: Prioridad: Alta
Capacidad: Modelo: Otro 1: Código: Clasificación 1: EQUIPO DE PROTECCION Clasificación 2: Campos personalizados: Primario
Centro de costo: PM05 Equipo padre: RELE PROTECCION RET 615 3 VA ABB 12134 {PP1:RET 615} Localización: \ SE PUNUTUMA PARQUE 69 kV
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE 69 KV 400/5 BALTEAU PEDESTRAL 12456 {CT-1} Detalles Detalles del equipo: Producto: TRANSFORMADOR DE CORRIENTE 69 Marca: BALTEAU Identificador, Serie, Placas: 12456 Otro 2: Prioridad: Alta
Capacidad: 400/5 Modelo: PEDESTRAL Otro 1: Código: CT-1 Clasificación 1: Equipo de Patio Clasificación 2: Campos personalizados: Primario
Catálogo de Equipos
Prioridad: Alta
Clasificación 1: Equipo de Patio Clasificación 2: Campos personalizados: Primario
Centro de costo: PM05 Equipo padre: Localización: \ SE PUNUTUMA PARQUE 69 kV Pr oveedor oveedor y g arantía: arantía: Nombre del proveedor:
Fecha de compra:
MIRON
10-noviembre-2005
UNIVERSIDAD AUTONOMA TOMAS FRIAS
(clave ISO) (revisión ISO)
CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA
Catálog Catálog o de Planes MANTENIMIENTO DE DE CT LADO ALTA/B AJA
Rég i m en : Fechas
Un i d ad :
Partes y actividades: Parte:
\
Ac ti vi da d: d: AJ AJ US TE D E B OR N ER AS EN GE N ER AL L
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 30 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: LIMPIEZA DE LOS AISLADORES Y CONECTORES
Datos generales:
Frecuencia: 3 Año(s) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 2 h 00 m Tipo: Preventivo Requiere paro: 1 día(s)
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 15 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: d: VE VE R I FI CA CI ON CO N EX I ON A TI ER R AS
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Ac ti vi da d: d: VI VI R I FI CA CI ON DE CI R CU I TOS SE CU N DA R I OS
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 20 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Catálogo de Planes
MTTO EQUIPOS DE CONTROL Y PROTECCION
Rég i m en : Fechas
Un i d ad :
Partes y actividades: Parte:
\
Ac ti vi da d: d: AC AC TU AL I ZA CI ON Y V ER I FI CA CI ON AJ US TES DE P R OTE CC I ON
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 1 h 00 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: d: AJ AJ US TE E N G EN ER AL DE B OR N ER AS EN CU BI CA L
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 2 h 00 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 30 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: REVICION CONEXION DE TIERRAS
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Ac ti vi da d: REVICION EN GENERAL DE LOS RELES AUXILIARES
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Ac ti vi da d: REVISION EN GENERAL DEL CABLEADO
Datos generales:
Duración: 0 h 40 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Catálogo de Planes
6 Mes(es) Frecuencia: Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Alta Prioridad: Clasificación 2:
Duración:
0 h 20 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 10 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 15 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: REVICION DE LA CONEXIONA TIERRA
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición Ac ti vi da d: REVISION DE SF6
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
MTTO PREVENTIVO DEL TRANSFORMADOR T-1
Rég i m en : Fechas
Un i d ad :
Partes y actividades: Parte:
\
Ac ti vi da d: d: AJ AJ US TE D E P I EZ AS D E FI JA CI ON Y V AL VU LA S
Datos generales:
Frecuencia: 3 Año(s) Clasificación 1: Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 1 h 00 m Tipo: Preventivo Requiere paro: 1 día(s)
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 0 h 30 m Tipo: Preventivo Requiere paro: No
Ac ti vi da d: d: AJ AJ US TE E N G EN ER AL DE B OR N ER AS
Datos generales:
Frecuencia: 6 Mes(es) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Catálogo de Planes
Medición: No requiere medición Ac ti vi da d: d: VE VE R I FI CA CI ON DE TOD AS LA S P I EZ AS DE TR AN SF OR M AD OR
Datos generales:
Frecuencia: 3 Año(s) Clasificación 1: EQUIPOS PRIMARIOS Medición: No requiere medición
Prioridad: Alta Prioridad: Alta Clasificación 2:
Duración: 2 h 00 m Tipo: Preventivo Requiere paro: 1 día(s)
CRONOGRAMA DE MANTENIMENTO PREVENTIVO BAHIA T-1 SUBESTACION: PUNUTUMA 69 kV EQUIPOS . A T O L A T A J T A N T B A C Y E M D . T C O T L E R T E N O N O D A D C A M E R . . T P I O U R Q P E Y . O L T O T R N T A N O M C . T A I N I C . N 0 O E T T 6 4 T O B N P A E D M E D R 1 . O T O D T A A I T M C N R N A O E T M F S O N P A R T
ene-18 ene-18 abr-18 abr-18 jul-1 jul-18 8
oct-18 oct-18 ene-19 ene-19
abr-19 abr-19 jul-19 oct-19 oct-19 ene-20 ene-20 abr-20 abr-20
AJUSTE DE BORNERAS EN GENERAL LIMPIEZA DE LOS AISLADORES Y CONECTORES VERIFICACION CONEXION A TIERRAS VERIFICACION DE CIRCUITOS SECUNDARIOS ACTUALIZACION DE AJUSTE DE PROTECCION AJUSTE DE BORNERAS EN GENERAL VERIFICACION DE CONEXION A TIERRA VERIFICACION LUBRICACION DEL MECANISMO OPERACIÓN ACTUALIZACION Y VERIFICACION AJUSTES DE PROTECCION AJUSTE EN GENERAL DE BORNERAS EN CUBICAL REVICION CONEXION DE TIERRAS REVICION EN GENERAL DE LOS RELES AUXILIARES REVISION EN GENERAL DEL CABLEADO REVISON CIRCUITO DE CALEFACCION EL CUBICAL AJUSTE DE BORNERAS EN GENERAL LIMPIEZA GENERAL DE LOS ASILADORES Y CONECTORES REV. EN GRAL Y LUBRICACION MECANIMO DE CONTROL REVICION DE LA CONEXIONA TIERRA REVISION DE SF6 AJUSTE DE PIEZAS DE FIJACION Y VALVULAS AJUSTE EN GENERAL DE BORNERAS INSPECCION DE FUJA DE ACEITE INSPECCION DE RUIDO INSPECCION NIVEL DE ACEITE REGISTRO TEMPERATURA DEL ACEITE VERIFICACION DE LA CONEXION A TIERRA VERIFICACION DE TODAS LAS PIEZAS DE TRANSFORMADOR TRANSFORMADOR
oct-20 oct20
OBESRVACIONES
REQUIERE PARO
REQUIERE PARO
REQUIERE PARO
REQUIERE PARO
REQUIERE PARO
NOTA.NO REQUIERE PARO REQUIERE PARO, PROGRAMAR CORTE
*
Elaborado por: Univ. Marco Antonio Mamani Mamani Fecha:5/12/17
jul-20 jul -20
EL CONOGRAMA SE APLICARA UNA VEZ DE SE DE LA PUESTA EN SERVICIO
