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Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
COORDINACIÓN COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA PROVINCIAL COTOPAXI ANTE EL CAMBIO DE CONFIGURACIÓN DE RED RADIAL A RED EN ANILLO.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
GUANO SINCHIGUANO XAVIER ARMANDO
DIRECTOR: Dr. Ing. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI CODIRECTOR: Dr. Ing. HUGO NEPTALÍ ARCOS MARTÍNEZ
DECLARACIÓN
Yo Xavier Armando Guano Sinchiguano, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
__________________ __________________________ ________ Xavier Armando Guano Sinchiguano
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Xavier Armando Guano Sinchiguano, bajo nuestra supervisión.
__________________ _________ ___________________ ____________ Dr. Ing. Fabián Ernesto Pérez Yauli DIRECTOR DEL PROYECTO
__________________ _________ ___________________ ____________ Dr. Ing. Hugo Neptalí Arcos Martinez CODIRECTOR DEL PROYECTO
AGRADECIMIENTO
A Dios por su amor y bondad infinita, los cuales me han permitido seguir adelante y seguir en una incesante lucha; los logros conseguidos hasta hoy son gracias a sus bendiciones. A mi familia entrañable, Sinchiguano Loma y Guano Sinchiguano, pilar fundamental y razón de mi vida, son los principales actores de mi desarrollo, gracias a sus aportes invaluables depositados en mi persona, que serán de entera ayuda para toda mi vida. A ti Ana Gabriela, has sido mi apoyo en cualquier momento de mi vida, este logro no fue fácil, pero gracias a tu amor, ayuda y motivación se ha hecho realidad este sueño. A la empresa ELEPCO S.A, que de manera generosa me brindó la oportunidad de llevar a cabo este proyecto, en especial a los Ings. Miguel Lucio, Williams Olalla, Carlos Saavedra y Luis Chanatásig, quienes son mis promotores de motivación y conocimiento, tanto en el campo laboral y personal. A mi Director y Codirector, Dr. Fabián Pérez y Dr. Hugo Arcos, dedico mi agradecimiento más sincero por los esfuerzos y dedicación empleado en m i persona, ya que gracias a sus conocimientos, orientaciones y paciencia han representado un apoyo fundamental en la realización de este trabajo. Mi lealtad, admiración y gran deuda hacia ustedes por todo lo recibido durante el periodo de tiempo como alumno y tesista.
DEDICATORIA
Este trabajo está dedicado a las personas más importantes en mi vida; a mi Familia querida, ya que gracias al apoyo absoluto hacen posible la culminación de esta meta.
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CONTENIDO CONTENIDO .................................................................................................................................... I RESUMEN ..................................................................................................................................... VI PRESENTACIÓN............................................................................................................................. IX ................................................................................................................................... 1 GENERALIDADES............................................................................................................................ 1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 1 OBJETIVO ............................................................................................................................ 1 1.2.1 OBJETIVO GENERAL.................................................................................................... 1 1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................................................. 1 ALCANCE............................................................................................................................. 2 JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................................................... 2 ................................................................................................................................... 4 MARCO TEÓRICO........................................................................................................................... 4 FILOSOFÍA DE PROTECCIONES............................................................................................ 4 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIONES ..................................................... 5 PRINCIPIO DE OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIONES ..................................... 5 2.3.1 PROTECCIÓN PRIMARIA ............................................................................................. 6 2.3.2 PROTECCIÓN SECUNDARIA ........................................................................................ 6 PROPIEDADES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIONES ........................................................ 8 2.4.1 SENSITIVIDAD ............................................................................................................. 8 2.4.2 SELECTIVIDAD............................................................................................................. 8 2.4.3 RAPIDEZ...................................................................................................................... 8 2.4.4 CONFIABILIDAD .......................................................................................................... 8 DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN .......................................................................................... 9 2.5.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE......................................................................... 9 2.5.2 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE ........................................................................... 10 2.5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN ............................................................................................ 12 2.5.4 RELÉS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE ......................................................... 14 2.5.5 RELÉS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL .................................. 18 OPERACIÓN COORDINADA DE PROTECCIONES ............................................................... 19 2.6.1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON RELÉS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEFINIDO........................................................................................................................... 19 2.6.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON RELÉS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO ............................................................................................................................ 20
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2.6.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON RELÉS DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO E INSTANTÁNEA ................................................................................................. 21 PROTECCIONES DE ELEMENTOS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ............................ 22 2.7.1 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR ...................................................................... 22 2.7.2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ............................................................. 28 AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN .................................................................. 30 2.8.1 AJUSTES REQUERIDOS PARA TCs Y TPs. ................................................................... 31 2.8.2 SELECCIÓN DE LOS RELÉS PARA TRANSFORMADORES ............................................ 33 2.8.3 LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN .................................................................................... 35 ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS EN POWERFACTORY ...................................................... 41 NORMA INTERNACIONAL ESTANDARIZADA IEC 60909 (ANÁLISIS DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITOS EN SISTEMAS TRIFÁSICOS DE CORRIENTE ALTERNA) ............................... 42 ................................................................................................................................. 45 DESCRIPCIÓN Y MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ................ 45 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 45 ÁREA DE CONCESIÓN ....................................................................................................... 45 FUENTES DE SUMINISTRO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .................................................... 46 NODOS DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO SNI ................................................ 47 3.4.1 SUBESTACIÓN MULALÓ 138 kV ............................................................................... 47 3.4.2 SUBESTACIÓN AMBATO 138 kV ............................................................................... 49 3.4.3 SUBESTACIÓN QUEVEDO 69 kV ............................................................................... 50 3.4.4 GENERACIÓN PROPIA............................................................................................... 51 LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN .......................................................................................... 53 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y ELEVACIÓN ........................................................... 56 3.6.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ......................................................................... 56 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ACTUAL ........................................... 59 3.7.1 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO .................................................................... 59 FLUJOS DE POTENCIA EN LA ZONA CENTRO Y OBTENCIÓN DE RESULTADOS ................. 60 3.8.1 DEMANDAS MÁXIMA Y MÍNIMA DEL AÑO 2015 ..................................................... 61 3.8.2 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ....................... 62 3.8.3 FLUJOS DE POTENCIA ............................................................................................... 62 3.8.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA .......................................................................... 71 CORTOCIRCUITOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ...................... 71 3.9.1 OPERACIÓN EN ANILLO ............................................................................................ 71 ................................................................................................................................. 73 EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ......... 73
III
CONCEPTOS GENERALES .................................................................................................. 73 4.1.1 CONFIABILIDAD ........................................................................................................ 73 4.1.2 INDICADORES DE CONFIABILIDAD ........................................................................... 74 4.1.3 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD ............................................................... 75 4.1.4 NÚMEROS ALEATORIOS ........................................................................................... 75 4.1.5 NÚMEROS PSEUDOALEATORIOS ............................................................................. 76 DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO UTILIZADO .......................................................................... 77 4.2.1 MÉTODO
DE SIMULACIONES DE MONTECARLO ...................................................... 77
USO DE LA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL EN POWERFACTORY ............................... 78 4.3.1 ESTRUCTURA ............................................................................................................ 78 4.3.2 INGRESO DE LA RED ................................................................................................. 79 4.3.3 DEFINICIÓN DE VARIABLES ...................................................................................... 82 APLICACIÓN AL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Y RESULTADOS..................................... 84 4.4.1 RED CON LÍNEA ABIERTA.......................................................................................... 85 4.4.2 RED CON LÍNEA CERRADA ........................................................................................ 86 VALORES DE ENS DETERMINADOS EN DÓLARES ............................................................. 87 4.5.1 CALCULO DEL VPN .................................................................................................... 88
4.5.2 APLICACIÓN DE LAS ECUACIONES PARA DETERMINAR EL VALOR PRESENTE NETO VPN.................................................................................................................................... 89 ................................................................................................................................. 91 ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ....................................................................................................................... 91 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 91 RELÉS INSTALADOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. .................... 92 5.2.1 TRANSFORMADOR ................................................................................................... 92 5.2.2 DATOS RECOPILADOS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ................................................................................... 92 SELECCIÓN DEL TIPO DE RELÉ EN CADA ELEMENTO DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN .................................................................................................................. 97 5.3.1 SELECCIÓN DEL RELÉ PARA LOS TRANSFORMADORES DE SUBTRANSMISIÓN ...... 97 5.3.2 SELECCIÓN DEL RELÉ PARA LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ............................. 99 CÁLCULO DE LOS TCs Y TPs PARA LOS RELÉS PLANIFICADOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ...................................................................................... 102 5.4.1 CÁLCULO DE TCs PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ................................... 102 5.4.2 CÁLCULO DE TPs PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ................................... 106 AJUSTE DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. .......................................................................................................................... 106
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5.5.1 AJUSTE DE LOS RELÉS PARA LOS TRANSFORMADORES ......................................... 106 5.5.2 AJUSTE DE LOS RELÉS PARA LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ............................ 111 RESUMEN DE LOS AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN. .................................... 124 DIVISIÓN POR ZONAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ................. 135 5.7.1 ZONA_ILL_CALV ..................................................................................................... 136 5.7.2 ZONA_LAIGUA_SRAF.............................................................................................. 138 COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES EN LOS TRANSFORMADORES DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ................................................................................................................ 140 5.8.1 EJEMPLO DE VALIDACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ................. 142 5.8.2 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN PUJILÍ 69/13.8 kV .............................................. 142 5.8.3 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN LA COCHA 69/13.8 kV ....................................... 146 5.8.4 COMENTARIO GENERAL ......................................................................................... 153 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LAS LÍNEAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ..................................................................................................................... 154 5.9.1 DIVISIÓN DE RECORRIDOS ESTRATÉGICOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ..................................................................................................................... 154 5.9.2 DIAGRAMA DE COORDINACIÓN DISTANCIA VS TIEMPO. ...................................... 157 5.9.3 EJEMPLO DE VALIDACIÓN DE LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ................. 159 5.9.4 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA EL RECORRIDO LAIGUA ILLUCHI ......... 185 COMPROBACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL RELÉ DE BAJO VOLTAJE 27 ......................... 188 ............................................................................................................................... 191 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................................................................................... 191 CONCLUSIONES .............................................................................................................. 191 RECOMENDACIONES ...................................................................................................... 192 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................. 194 ANEXO 1 .................................................................................................................................... 197 RESULTADOS DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN RADIAL DE ELEPCO S.A.............................................................................................................................................. 197 ANEXO 2 .................................................................................................................................... 198 RESULTADOS DE FLUJO DE POTENCIA DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN EN ANILLO DE ELEPCO S.A. ............................................................................................................................... 198 ANEXO 3 .................................................................................................................................... 199 MODELACIÓN DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. ........ 199 ANEXO 4 .................................................................................................................................... 200 MANUAL DE USUARIO UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD [15]. ...................... 200 ANEXO 5 .................................................................................................................................... 203 DIVISIÓN POR ZONAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S
V
ANEXO 6 .................................................................................................................................... 204 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS EN LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ..................................... 204
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RESUMEN Las protecciones eléctricas tienen un rol fundamental para la adecuada operación y seguridad dentro de un sistema eléctrico de potencia, particularmente para los sistemas de subtransmisión por ser el sistema que abastece de energía a las empresas distribuidoras desde los puntos de interconexión hasta los centros de carga, y por ello viene a convertirse en un sistema de vital importancia dentro de estas empresas, que requiere un eficiente sistema de protecciones, para asegurar la integridad del personal y de los elementos eléctricos protegidos y la continuidad del servicio eléctrico. Por tal motivo, el sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi (ELEPCO S.A.), debido al cambio topológico planificado por la empresa, pasando de un sistema radial a un sistema en anillo, requiere el diseño de un sistema de protecciones que mediante su implementación permitan transportar la energía de forma segura y confiable, mejorando la calidad del servicio eléctrico de sus usuarios. Para cumplir con los objetivos propuestos en este trabajo de titulación, se especifica en primera instancia una visión general de la teoría de protecciones, la cual comprende las principales características y ajustes requeridos para el diseño del sistema de protecciones, esto aplicado para los equipos componentes del sistema de subtransmisión como son: transformadores y líneas de subtransmisión; para el efecto se investigó fundamentación teórica de protecciones basada en normas y literatura especializada en el tema con el fin de proponer el sistema de protecciones adecuado para cada uno de los equipos de potencia. Además, se analiza el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., tanto para la condición actual como para la planificada, con el fin de obtener un modelo matemático que represente el sistema físico como tal; para cumplir con este fin, la empresa ELEPCO S.A., mediante las direcciones de: Planificación, Generación y Técnica facilito la información necesaria para establecer un modelo eléctrico adecuado, información que permitió modelar el sistema de
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subtransmisión en el programa PowerFactory y realizar los estudios requeridos para este trabajo de titulación. Los estudios de flujos de potencia permitieron determinar la situación actual de operación del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., y los efectos producidos en el sistema al aplicar el cambio topológico planificado en la red, bajo los diferentes escenarios de demanda como son: máxima y mínima, para dicho análisis se emplea el programa computacional PowerFactory. El sistema de subtransmisión también fue sometido a un estudio de confiabilidad, el cual permitió cuantificar los índices de confiabilidad como son: probabilidad de perdida de carga (LOLP) y energía no suministrada (ENS), los cuales se compararon para dos condiciones tanto para el sistema actual (radial) y el sistema planificado (en anillo), y con ello determinar bajo cuál de estas
dos
condiciones
el
sistema
adquiere
mayor
confiabilidad;
independientemente del sistema de protecciones. En el análisis de cortocircuitos, se realizó un conjunto de simulaciones de fallas en diferentes puntos de la red modelada, con el fin de determinar las corrientes de cortocircuito, que sirvieron de apoyo para la calibración y verificación de los ajustes de las funciones de protección, aplicada en los transformadores y las líneas de subtransmisión. Dado que al sistema se planifica cambiar a un sistema en anillo; dicho cambio afecta directamente a los flujos de corriente tanto en magnitud como en dirección; razón por la cual fue necesario analizar los transformadores de corriente (TCs) y verificar si presentan o no problemas de saturación bajo las nuevas condiciones de operación; además de ello se analizó los relés que pueden seguir operando dentro del sistema de potencia, dada sus características propias de cada uno de ellos. Utilizando los resultados tanto de los flujos de potencia y cortocircuitos se procedió a realizar la coordinación de protecciones con los elementos seleccionados anteriormente (relés y TCs). Finalmente se resume los resultados obtenidos de la propuesta de ajuste y coordinación del sistema de protecciones; cerrando el estudio se presentó las
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conclusiones y recomendaciones que han surgido tras el desarrollo de este trabajo de titulación.
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PRESENTACIÓN El presente trabajo tiene como principal objetivo, realizar un estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión a 69 kV de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi (ELEPCO S.A.) considerando su operación de red en anillo. El Capítulo 1 presenta una introducción del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., además de los objetivos generales y específicos, finalmente la justificación del trabajo. El Capítulo 2 comprende el marco teórico, con el que se determinan las condiciones de operación del sistema de protecciones en general. Para este propósito se realizó consultas en libros, papers, referencias bibliográficas entre otros, que fueron fuente de información sobre los componentes de los sistemas de subtransmisión y de sus sistemas de protección. Además de ello se solicitó a los diferentes departamentos de la empresa, información efectiva para la realización de este trabajo, como es el área de Planificación, Estudios Técnicos, Generación, entre otros. El Capítulo 3 presenta una descripción de la modelación y validación del sistema, tomando como base la información recopilada, se realizó la modelación del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. utilizando el programa computacional PowerFactory. Dicha modelación se llevó a cabo considerando la situación actual de la red, para luego ajustarla a la nueva configuración en anillo; la cual es motivo de este estudio. Para establecer las demandas de estudio, se examinaron los consumos medidos durante el año 2015 y el primer semestre del año 2016 en los puntos de entrega del Sistema Nacional Interconectado (SNI), con el fin de validar dicha modelación; una vez validado el modelo se utiliza las demandas máximas y mínimas producidas en el primer semestre del año 2016, con el objeto de realizar el estudio con los datos actualizados y obtener resultados con mayor confiabilidad. En el Capítulo 4 se realiza la evaluación de confiabilidad. Una vez obtenida la modelación, se modificó la misma acorde a la codificación utilizada por el lenguaje de programación en Digsilent (DPL) realizado en un trabajo de
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titulación sobre análisis de confiabilidad; realizado esto se ejecutó flujos óptimos de confiabilidad en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., tanto en condiciones actuales como en la nueva configuración en anillo. En el Capítulo 5 se realiza los ajustes y coordinación de protecciones. Una vez validada la modelación, se conectó la línea de subtransmisión HOLCIM-SAN RAFAEL a 69 kV con la subestación SAN RAFAEL del mismo nivel de voltaje, bajo esta condición se obtuvo la nueva configuración del sistema. A continuación se realizó un estudio de coordinación de protecciones, para lo cual se consideró las protecciones adecuadas de sobrecorriente direccional y no direccional en los diferentes equipos como transformadores y líneas del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A.; con este análisis permitió determinar los ajustes requeridos para cada relé utilizado. El funcionamiento adecuado de las protecciones de acuerdo a los ajustes propuestos se verificó a través de varias simulaciones de cortocircuitos. En los casos particulares donde se necesite requerimientos adicionales como protección de bajo voltaje fueron solventados en función de los resultados obtenidos de las simulaciones. Finalmente en el Capítulo 5 se realiza una recopilación de los criterios de coordinación de las protecciones utilizadas, considerando el cambio de configuración del sistema de subtransmisión, éstos, representan los resultados obtenidos de la realización del presente trabajo de titulación. En el Capítulo 6 se presentan las conclusiones y recomendaciones que se obtuvieron después de haber realizado el trabajo de coordinación de protecciones.
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GENERALIDADES INTRODUCCIÓN La Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi (ELEPCO S.A.) tiene previsto realizar, en un futuro cercano, un cambio topológico de sus redes de subtransmisión. Dicho cambio implica cambiar la red de una configuración radial a una en anillo. En las condiciones operativas actuales, la demanda eléctrica de ELEPCO S.A. es atendida de forma radial desde dos puntos de entrega pertenecientes al Sistema Nacional de Transmisión (SNT). El primero de ellos corresponde a la bahía Latacunga de la subestación Ambato – TRANSELECTRIC y el segundo punto de entrega está representado por la subestación Mulaló – TRANSELECTRIC. Para la configuración en anillo, se pretende interconectar estos puntos de entrega a través de la subestación San Rafael de ELEPCO. Uno de los principales problemas técnicos que se presentan con este cambio topológico, está relacionado con la coordinación de protecciones existentes en las instalaciones operativas, por lo que un estudio que permita establecer su coordinación, es requerido.
OBJETIVO 1.2.1 OBJETIVO GENERAL Realizar el estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión a 69 kV de la Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi (ELEPCO S.A.) considerando su operación de red en anillo. 1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Modelar la red de subtransmisión eléctrica a 69 kV de ELEPCO S.A. y los puntos de entrega del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) en el programa computacional Power Factory.
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Actualizar y modelar la información proporcionada por ELEPCO S.A. sobre los sistemas de protección implementados a nivel de 69 kV.
Evaluar índices de confiabilidad tanto para la topología actual (radial) como para la proyectada (configuración en anillo).
Establecer
los
ajustes
adecuados
de
las
protecciones
de
sobrecorriente y recomendar la implementación de protecciones en otros puntos de la red de subtransmisión, para un funcionamiento adecuado bajo la operación de la red en anillo.
ALCANCE El presente trabajo de titulación define como alcance realizar un estudio de coordinación de protecciones del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., debido al cambio topológico planificado por la empresa, de sistema radial a sistema en anillo, el cual involucra relés de sobrecorriente, direccional y bajo voltaje. Dicho trabajo es con el objeto de proponer el sistema de protecciones con el equipamiento y ajustes requeridos. La implementación de los ajustes presentados en este trabajo, queda a criterio de la empresa distribuidora ELEPCO S.A.
JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO A nivel de subtransmisión, las líneas eléctricas de ELEPCO S.A. tienen implementadas protecciones de sobrecorriente direccional y no direccional para proteger sus equipos y circuitos. Estas protecciones han demostrado un funcionamiento correcto junto con una coordinación adecuada bajo la configuración radial en la que opera actualmente. Sin embargo, el cambio topológico que se dará a futuro a una configuración en anillo, exige un verdadero reto en cuanto a la coordinación de dichas protecciones de sobrecorriente y bajo voltaje. El presente trabajo de titulación pretende hacer frente al mencionado reto y, a través de un estudio de coordinación de protecciones, se determina los ajustes
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adecuados en las protecciones existentes y recomienda la implementación de protecciones en puntos estratégicos del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. para que en conjunto funcionen correctamente.
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MARCO TEÓRICO Este capítulo se enmarca en la revisión de los conceptos, definiciones y criterios técnicos científicos, necesarios para establecer el sistema de protecciones adecuado, además permite conocer los diferentes tipos y modos de funcionamiento de los elementos que conforman estos sistemas, con el objeto de garantizar una eficiente operación que vaya acorde a las exigencias que demanda el sistema eléctrico a protegerse. También se requiere analizar algunas propiedades básicas que deben cumplir estrictamente los sistemas de protecciones para su funcionamiento. También, se describe brevemente sobre los dispositivos de protección más utilizados en los equipos de subtransmisión, para minimizar los daños provocados por las fallas, detallando sus características más importantes. Así como también se especifica una introducción a la coordinación de protecciones para cada uno de estos equipos. Al finalizar este capítulo se revisa la teoría de ajuste y coordinación de protecciones de los equipos que conforman el sistema de subtransmisión, con el fin de cumplir con las propiedades básicas de: selectividad, sensibilidad, rapidez y confiabilidad.
FILOSOFÍA DE PROTECCIONES El objetivo principal de un sistema de protecciones es proteger tanto al personal que opera los equipos del sistema, como a los equipos que conforman el sistema eléctrico, mitigando los efectos de eventos o perturbaciones que pudieran ocurrir en la operación o maniobra de dichos equipos [1]. Para cumplir con este objetivo, la filosofía de protecciones indica que todo el sistema eléctrico debe estar cubierto totalmente por los sistemas de protecciones,
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es decir que no deben existir zonas sin protección o zonas muertas [2]. Detalle en la Figura 2.1.
Figura 2.1: Zonas 2.1: Zonas muertas en los sistemas de potencia [3].
COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIONES En el caso más general un sistema de protecciones está compuesto por los siguientes elementos [4], [2]:
Transformador de medida (transductor).
Relé de protección.
Interruptor o disyuntor.
Batería.
PRINCIPIO DE PROTECCIONES
OPERACIÓN
DE
LOS
SISTEMAS
DE
El principio de operación de los sistemas de protección se basa en que siempre debe existir más de un equipo de protección (protección de respaldo), dado el caso que el equipo de protección principal falle (protección primaria). Para determinar si los equipos de protección actúan de manera principal, o de manera secundaria es necesario delimitar las zonas de operación de dichos equipos, de tal manera que, si un equipo de protección actúa habiéndose ocurrido una falla fuera de su zona de protección primaria, este equipo actuó como protección de respaldo. El detalle gráfico de estas operaciones se da en la Figura 2.2 [1].
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2.3.1 PROTECCIÓN PRIMARIA La protección primaria es la primera línea de defensa que tienen los equipos del sistema ante cualquier perturbación o falla. Las zonas de protección primaria se caracterizan por:
Están delimitadas por la ubicación de transformadores de medida o disyuntores [1].
Cada elemento del sistema eléctrico cuenta con su propia zona de protección [1].
Existe una pequeña zona resultante de la superposición de zonas de protección adyacentes, cuya probabilidad de presencia de fallas es bastante pequeña [1]. En la Figura 2.2 se aprecia un sistema eléctrico delimitado por las zonas de protección primaria.
Figura 2.2: Sistema eléctrico delimitado por zonas de protección primaria [1].
2.3.2 PROTECCIÓN SECUNDARIA La protección secundaria actúa en el caso de que la protección principal o primaria falle, y también se dirige a través de las zonas de protección, las cuales pueden ser: Zona de protección de respaldo local: Instalada en la misma posición (zona) de la protección primaria.
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Zona de protección de respaldo remota: Instalada en la subestación adyacente a la zona de protección primaria. Las zonas de protección secundaria o de respaldo se caracterizan por ser:
Mucho más amplias que las zonas de protección primarias y se extienden en una dirección dada [2].
La protección primaria y la protección de respaldo tienen elementos constitutivos diferentes [2].
El único elemento que tienen en común las protecciones primarias y de respaldo es el disyuntor [2].
En la Figura 2.3 se aprecia un sistema eléctrico delimitado por las zonas de protección de respaldo.
Figura 2.3: Sistema eléctrico delimitado por zonas de protección de respaldo [3].
La protección de respaldo local facilita el mantenimiento de los sistemas de protección, sin embargo, ante su operación se desconectan un número de elementos mayor al número de elementos necesario para despejar una falla [1]. Cabe mencionar que un sistema de protecciones que opera como protección primaria para algunas fallas puede actuar como protección de respaldo para otro tipo de fallas, a este evento se lo llama ventaja incidental o ac cidental [2]. Para que un sistema de protecciones trabaje adecuadamente, es necesario que la protección primaria y la protección de respaldo actúen de manera instantánea y temporizada, respectivamente, a pesar de que ambas protecciones arrancan al mismo instante ante la detección de una falla, su operación es a diferente tiempo
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en función de lo programado. En el caso de que cualquier elemento de protección opere y despeje la falla, todos los demás elementos se resetean, sin dar lugar a operaciones incorrectas de los elementos de protección que no entraron en funcionamiento.
PROPIEDADES DE LOS SISTEMAS DE PROTECCIONES Todo sistema de protecciones debe cumplir con cuatro criterios para ser considerado como un sistema eficiente y seguro de protecciones. Dichos criterios son: 2.4.1 SENSITIVIDAD El sistema de protecciones debe ser lo suficientemente sensible como para operar de manera confiable, tomando en cuenta las condiciones que provocan la menor tendencia a la operación de los equipos [5]. 2.4.2 SELECTIVIDAD En el diseño de un sistema de protecciones, se debe tener presente la secuencia de operación de los relés, de tal manera que si ocurre una falla en algún elemento, sea la protección prevista para este elemento la que actúe (protección primaria), y no la protección de otros elementos (protección secundaria). Esto significa que la selectividad define que, el sistema de protecciones debe desconectar como primera prioridad únicamente el elemento en falla, pero si esto no ocurre debe en lo posible desconectar el menor número de equipos para despejar la falla [5]. 2.4.3 RAPIDEZ Los sistemas de protecciones deben despejar la falla lo más rápido posible a través de la desconexión del elemento bajo falla [5]. 2.4.4 CONFIABILIDAD Tiene que ver con la forma correcta de implementación, aplicación y mantenimiento de los sistemas de protecciones, ya que la no operación continua
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de los equipos de protecciones da lugar a óxido en sus contactos de salida, pudiendo obstruir la manera adecuada de funcionamiento de los mismos [5]. Si los sistemas de protecciones cumplen con estas cuatro propiedades básicas, permiten mitigar los efectos de las fallas que ocurren en el sistema eléctrico, los cuales son: riesgo al personal, riesgo a los equipos que consecuentemente ponen en riesgo al sistema; como también se está reduciendo el costo de reemplazar un equipo, reducir la carga desconectada y el tiempo que algunos equipos estén fuera de servicio [4].
DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Los dispositivos básicos que intervienen en un sistema de protecciones se analiza en dos grupos; los primeros de ellos serán los dispositivos sensores, los cuales son transformadores de corriente y voltaje. 2.5.1 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Los transformadores de corriente (TCs) como su nombre lo indica son dispositivos que transforman la corriente de su valor original, a un valor con el cual otros dispositivos puedan tolerar y operar, por lo general ese valor es bastante menor al original.
Figura 2.4: Diagrama circuital de un transformador de corriente [4].
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El objetivo principal de un transformador de corriente es tener una reproducción fiel de la onda de corriente original tanto en magnitud como en ángulo, sin embargo, no es posible obtener una reproducción 100% igual a la onda original, ya que se necesita un pequeño valor de corriente para magnetizar el núcleo del transformador, además de las corrientes correspondientes a las pérdidas del mismo [6]. Los transformadores de corriente utilizados para protección son diseñados de tal manera que soporten grandes corrientes y no entre en zona de saturación, y al estar conectados a una impedancia fija, se espera que trabajen con grandes voltajes [5].
Figura 2.5: Curva característica de voltaje (E) - corriente (I) del TC [3].
2.5.2 TRANSFORMADORES DE VOLTAJE La función principal de los transformadores de voltaje es aislar el alto voltaje a los circuitos secundarios como son: equipos de medida, de protección y de control; con el mismo criterio de los transformadores de corriente, su misión es la de reproducir fielmente las ondas de voltaje del primario a secundario para su posterior procesamiento [5]. Los transformadores de voltaje pueden ser:
Divisores de voltaje resistivos mixtos (arreglo de resistencias, capacitores e inductores).
Transformadores de potencial.
Divisores capacitivos de potencial.
11
2.5.2.1 Transformadores de Potencial Los transformadores de potencial (TPs) son muy parecidos a los transformadores de distribución, la diferencia radica en que en su núcleo los transformadores trifásicos se componen de cinco columnas, con la finalidad de permitir el paso del flujo magnético originado por la secuencia cero [5]. La Figura 2.6 ilustra los componentes de un transformador de potencial.
Figura 2.6: Diagrama de un transformador de potencial [2].
2.5.2.2 Divisores Capacitivos de Potencial Consisten básicamente en un arreglo de capacitores en serie conectados desde la línea a tierra, donde el voltaje del secundario se toma del último condensador conectado; en la Figura 2.7 se detalla el diagrama circuital de un TP de estas características.
12
Figura 2.7: Diagrama circuital de un divisor capacitivo de potencial [5].
2.5.3 RELÉS DE PROTECCIÓN Los relés de protección operan ante la detección de algún cambio en las señales eléctricas que supervisan, las cuales pueden ser: magnitud de voltaje, corriente, frecuencia, angular, etc. [1]. Como también proporcionan datos o información importante sobre la falla, los cuales servirán para un posterior análisis con el fin de dar con el origen y afectación de la falla [1]. 2.5.3.1 Tipos de Relés Según su tecnología se clasifican en [1]:
Relé Electromecánico.
Relé Estático o de Estado Sólido.
Relé Digital.
Relé Numérico.
Entre los relés electromecánicos tenemos el relé tipo solenoide y de inducción.
13
Relé electromecánico tipo solenoide
El relé electromecánico está formado por un solenoide, un émbolo y los contactos eléctricos. Al circular una corriente por la bobina cuyo valor es mayor a una
corriente umbral o de referencia ( ), la fuerza magnetomotriz mueve al émbolo cerrando los contactos haciendo que el relé empiece a operar [4]. Relé electromecánico de inducción
El relé de inducción está formado por un disco que gira debido a la presencia de un campo magnético variable en el tiempo. Al existir un campo magnético variable en el tiempo se genera un torque, el cual es capaz de hacer girar el disco hasta que los contactos móviles conecten con los contactos de referencia [4]. Para calibrar el tiempo de respuesta es necesario mover el dial del tiempo, cuya función es alejar o acercar los contactos móviles al de referencia, logrando variar el tiempo en el que el disco alcanza la posición de los contactos de referencia. Relés Estáticos o de Estado Sólido
Este tipo de relés aparecen por primera vez a inicios de los años 50, y se caracterizan por basarse en electrónica de potencia, al no poseer elementos móviles sus tiempos de reseteo son prácticamente nulos, además de que no existen deterioro de contactos de salida al momento de la operación del relé. Este tipo de relés poseen todas las características favorables de los relés electromecánicos, y además permiten tiempos de coordinación adecuados, una de las principales desventajas es que son muy sensibles ante las variaciones bruscas de temperatura. Relés Digitales
Son muy parecidos a los relés de estado sólido, pero en este caso ya se cuenta con una conversión análoga digital. Relés Numéricos
Son relés que funcionan en base a algoritmos, y a su vez se puede programar en ellos un conjunto de funciones, es decir que este relé representa un conjunto de
14
relés electromecánicos. Su principal ventaja es que cuenta con un registrador de eventos, sin embargo su programación es laboriosa. Relés de Protección Un relevador de protección es un dispositivo que sensa cualquier cambio en la
señal que está recibiendo, usualmente desde una fuente de corriente o de voltaje. Si la magnitud de la señal de entrada está fuera de un rango pre-ajustado, el relevador opera, para cerrar o abrir contactos eléctricos e iniciar alguna operación [1]. Finalmente en la Tabla 2.1, se clasifican los relés de acuerdo al tipo de protección que brinda: Tabla 2.1: Clasificación de los relés acuerdo al tipo de protección que brindan [1]. Relés Relés de sobrecorriente instantáneo Relés de sobrecorriente de tiempo inverso Relés de bajo voltaje Relés de sobrecorriente direccional
Código 50 51 27 67
2.5.4 RELÉS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE Funcionan como protección principal o primaria para alimentadores o líneas de transmisión; como protección de respaldo para transformadores, barras, líneas y generadores. Para definir el funcionamiento de un relé de protección de sobrecorriente, primero se define lo que es una sobrecorriente. Se entiende por sobrecorriente a cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal indicado en el dispositivo de protección, en el equipo eléctrico o en la capacidad de conducción de corriente de un conductor [5]. La sobrecorriente puede ser causada por una sobrecarga, un cortocircuito o una falla a tierra. 2.5.4.1 Principio de funcionamiento de los relés de protección de sobrecorriente Básicamente el relé compara la corriente que proviene de los TCs con la corriente de arranque del relé (corriente de pick up). Para el ajuste de la protección de
15
sobrecorriente se requiere la corriente de arranque, la posición del dial y el tipo de curva característica de cada relé [2]. 2.5.4.2 Características de Operación De acuerdo a las características de operación, los relés de sobrecorriente pueden clasificarse mediante el siguiente esquema [3]:
Instantánea Característica del Relé
Tiempo definido
Inverso
Tiempo Inverso
Muy Inverso
Temporizada
Extremadamente Inverso
Figura 2.8: Tipos de relés según sus características de operación [Elaboración propia]
La Figura 2.8., resume las características de operación de los relés de sobrecorriente, esto para los direccionales y no direccionales. 2.5.4.3 Protección de Sobrecorriente Instantánea Este tipo de relés no son muy utilizados como unidades solitarias, generalmente operan en combinación con otros tipos de relés para permitir una operación coordinada de protecciones. En la característica instantánea el sistema de protecciones generalmente opera como límite máximo dentro de los 100 milisegundos, dado que es la suma de los tiempos de operación del relé, el sistema de control y el disyuntor. En la Tabla 2.2 se presenta los tiempos de operación para cada uno de los elementos que conforma el sistema de protecciones [2].
16
Tabla 2.2: Tiempos de operación de los elementos del sistema [2]. Elemento Relé
Tiempo de operación (ms) 17
Sistema de control
20
Disyuntor
50
Total
87
2.5.4.4 Protección de Sobrecorriente de Tiempo Inverso Son aquellas protecciones que tienen por función la medición permanente de la intensidad de corriente de un circuito en particular, a fin de compararlo con los valores de ajustes predefinidos y establecer si existe una condición de elevados niveles de intensidad de corriente o falla. La principal ventaja de este tipo de relé es que la velocidad de respuesta del relé de sobrecorriente aumenta conforme aumenta la corriente, es decir que mientras mayor sea la corriente aplicada, menor es su tiempo de operación. Cabe recalcar que, el relé no opera mientras la corriente no sea mayor a una corriente de arranque (pick up). Tomando en cuenta que, para la coordinación de protecciones se debe ajustar tanto la corriente umbral (variando el tap), como el tiempo de respuesta del relé (variando el dial), se obtiene la siguiente familia de curvas para el relé de sobrecorriente de tiempo inverso, detalle en la Figura 2.9. En la práctica, las curvas características de este tipo de relés se grafica el tiempo en función del número de veces la corriente mínima de operación (corriente de pickup), en lugar de la corriente en amperios.
17
Figura 2.9: Familia curvas de tiempo inverso [Elaboración propia].
En el ajuste del relé de sobrecorriente, es necesario definir el tipo de curva que se va a utilizar. Para este estudio se utiliza la curva de tiempo inverso, donde el tiempo de operación está dado por una función exponencial:
1
Según la norma IEC 255-31, establece los ajustes para el relé: t:
Tiempo de actuación.
TMS: Dial de tiempo. K:
1 Norma
:
Constante de ajuste. Corriente que mide el relé durante la falla.
Internacional IEC 255-3 segunda edición 1989-05
( 2.1)
18
:
α:
Corriente de pick-up o también llamada corriente de arranque. Parámetro definido de acuerdo a la curva característica.
Se define las constantes de ajuste para cada una de las curvas; α, K y C , estos valores son estandarizados por las normas, donde se establece el valor de acuerdo a la norma y tipo de curva aplicada, como se detalla en la Tabla 2.3. Tabla 2.3: Constantes de ajuste del relé de sobrecorriente [3]. IEC CARACTERÍSTICA Tiempo definido Normal inverso Muy inverso Extremadamente inverso Inverso de tiempo largo
ANSI/IEEE
α
K
C
α
K
C
0.02 1 2 1
0 0.14 13.5 80 120
1 0 0 0 0
2.0938 2 2 2
8.9341 3.922 5.64 5.6143
0.1796 0.0982 0.02434 2.18592
2.5.5 RELÉS DE PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE DIRECCIONAL Son relés que supervisan el sistema eléctrico de potencia en una sola dirección, para los casos en los que se tengan líneas múltiples y la energía pueda fluir en ambos sentidos [2]. Dado que en un sistema de corriente alterna, el sentido de la corriente es relativo, sólo se puede conocer dicha dirección de corriente comparándola con otra variable de referencia, tal es el caso en los sistemas de tipo mallado o en anillo, donde existen varias fuentes de alimentación lo que da lugar a que existan corrientes bidireccionales, por lo que resulta complicado separar a las corrientes que se dirigen hacia la falla de las corrientes que fluyen normalmente por el sistema, consecuentemente el sistema de protecciones desconectaría esa parte del circuito y con ello no cumple la propiedad básica de selectividad. La solución a este problema es utilizar la dirección que tiene el flujo de la potencia activa (P), de esa manera un sistema de protecciones basado en la medida de la potencia activa operará solamente para una determinada dirección y evita la operación del equipo cuando la corriente fluya en la dirección opuesta.
19
Para los relés de sobrecorriente direccional se escoge un elemento o una señal de referencia que proporcione direccionalidad, por lo general la señal de referencia suele ser el fasor de voltaje de diferente fase [3]. Detalle en la Figura 2.10. Barra infinita
Relé de sobrecorriente
Relé de sobrecorriente direccional
Figura 2.10: Aplicación de la protección de sobrecorriente direccional en un sistema de varias fuentes de alimentación [Elaboración propia].
OPERACIÓN COORDINADA DE PROTECCIONES Una vez conocidas las características y los principios de funcionamiento de los tipos de relés mencionados anteriormente, se combina entre ellos con el objeto de obtener un sistema de protecciones que cumpla con las cuatro propiedades y sea considerado como un sistema adecuado de protecciones [7]. 2.6.1 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SOBRECORRIENTE DE TIEMPO DEFINIDO
CON
RELÉS
DE
Definido la característica de operación en los relés y teniendo claro las zonas de protección ya sea instantánea y temporizada, se grafica la curva característica de la coordinación de protecciones del sistema propuesto; en la Figura 2.11, se observa este detalle utilizando relés de tiempo definido [7]. En el caso de que la falla ocurriese en el lugar que indica la Figura 2.11, zona 4F, la protección encargada de desconectar el sistema en primera instancia sería el disyuntor asociado al relé 4, y lo haría a los 50ms; para la protección secundaria
20
se tienen los interruptores asociados a los relés del 1 al 3 con tiempos de operación bastante apropiados [7]. Sin embargo la desventaja principal que ofrece este sistema es el tiempo excesivamente largo que debe pasar para que el interruptor asociado al relé 1 despeje una falla en su zona de protección primaria en el caso de que la falla sea en la zona 1-2 con un tiempo de 2 segundos, para dicho tiempo todos los equipos en falla serían totalmente destruidos [7].
Figura 2.11: Coordinación de protecciones con relés de tiempo definido [3].
2.6.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO
CON
RELÉS
DE
De la misma manera, debido a la característica de los relés y teniendo claro las zonas de protección a las que se limita cada relé, se procede a graficar la curva característica de coordinación de protecciones del sistema propuesto, en la Figura 2.12, se detalla la coordinación de protecciones con relés de tiempo inverso.
Figura 2.12: Coordinación de protecciones con relés de tiempo inverso [3].
21
En el caso de que la falla ocurriese en el lugar que indica la Figura zona 4-F, la protección encargada de desconectar el sistema en primera instancia sería el disyuntor asociado al relé 4, y lo haría en poco menos de 50ms, para protección secundaria se tienen los interruptores asociados a los relés del 1 al 3 con tiempos de operación bastante apropiados. De igual manera se analiza que sucedería si la falla ocurriese en la zona 1-2; el tiempo que debe pasar para que la protección primaria de dicha zona opere es de 1 segundo, tiempo que tampoco es aceptable dado que los equipos que son sometidos a corrientes de falla durante este tiempo son destruidos o se acorta su vida útil, como en el caso anterior [7]. 2.6.3 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES CON RELÉS SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO E INSTANTÁNEA
DE
Para evitar el problema del tiempo excesivo que debe pasar para que la protección primaria opere y desconecte la falla, se agrega un relé cuya característica sea de tiempo instantáneo combinado con tiempo inverso, de tal manera que se cubra un porcentaje de cada tramo con la característica instantánea y el resto con la característica de tiempo inverso, resultando una adecuada coordinación de protecciones [7].
Figura 2.13: Coordinación de protecciones con relés de tiempo inverso e instantánea [3].
Esta curva puede ser mejorada utilizando diferentes tipos de relés cuyas características temporizadas varíen entre inversa, muy inversa y extremadamente inversa dependiendo del caso en estudio.
22
PROTECCIONES DE SUBTRANSMISIÓN
ELEMENTOS
DEL
SISTEMA
DE
El sistema de subtransmisión en termino general cumple con el objeto para el cual fue establecido, transportar el flujo de potencia desde los puntos de interconexión del sistema de transmisión hacia las subestaciones de distribución, estas últimas se encuentran generalmente instaladas en los sitios cercanos a los centros de carga; para cumplir con este fin, el sistema de subtransmisión consta de los siguientes elementos: barras, líneas de subtransmisión y transformadores [8]. Para estos equipos que componen el sistema de subtransmisión, se analiza la operación y protección ante condiciones normales y cualquier eventualidad producida, respectivamente. La protección toma en cuenta condiciones externas e internas al equipo [8]. 2.7.1 PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR Cuando se da una falla en el transformador, los daños ocasionados en el equipo son generalmente severos; añadido a esto, el peso y tamaño del mismo generan conflictos al momento de manipular para alguna reparación, fruto de esto genera altos tiempos de reparación y grandes costos. Es por ello que el transformador al ser un elemento primordial en el funcionamiento del sistema de subtransmisión, la elección de las funciones de protección deben ser las más apropiadas, condicionados por varios aspectos como son: técnico, económico, de confiabilidad, tamaño e importancia dentro del sistema. 2.7.1.1 Tipos de Fallas en un Transformador Los elementos estáticos que componen el transformador como devanados y núcleo, están sometidos a diferentes condiciones anormales durante el funcionamiento del mismo [8], a continuación, se detallan algunos de ellos: Vibración.
Contracción y expansión producto del ciclo térmico.
23
Calentamiento en los arrollamientos y núcleo debido al flujo magnético.
Sobrecalentamiento debido a sobrecargas o mala refrigeración.
Estas condiciones anormales pueden causar daños en cualquier elemento componente del transformador; esto visto desde una forma general ya sea eléctrica o mecánica. Las causas iniciales que conllevan a fallas en estos equipos se los pueden clasificar de acuerdo a la Tabla 2.4. En la operación general, un transformador contiene protección mecánica que es adicional a las protecciones eléctricas y se dan básicamente para activar equipos que disipen el calor generado por la operación del mismo, pero si es demasiado y no logra enfriar el equipo puede incluso desconectar el mismo [8]. Tabla 2.4: Tipos de falla en transformadores [8]. Ubicación de fallas Devanados Terminales y cambiador Bushings Cambiador bajo carga Otras
Efectos Defectos de fábrica Calentamiento Stress eléctrico y mecánico vibraciones etc. Montaje incorrecto Inadecuado transporte del equipo vibraciones severas. Contaminación Daño de personas inescrupulosas. Mala operación Mala unión entre contactos Contaminación Fallas de aislamiento
Las protecciones eléctricas utilizadas en transformadores de potencia son: diferencial, sobrecorriente, sobrecorriente direccional y de bajo voltaje; por lo cual se realiza un análisis detallado para este tipo de protecciones eléctricas [5]. 2.7.1.2 Curvas de Daño de los Transformadores. Un aspecto importante a tomar en cuenta en el ajuste de las protecciones de sobrecorriente en transformadores, es determinar las curvas limitantes de operación, ya que de sobrepasar estas curvas las corrientes de falla, serán de
24
afectación directa a la vida útil del equipo, dicha curva se denomina curva térmica de tiempo corto y deben ser necesariamente coordinadas con la curva de daño de los transformadores, esta última sirve de guía para el ajuste de la curva de sobrecorriente del relé, y debe estar ubicada estrictamente hacia el lado izquierdo e inferior de la curva de daño de transformadores, con ello asegura que las corrientes de falla no lleguen al límite de daño [9]. En la Figura 2.14, se describe las dos zonas de operación en la curva de daño de los transformadores. La curva en color negro está dado por esfuerzos térmicos y la parte roja es debida a esfuerzos mecánicos.
Figura 2.14: Curva de daño más común en transformadores de potencia [9].
La curva de daños por esfuerzos térmicos y mecánicos, refiere a la capacidad de soportar esfuerzos térmicos y mecánicos debido a corrientes de cortocircuito generadas en los terminales del transformador, estas se dividen en cuatro categorías las cuales son determinadas en función de la potencia del transformador, voltaje nominal y conexión del mismo, Figura 2.15, [10], las categorías de las curvas se detalla en la Tabla 2.6, de este apartado.
25
Figura 2.15: Configuración de la curva ANSI, en el PowerFactory [Captura de pantalla].
El desplazamiento o factor ANSI (ver Tabla 2.5), hace que la curva se mueva
D
horizontalmente hacia la izquierda con un factor “ ”, (ver Figura 2.16), con esto asegura que cuando exista una corriente falla, no sobrepase estas corrientes que pueden causar daños en el desempeño del equipo [9].
Figura 2.16: Curva de daño desplazado en transformadores de potencia [7].
26
Donde: D = Factor de multiplicación ANSI, depende de la conexión del transformador, detalle en la Tabla 2.5 2. En la Figura 2.15, se muestra el ingreso de los datos del transformador en el PowerFactory y en función de ello escoge una curva de un conjunto de curvas preestablecidas, la cual está en función de las características del transformador. Estas categorías están dadas en función de la potencia nominal, esto se detalla en la Tabla 2.6. Tabla 2.5: Factor de multiplicación para curvas de daño de transformadores [3]. Conexión del transformador
Factor ANSI
Delta-Delta Delta-Estrella aterrizada Delta-Estrella Estrella aterrizada-Estrella Estrella aterrizada-Estrella aterrizada Estrella-Estrella aterrizada (Tipo Núcleo) Estrella-Estrella (Tipo Acorazado) Estrella-Estrella Estrella aterrizada-Delta Estrella-Delta
0.87 0.58 1 1 1 0.67 1 1 1 1
Tabla 2.6: Tipos de curva en función de la potencia nominal del transformador [11].
S (MVA) 1F (0.005-0.5) 3F (0.15-0.5) 1F (0.501-1.667) CATEGORÍA II 3F (0.501-5) 1F (1.668-10) CATEGORÍA III 3F (5.01-30) 1F (>10) CATEGORÍA IV 3F (>30) CATEGORÍA I
Tipos de curva Daño térmico Daño térmico Daño térmico y mecánico Daño térmico y mecánico Daño térmico y mecánico Daño térmico y mecánico Daño térmico y mecánico Daño térmico y mecánico
NOTA: 1F = Transformador Monofásico y 3F = Trifásico
2 IEEE
transacción y aplicación en la Industria, VOL.1A-22-estandarización y codificación para protección de dispositivos con curvas de tiempo - corriente.
27
2.7.1.3 Protección Eléctrica del Transformador Protección de sobrecorriente instantánea 50
La utilización de estas protecciones en transformadores no es muy recomendada, dado que al ajustar estas unidades de protección puede presentar operaciones incorrectas debido a las corrientes de energización o por fallas a distintos niveles de voltaje [8]. Este tipo de protecciones son más eficientes en donde las impedancias de los elementos protegidos del sistema son comparables con la de la fuente. Ilustración en la Figura 2.17.
50 de R1 51 de R2
Figura 2.17: Operación de las unidades instantáneas antes de los cruces temporizados [11]. Protección de sobrecorriente temporizada 51/51N
Las fallas externas producen corrientes muy dañinas debido a su gran intensidad, provocando un deterioro considerable de la vida útil del equipo, y en el peor de los casos produce un daño severo o total de transformador. La Figura 2.18, muestra la conexión del relé de sobrecorriente temporizado en el transformador cuando está conectado en configuración estrella [2]. Las protecciones de sobrecorriente en transformadores se utilizan como una línea de respaldo ante la protección diferencial. El ajuste de estos equipos de protección se lo realiza con las características temporizadas (51/51N).
28
Figura 2.18: Protecciones de sobrecorriente en transformadores [3].
2.7.2 PROTECCIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Las líneas de transmisión son los elementos encargados de transportar el flujo de potencia desde un punto a otro, por lo tanto, son los equipos del sistema eléctrico que tienen mayor longitud, debido a esto, la naturaleza de operación e instalación presenta mayor dificultad en la supervisión [10]. Un sistema de protecciones para líneas de transmisión debe tener la suficiente capacidad de despejar todo tipo de fallas y actuar con la suficiente velocidad y precisión, con el objeto de comprometer la mínima área de servicio posible [5]. Las principales protecciones recomendadas para proteger las líneas de transmisión se detallan en la Tabla 2.7. Tabla 2.7: Protecciones para proteger las líneas de transmisión [10]. Tipo de protección Sobrecorriente direccional Sobrecorriente instantánea Sobrecorriente temporizada Diferencial de línea Bajo voltaje
Código 67 50 51 87 27
29
2.7.2.1 Protección de Sobrecorriente Los relés de sobrecorriente es la manera más simple y económica de proteger una línea de transmisión; aunque presenta una desventaja; la cual se da por la topología de la red eléctrica, cuando esta cambia los ajustes de la protección también requieren un cambio, para estar acorde al sistema [13]. El tipo de protecciones más comunes que se aplican en líneas de transmisión son: Instantáneo.
Temporizado.
Direccional (instantáneo/temporizado).
El empleo de esta protección se ve restringido y se lo hace únicamente cuando la corriente de falla es mayor a la de carga, dado que no realiza una discriminación de estas corrientes [13]. 2.7.2.2 Protección de Sobrecorriente Direccional 67/67N La protección direccional de sobrecorriente es similar a un relé 50 o 51; con la diferencia que protege en una sola dirección; al agregar alguna referencia, le permite operar bajo el criterio de dirección, dicha referencia puede ser un fasor de voltaje o de corriente; el cual ingresa como variable de entrada para el relé [13]. Este tipo de equipos de protección son esenciales y útiles en sistema eléctricos mallados o en anillo. 2.7.2.3 Protección de Bajo Voltaje Esta condición de operación anormal se produce cuando el voltaje en los terminales de la línea de subtransmisión desciende a un valor o rango de variación establecido. Esta condición anormal afecta directamente a los equipos o cargas que están conectados o dependen directamente del voltaje en la barra de carga [12].
30
En base a los lineamientos que establecen las normas establecidas por el ARCONEL para sistemas de subtransmisión, proponen que el sistema debe operar en un rango de ±5% del voltaje nominal en forma continua 3. Este tipo de protección utiliza un relé de tiempo inverso el cual mide las variaciones de voltaje, la medición lo realiza para cada una de las fases del equipo, ya sea fase – fase o condición fase - tierra [12]. Para la instalación de este tipo de protecciones se requiere de TPs, los cuales alimentan al relé desde su secundario, tomando como base la señal de voltaje desde el punto de conexión en la línea. En la Figura 2.19, se describe el esquema de instalación de estos equipos.
Generador
TP
Transformador
Rfalla
27
Figura 2.19: Protección de bajo voltaje (27) [2].
AJUSTE DE LAS FUNCIONES DE PROTECCIÓN La presente sección analiza la teoría de ajuste para cada una de las funciones del sistema de protecciones analizado en el subcapítulo 2.7, para los equipos componentes del sistema de subtransmisión; con el fin de obtener los parámetros necesarios para la modelación de relés y realizar el estudio de cortocircuitos y su respectiva coordinación de protecciones [2].
3
Regulación 004/01 emitida por el ARCONEL
31
2.8.1 AJUSTES REQUERIDOS PARA TCs Y TPs. 2.8.1.1 Relación de Transformación Denominado
RTC,
para
transformadores
de
corriente
y
RTP,
para
transformadores de potencial, es calculado por la relación de magnitudes, sea de corriente o voltaje [6], su Ecuación viene dada por:
( 2.2)
( 2.3)
Los valores estándar de RTC están relacionados con los equipos disponibles en el mercado [6], estos valores se detallan en la Tabla 2.8. Tabla 2.8: RTC Normalizados en el mercado [14]. Relaciones de transformación (RTC) 5:5 150:5 1500:5 50:5 10:5 200:5 1600:5 75:5 100:5 15:5 250:5 2000:5 20:5 300:5 3000:5 800:5 25:5 400:5 4000:5 1000:5 30:5 500:5 5000:5 1200:5 40:5 600:5 6000:5 8000:5
2.8.1.2 Clase precisión La clase de precisión se expresa como el error máximo admisible en tanto por ciento o un porcentaje de alguna variable; estos errores dependen de la función del equipo, si es un equipo de medición su error será menor que uno de protección, es decir difieren en la sensibilidad [6]. Los rangos para la clase de precisión se muestran en la Tabla 2.9. Tabla 2.9: Clases de precisión dependiendo de la función del equipo [14]. Función del equipo Medida Protección
Clase de precisión (Rango) 0.1-0.2-0.5-1-3 5P-10P-20P
32
La clase de precisión normal para los TPs es de 3P-6P y la clase de precisión para los TCs es de 10P y 20P [6]. 2.8.1.3 Límites de errores en los transformadores de corriente y potencial La Tabla 2.10, presenta valores máximos porcentuales que no deben sobrepasar los TCs y TPs, tanto para error compuesto, error de intensidad y desfase. Tabla 2.10: Error máximo aceptado en TCs y TPs para protección [14]. Transductor
TC TC TP TP
Clase de precisión
Error compuesto a (%)
10P 20P 3P 6P
10 20
±
Error a (%)
± ±± 3 6
3 5
Desfase a (%) (minutos)
--------120 240
2.8.1.4 Cálculo del Factor Límite de Precisión.
Se tiene un transformador de corriente con una relación de trasformación (RTC) de las siguientes características:
: 10 20 10 20% ó: − >
Para determinar el factor límite de precisión ( cortocircuito máximo (
( 2.4)
), se analiza la corriente de
) visto en el lugar de instalación del relé.
El factor límite de precisión
( 2.5) ( 2.6)
, significa que para una corriente de cortocircuito
máxima, circula tantas veces la corriente nominal [6] y debe cumplir la Ecuación 2.6
33
í : RTC;IsecP() El factor límite de precisión viene ya normalizado
, sus valores
son: 5, 10, 15, 20 y 30, cualquiera de estos valores debe ser mayor que ; con esto el TC quedaría con estas características.
( 2.7)
2.8.2 SELECCIÓN DE LOS RELÉS PARA TRANSFORMADORES Las protecciones a implementar son:
Protección de sobrecorriente temporizada para fallas entre fase y tierra (51/51N)
Protección de sobrecorriente direccional de fase y tierra (67F/67N), dependiendo si la zona es de flujo bidireccional.
2.8.2.1 Protección de Sobrecorriente Las unidades primarias de los relés de sobrecorriente instantánea, ubicados en el lado primario del transformador se ajustan entre un 125% y 150% de la corriente máxima de falla ejecutada en la barra de baja del transformador, esto con el objetivo de no tener problemas con las corrientes debido al incremento de la demanda [3].
− 1.251.50×−.
( 2.8)
La corriente de arranque se transfiere al secundario del TC mediante la Ecuación 2.9:
−
Donde:
−.−. :
:
:
( 2.9)
Corriente de falla máxima ejecutado en el lado de bajo voltaje. Corriente de ajuste en el primario del TC. Relación de transformación del TC.
34
. .
:
Ajuste del relé para su operación.
2.8.2.2 Protección de Sobrecorriente Temporizada de Fase Corriente De Arranque: Denominada también como corriente de operación o pick up; esta debe estar por encima de la corriente de sobrecarga máxima del transformador, debe tener la capacidad de soportar la corriente de energización (Inrush) y no sobrepasar la curva de daño del transformador, añadido a esto debe estar coordinado con las protecciones de sobrecorriente aguas abajo del circuito secundario o terciario si fuere el caso [13].
≅ 125% 125%××
( 2.10)
Dial: Esto se ajusta en un tiempo instantáneo tal que, en el momento que ocurra la falla el relé debe operar en el tiempo máximo de 250 - 300 ms. Curva De Operación: La curva de operación debe actuar acorde a las protecciones de sobrecorriente ajustadas en el lado de baja o secundario. 2.8.2.3 Protección de Sobrecorriente Temporizada de Tierra Protección de Sobrecorriente 51N Para el caso del 51N, si no existen otras funciones de protección con las cuales se debería coordinar y los desbalances de corriente no sean superior al 5%, se ajusta la protección 51N a un 10% de la corriente nominal; pero si existen funciones de protección su ajuste es superior al 10% y no debe sobrepasar el 70% [2]. Determinado los ajustes se realiza verificaciones, cuidando de no perder sensibilidad y manteniendo una selectividad coherente.
AJUSTES: La corriente de arranque de los relés se los realiza para un 60% de la corriente nominal; esto por el tema de desbalances de corriente y por fallas a tierra internas [2].
35
0.0.6 × − −
(2.11)
Donde:
− − :
:
Corriente Nominal del transformador. Corriente de arranque del relé.
2.8.3 LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN Se recomienda la utilización de los relés de sobrecorriente direccional y no direccional dependiendo de las características topológicas de la red en el punto de instalación [2], estas protecciones en las líneas de subtransmisión son las siguientes:
Protección de sobrecorriente de fases 50/51.
Protección contra sobrecorriente de tierra 50N/51N.
Protección direccional de sobrecorriente de fases y tierra 67/67N
Protección de bajo voltaje 27.
2.8.3.1 Protección de Sobrecorriente Instantánea 50 Este tipo de protección es de característica instantánea es decir actua apenas detecta la falla, por lo cual los ajustes del Tap, dial y tipo de curva para este tipo de protección se determinan de la siguiente manera: Tap para los relés, 50 y 50N.
Relé 50: Ajuste a la corriente de cortocircuito trifásica máxima ejecutada al 80% o 90% del total de la línea [2]; esto se detalla en la Figura 2.20. Relé 50N: Ajuste a la corriente de cortocircuito monofásica o bifásica a tierra máxima ejecutada al 80% o 90% del total de la línea [2].
36
Figura 2.20: Protección 2.20: Protección de sobrecorriente instantánea (50/50N) [12].
Dial: el tiempo de ajuste del relé 50 y 50N, 50 N, en 0 (s) [2]. Tipo de curva: Esta curva es una recta paralela al eje de las abscisas o de la corriente (tap). 2.8.3.2 Protección de Sobrecorriente Temporizada 51 Este tipo de protección nos permite mayor sensibilidad en la coordinación, mediante el tap y el dial, con los cuales es posible que las curvas de operación se desplacen y se ajusten de acuerdo a la necesidad deseada [2]; esto se detalla en la Figura 2.21.
Figura 2.21: Protección 2.21: Protección de sobrecorriente temporizada (51/51N) [12]. Tap para los relés, 51 y 51N.
Relé 51: El ajuste se realiza con la corriente de cortocircuito máxima ejecutada en la barra adyacente o al final de la línea a proteger. Como se muestra en la Figura 2.22.
37
Dial: Se ajusta a un tiempo tal que, debe existir un desfase de tiempo entre 250 a 300 (ms), entre curvas adyacentes [2].
Figura 2.22: Ajuste 2.22: Ajuste para el relé 51/51N [12].
Para los relés 50N/51N, se puede tomar dos criterios de ajuste, para el caso particular donde se requiere ajustes rápidos debido a alguna mala operación del sistema de protecciones, es recomendable ingresar un porcentaje de las corrientes de ajuste antes encontradas para los relés de fase (50/51) [2].
− % − − % −
( 2.12) ( 2.13)
Esto en base a la Tabla 2.11, donde especifica el porcentaje de ajuste dependiendo del tipo de sistema eléctrico. Tabla 2.11: Ajustes 2.11: Ajustes del relé de 51N ante condiciones críticas [2]. Descripción
Tap (51N) Dial
Tipo de sistema
Ajuste
Sistemas de transmisión 30%-40% I tap fase Sistemas de distribución 60% I tap fase Asegura un tiempo de 250ms a 300ms entre entre curva y curva adyacente
Estos ajustes son válidos debido a que el desbalance de carga no es muy grande en subtransmisión, pero podría darse el caso de que esta protección pierda el
38
criterio de selectividad con el relé inmediato adyacente, debido a que la corriente de falla calculada viene a ser un estimativo. Por lo cual se aplica el criterio de los relés de fase, solo que esta vez con fallas ejecutadas a tierra, es decir la corriente máxima de cortocircuito monofásica o bifásica a tierra, ejecutado al 100% de la línea protegida. Dial: Se ajusta a un tiempo tal que exista de 250 a 300 (ms), entre curva y curva adyacente [2]. 2.8.3.3 Protección de Sobrecorriente Direccional 67/67N La direccionalidad es una propiedad que permite a los relés de sobrecorriente ser más selectivos en la operación; para el ajuste de este tipo de protección, se debe agregar el concepto de corriente o voltaje residual, dado que en condiciones de cortocircuito se desfasa del voltaje de polarización con un ángulo característico negativo [13], detalle en la Figura 2.23.
Figura 2.23: Desplazamiento del ángulo característico [9].
39
Podría darse el caso en donde el voltaje residual no esté en fase con el eje de operación del relé, para solucionar este problema es necesario agregar el criterio de ángulo característico, el cual se forma entre el desfase de voltaje y corriente residual; este ángulo es utilizado para poner en fase al voltaje residual con el eje de operación del relé. Para ajustar esto se lo hace con un desplazamiento del ángulo característico [9], tal como se detalla en la Figura 2.23. El ángulo característico es el que varía en función de la corriente residual ya que el voltaje residual es ingresado al relé como valor fijo, independiente de la corriente; la corriente residual es la que comanda la operación del relé dependiendo en que zona de actuación se encuentre [9]. Los ajustes de este ángulo se dan en la Tabla 2.12. Tabla 2.12: Protección de sobrecorriente 67 [13]. Tipo de sistema
Conexión a tierra
Resistencia (Ω)
Ángulo (°)
Aterrados
SI
R>0
0
Distribución
SI
R=0
-45
Transmisión
SI
R=0
-60
Para este tipo de protecciones se realiza los ajustes con los mismos criterios de la protección 51 ya sea de fase o tierra; la variación más notable de esta protección es que el relé mira la falla en un solo sentido. Para los ajustes temporizados de arranque se toma el mismo criterio analizado en la protección de sobrecorriente 51N (ver literal 2.8.3.2.1).
AJUSTES: La corriente de arranque de los relés se los realiza para un sesenta por ciento de la corriente nominal; esto por el tema de desbalances de corriente y por fallas a tierra internas [2].
0.6 ×−
(2.14)
40
Donde:
−
:
:
Corriente Nominal del transformador. Corriente de arranque del relé.
La dirección hacia donde mira el relé la falla, se programa con dirección hacia adelante. 2.8.3.4 Protección de Bajo Voltaje 27 Esta protección ingresa a reemplazar a la de sobrecorriente; cuando se tiene la siguiente condición: la corriente máxima de carga es mayor que la corriente mínima de cortocircuito en los puntos de conexión del TC, mencionadas condiciones no permiten ajustar las protecciones de sobrecorriente; por lo cual se requiere ingresar otro tipo de protección [8]. Si existe un cortocircuito en la línea de transmisión, genera un bajo voltaje en algunos puntos del sistema el cual es detectado por el relé 27, la única restricción a tomar en cuenta es la siguiente, si existe alguna protección primaria, debe actuar en primera instancia y luego de ello la protección temporizada; para la operación del relé 27, se debe tomar en cuenta si existe reconexiones, por lo tanto esta protección actúa en post-falla. Los ajustes recomendados para esta protección de bajo voltaje se lo hace en función de la norma IEEE C37.102-2006, para una característica de dos etapas con tiempos temporizados los cuales ayudan a contrarrestar efectos por oscilaciones transitorias de voltaje [13]; estos valores se detallan a continuación:
92%×; 10 < < 15 : 88%×; 2 < < 10 −
( 2.15) ( 2.16)
El voltaje de alarma se transfiere al secundario del TP mediante la Ecuación 2.17:
( 2.17)
41
El voltaje de disparo se transfiere al secundario del TP mediante la siguiente Ecuación 2.18:
−
Donde:
− − :
Ajuste de voltaje de alarma.
:
Ajuste de Voltaje de disparo.
:
( 2.18)
Voltaje Nominal del transformador.
:
Tiempo de operación del relé.
RTP :
Relación de transformación del TP.
:
Ajuste en el relé para señal de alarma.
:
Ajuste en el relé para señal de disparo.
Cabe mencionar que el relé de bajo voltaje debe operar en post-falla de forma estricta, este tiempo de operación dependerá de la operación de cada sistema de potencia que se analiza. El criterio de operación en post-falla, se debe a que cuando existe reconexión del sistema automáticamente por fallas transitorias, el relé no debe desconectar en ese tiempo; pero, por el contrario si ya reconecta el sistema las veces programadas y persiste la falla, entonces debe actuar el relé despejando la falla en un tiempo prudente, evitando que se vea afectado la vida útil de los equipos protegidos.
ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITOS EN POWERFACTORY Para analizar los cortocircuitos se manejan varios criterios basados en normas estandarizadas a nivel mundial, en el Ecuador por el manejo del Instituto Nacional Ecuatoriano de Normalización (INEN) se utiliza internamente la NORMA IEC 60909, la cual se analiza en el siguiente apartado.
42
NORMA INTERNACIONAL ESTANDARIZADA IEC 60909 (ANÁLISIS DE CORRIENTE DE CORTOCIRCUITOS EN SISTEMAS TRIFÁSICOS DE CORRIENTE ALTERNA)4 La norma IEC 60909 establece los procedimientos generales para el estudio de cortocircuitos; esto se aplica en cualquier red eléctrica; ya sea radial o anillo con voltajes que no superen los 230 kV; la metodología de cálculo basada en el teorema de thevenin, el cual calcula una fuente de voltaje vista desde el punto de falla, hacia afuera del circuito; para el cálculo de la impedancia ingresan todas las fuentes de alimentación de la red y la topología de las líneas que conforman la misma. La simulación del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., con el objeto de determinar las corrientes máximas y mínimas de falla, fue realizada en el programa PowerFactory, aplicando esta norma como base de análisis [15]. El programa PowerFactory, obtiene dos parámetros los cuales son: la corriente
pico de cortocircuito ( ) y la corriente permanente de cortocircuito ( de gran importancia en el análisis de protecciones.
); que son
Al momento de ejecutar un cortocircuito, aplicando la norma IEC 60909, proporciona un reporte con los siguientes términos que son comúnmente manejados:
: Denominada corriente permanente de cortocircuito de tipo trifásica
o monofásica, obtenida una vez concluido el período transitorio y subtransitoria.
: Denominada corriente pico de cortocircuito trifásico o monofásico
obtenido en el período transitorio, es un valor instantáneo.
: Factor de corrección para voltajes superiores a 1kV,
establecido por la norma IEC 60909).
4 Norma
internacional estandarizada IEC 60909
43
""
: Potencia de cortocircuito subtransitoria.
: Corriente de cortocircuito subtransitoria.
: Corriente de cortocircuito de interrupción. : Potencia de cortocircuito de interrupción.
: Corriente de cortocircuito en estado estable (falla estable. asimétrica
de 6 a 30 ciclos según la norma IEC 60909).
: Corriente de cortocircuito del equivalente de thevenin.
La falla se genera en la línea que conecta la subestación San Rafael con la torre Holcim, para ver las características del cortocircuito en base a esta norma, se genera un reporte en la parte inferior de la pantalla del espacio de trabajo de PowerFactory, detalle en la Figura 2.24.
Figura 2.24: Simulación falla en la línea San Juan - San Rafael [Captura pantalla].
Detalle del reporte en la Figura 2.25.
44
Figura 2.25: Reporte de falla según la norma IEC 60909 [Captura pantalla].
45
DESCRIPCIÓN Y MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. INTRODUCCIÓN Una labor importante en la distribución y comercialización de energía eléctrica, lo realiza las empresas distribuidoras establecidas en el país, brindando el suministro eléctrico a usuarios de tipo residencial, comercial e industrial, generando procesos productivos, desarrollo de la población y la subsistencia de servicios básicos como salud, educación y comunicación. Además, mediante el sistema de alumbrado público brinda mayor seguridad a las áreas de concesión. Una empresa distribuidora depende en su totalidad del sistema de subtransmisión, ya que por este, fluye la principal fuente de energía para su sistema eléctrico. En el presente capitulo, se analiza el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., así como las condiciones de operación y funcionamiento. En la parte final se establece el análisis de resultados de la operación en condiciones actuales del sistema de subtransmisión.
ÁREA DE CONCESIÓN En la actualidad ELEPCO S.A., ubicada en la provincia de Cotopaxi, ha extendido sus redes eléctricas a lo largo de la provincia, brindando suministro eléctrico a los cantones de: Latacunga, Saquisilí, Pujilí, Salcedo, Pangua, Sigchos y La Maná, la cuales conforman el área de concesión de la empresa, desde el año 2014. Dando cumplimiento a la disposición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, las empresas eléctricas de distribución han negociado los contratos de concesión, cubriendo todo el territorio nacional. Por lo cual ELEPCO S.A. abarca un área total de 5.556 km².
46
FUENTES DE SUMINISTRO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA El sistema eléctrico de potencia perteneciente a ELEPCO S.A., se energiza mediante dos fuentes de alimentación. La primera lo constituye el SNI, suministrando energía eléctrica a través de 3 nodos de conexión a 138 kV, ubicado en la subestación Mulaló, subestación Ambato y Subestación Quevedo. La segunda lo conforma la generación propia de ELEPCO S.A., localizada en el área de concesión de la distribuidora, sumando un total de 5 grupos de generación, Illuchi I, Illuchi II, El Estado, Catazacón y Angamarca, El sistema eléctrico de subtransmisión perteneciente a ELEPCO S.A., opera a un nivel de voltaje de 69 kV y se encuentra dividida en 3 zonas aisladas, de tal manera que cada punto de interconexión del SNI citado anteriormente brinda suministro eléctrico a cada zona. De la misma manera, la generación propia de ELEPCO S.A. brinda su aporte energético a la zona donde cada grupo generador se encuentra ubicado, como se muestra en la Figura 3.1. Finalmente existe una cuarta zona la cual está únicamente alimentada por el grupo generador Angamarca a 13.8 kV. Independiente del sistema eléctrico de subtransmisión de ELEPCO S.A. De esta forma, la zona A correspondiente al norte de Cotopaxi, es alimentada por el nodo Mulaló, la zona B localizada en el sur del área de concesión, es alimentada por el nodo Ambato, la zona C corresponde a la parte occidental de la provincia y recibe suministro eléctrico del nodo Quevedo y finalmente la zona D es alimentada por la central Angamarca. La generación propia de ELEPCO S.A. está ubicada de la siguiente manera, Los grupos generadores Illuchi I e Illuchi II, brindan su aporte energético a la zona A,
47
las centrales de generación El Estado y Catazacón aportan energía a la zona C; la zona D es alimentada únicamente por la central hidroeléctrica Angamarca.
Figura 3.1: Fuentes suministro eléctrico ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
NODOS DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO SNI El SNI, de acuerdo a lo citado en párrafos anteriores, suministra energía eléctrica de la siguiente manera: 3.4.1 SUBESTACIÓN MULALÓ 138 kV El nodo de conexión, se encuentra ubicado en la subestación Mulaló, en la parroquia del mismo nombre, al norte de la ciudad de Latacunga, dicha subestación se encuentra alimentada por las líneas de transmisión Pucará – Mulaló y Vicentina - Mulaló a un nivel de voltaje de 138 kV, y, reduce el voltaje a 69 kV, a través de un autotransformador de 40/53.3/66.6 MVA.
48
Se debe indicar que desde esta subestación, se alimenta a 138 kV, a la subestación de la fábrica Novacero ubicada en la ciudad de Latacunga, parroquia Lasso. Actualmente este nodo abastece de energía eléctrica a las subestaciones Lasso, Sigchos, La Cocha, Centro de Rehabilitación Social (CRS), San Rafael, Pujilí y la subestación privada Familia Sancela como se muestra en la Figura 3.2., todos a un nivel de voltaje de 69 kV.
Figura 3.2: Nodo Mulaló ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
49
3.4.2 SUBESTACIÓN AMBATO 138 kV Este nodo de conexión, se encuentra ubicado en la subestación Ambato, en la ciudad del mismo nombre, en la provincia de Tungurahua, dicha subestación se encuentra alimentada por la línea de transmisión Pisayambo – Totoras a un nivel de voltaje de 138 kV, y se reduce el voltaje a 69 kV, a través de un transformador 33/44 MVA. Dicho nodo del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., abastece de energía eléctrica la subestación Salcedo y las subestaciones privadas Fairis y Holcim como se muestra en la Figura 3.3.
ZONA A
S/E Salcedo
ZONA B
FAIRIS
NODO AMBATO
Figura 3.3: Nodo Ambato ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
50
3.4.3 SUBESTACIÓN QUEVEDO 69 kV Este nodo de conexión, se encuentra ubicado en la subestación Quevedo, en la ciudad del mismo nombre, en la provincia de los Ríos, a un nivel de voltaje de 69 kV, físicamente está instalada en la central de generación Enermax en la línea Calope La Maná. A través del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., se abastece de energía eléctrica a la subestación La Maná, como se muestra en la Figura 3.4 La modelación de este nodo de Interconexión y sus subestaciones no se realiza en este trabajo de titulación, ya que no influye en la planificación del nuevo sistema mallado propuesto el mismo. A pesar de ello se analizara a breves rasgos su configuración para conocimiento general.
Figura 3.4: Nodo Ambato ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
51
3.4.4 GENERACIÓN PROPIA La generación distribuida perteneciente a ELEPCO S.A., la constituye cinco centrales de generación hidráulicas, con una capacidad instalada de 15.24 MVA, distribuidas de la siguiente manera:
Illúchi I: 5.24 MVA.
Illúchi II: 6.5 MVA.
Estas se encuentran localizadas en la parroquia Juan Montalvo, perteneciente al cantón Latacunga, su energía producida alimenta la red de ELEPCO S.A. a través de la subestación El Calvario como se muestra en la Figura 3.2. La central Illúchi I, se interconecta con El Calvario a un nivel de voltaje de 23 kV, y la central Illúchi II, se interconecta con la misma subestación a un nivel de voltaje de 13.8 kV
El Estado: 2.125 MVA
Esta central se encuentra ubicada en la parroquia el Tingo, en la zona Occidental de la provincia de Cotopaxi, y se interconecta al alimentador La Maná El Estado a un nivel de voltaje de 13.8 kV, que pertenece a la subestación La Maná, como se muestra en la Figura 3.4. La central El Estado, se interconecta con La Maná a un nivel de voltaje de 13.8 kV.
Catazacón: 1 MVA
Esta central se encuentra ubicada en la parroquia Moraspungo, perteneciente a la zona Occidental de la provincia de Cotopaxi, y se interconecta al alimentador La Maná Catazacón a un nivel de voltaje de 13.8 kV, perteneciente a la subestación La Maná, como se muestra en la Figura 3.4. La central Catazacón, se interconecta con La Maná a un nivel de voltaje de 13.8 kV.
52
Angamarca: 0.375 MVA
Figura 3.5: Nodo Angamarca de ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
Esta central se encuentra ubicada en el sector Shuyo perteneciente a la parroquia Angamarca, ubicada en el cantón Pujilí. Esta central alimenta a un sector que opera de forma aislada del resto del sistema eléctrico de ELEPCO S.A. a un nivel de voltaje de 13.8 kV, como se muestra en la Figura 3.5. A continuación, en la Tabla 3.1 se indica las características técnicas del parque generador de ELEPCO S.A. Tabla 3.1: Generación propia de ELEPCO S.A. Capacidad (KVA)
Voltaje (V)
Frecuencia (Hz)
FP
N° de Grupo
Año
Observaciones
Illuchi 1
5244
2400
60
0.8
4
1951
Conect. al sistema
Illuchi 2
6500
2400
60
0.8
4
1979
Conect. al sistema
El Estado
2125
4160
60
0.8
2
1986
Conect. al sistema
Catazacón
1000
440
60
0.8
2
1991
Conect. al sistema
Angamarca
375
4160
60
0.8
2
1994
Aisl. del sistema
Central
Como se observa en la Tabla 3.1. Las centrales de mayor aporte energético lo constituyen Illuchi I e Illuchi II, las cuales interactúan con el nodo Mulaló. La central
53
Estado y Catazacón aportan energéticamente al nodo Quevedo y La central Angamarca, constituye un sistema aislado a 13.8 kV.
LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN El sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., transporta energía eléctrica desde los nodos de conexión hasta las subestaciones de distribución mediante tres niveles de voltaje, 69 kV, 23 kV y 13.8 kV, formado por 3 sistemas aislados como se menciona en párrafos anteriores. Desde la subestación Mulaló, hacia el sur, la línea fue construida utilizando torres, hasta la derivación Laigua ubicado en la torre 185 (codificación de ELEPCO S.A.), punto en el cual se deriva una línea hacia la subestación La Cocha y desde esta última continúa hasta la subestación San Rafael. El centro de rehabilitación se energiza desde un punto medio entre la derivación Laigua y la subestación San Rafael, Finalmente desde la Subestación San Rafael mediante una línea de subtransmisión a 69 kV, se alimenta a la subestación Pujilí. Desde la subestación Mulaló, hacia el norte, se transporta energía a través de una línea trifásica con conductor de 266.8 MCM soportados en torres, hasta la derivación Familia, y de esta se deriva dos circuitos, el primero de ellos hacia la subestación Lasso y desde esta subestación hacia la subestación Sigchos; el segundo circuito se deriva hacia la fábrica privada Familia Sancela todos a un nivel de voltaje de 69 kV. Finalmente, la subestación Mulaló entrega energía a la Fábrica Novacero a un nivel de voltaje de 138 kV. Como se describe en la Figura 3.6., dicha interconexión no ingresa en el análisis del presente trabajo de titulación. Desde la subestación Ambato, la línea de subtransmisión está soportada en torres hasta la derivación de la fábrica Fairis y desde este punto continua hasta la subestación Salcedo y de esta última hacia la derivación Holcim, como se muestra en la Figura 3.7. Este sistema de subtransmisión transporta energía eléctrica a un nivel de voltaje de 69 kV. Un aspecto importante a detallar en la subestación
55
SUBESTACIÓNA MBATO SNI 1 -T 9 F 2 D 5 E R E
52A9-L1 D
AMBATOFAIRIS AMBATO- FAIRIS
E
FAIRIS - SALCEDO FAIRIS - SALCEDO
T
SALCEDO- SAN JUAN SALCEDO- SAN JUAN
N
SAN JUAN -SAN RAFAEL SAN JUAN -SAN RAFAEL
1
U
2
1
L
-T E
L9 9
AI S Q E
FAIRIS/69kV_hight-trafo
C O
O -
-
IR A
A
U
S
N N
R
S S
C L
L
J
_ T
E
T
A
1
R
A N S
S
3
N A _
_ R T
R T
1 T-
F S
H
1
-T
T9
2 2
2
5 5 1
5 2
3
-L
-L 8 S
S 3
5
2 5
8
S 3
R
-L
8 S
8
4
-L 8
T-
SAN RAFAEL./SAN_RAFAEL_13.8_low_trafo
8 8
5
F R
A A
1
3
A F
A
HOLCIM/HOLCIM_69 kV_hight-trafo
FAIRIS/fairis_13.8 kV_low-trafo
E
J A
_ R
L
A
A S
R T
L
A
3
A _
R T
U
5 N
C
F _
R 2 H
D
3
F
L
N E
D
IR
9
C H O E
NA
-T
L O
IS
5
IM
SALCEDO/69kV_hight-trafo IS
2 1
IM
E AMBATO./interconexion-Ambato
R
SAN RAFAEL/SAN_RAFAEL_69 kV_hight-trafo 5
3 5
5 MI
MI L
L
C
C
SALCEDO./salcedo_13.8-low-trafo
O _
_ T
T
3
O H
H R
C_FAIRIS
R
E T O R
T
N
E
E R
T
R
N C
S
O O
O
C
E
E
A
L
ID
N O
C U
E D E
-T O 8 O H 2 D E
C HOLCIM./holcim_13.8 kV_low-trafo C L L C
L S
1 C
D D
S
A
A S
5
A S
C_HOLCIM
Figura 3.7: Sistema de subtransmisión Ambato [Elaboración propia].
El sistema de subtransmisión modelado, se presenta en el ANEXO 1, para mejor visualización de la gráfica. Tabla 3.2: Líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A. [16] Salida S/E Ambato S/E Salcedo Deriv San Juan Deriv San Juan S/E San Rafael S/E San Rafael Deriv Laigua Deriv Laigua S/E Mulaló S/E Lasso S/E La Cocha Illúchi 2 Illúchi 1
Llegada S/E Salcedo Deriv San Juan S/E Holcim S/E San Rafael S/E Pujilí Deriv Laigua S/E La Cocha S/E Mulaló S/E Lasso S/E Sigchos S/E El Calvario El Calvario El Calvario
Distancia (km)
Tipo
Calibre (MCM o AWG)
Voltaje (kV)
22.86 9.66 0.7 1.45 6.98 10.44 6.34 7.87 4.24 33.8 2.32 7.49 9.45
ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR ACSR Cu
300 300 300 300 266.8 266.8 266.8 266.8 266.8 266.8 3/0 477 2
69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 13.8 13.8 23
56
La energía de las centrales de generación Illúchi I e Illúchi II llegan hasta la subestación El Calvario, evacúa la potencia a niveles de voltaje de 23 kV y 13.8 kV, respectivamente. En la Tabla 3.2 se resume las principales características de las líneas de subtransmisión presentes en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A.
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN Y ELEVACIÓN Existen diferentes subestaciones de distribución en ELEPCO S.A. las cuales se presenta a continuación. 3.6.1 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELEPCO S.A. cuenta con 10 subestaciones de distribución pertenecientes a la empresa, de las cuales Mulaló, Lasso, Sigchos, La Maná, Pujilí y San Rafael tienen transformadores que reducen el voltaje de 69kV a 13.8 kV. El Calvario posee un transformador que reduce de 23 kV a 13.8 kV. Además 4 subestaciones privadas para alimentar las fábricas Holcim, Familia Sancela, Fairis y Centro de Rehabilitación Social (CRS), como se muestra en la Tabla 3.3. Tabla 3.3: Subestaciones de distribución ELEPCO S.A. Subestación
Potencia (MVA)
Grupo Conexión
AT (kV)
BT (kV)
Mulaló Lasso La Cocha El Calvario San Rafael Sigchos Pujilí Holcim Familia Sancela Fairis CRS
10/12.5 20 10/12.5 4/5.2 10/13.0 5.0 5.0 9.375 12.5 5.0 3.5
Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1 Dy1
69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69
13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 4.16 13.8 13.8 13.8
57
ELEPCO S.A. cuenta con 34 alimentadores distribuidos en su área de concesión, de los cuales para su modelación se excluye las salidas de la subestación “LA MANÁ” dado que no ingresa en el análisis la zona occidental de Cotopaxi; además, tres de los alimentadores son exclusivos y entregan energía a usuarios privados, como son: Acosa, La Fae y Respaldo de Familia Sancela. Para este estudio se modela únicamente las cargas equivalentes vistas en las cabeceras de los alimentadores; para conocimiento general se describe a continuación cada uno de ellos en la Tabla 3.4. Tabla 3.4: Alimentadores ELEPCO S.A. Código S/E 01CV 01CV 01CV 01CV 02SR 02SR 02SR 02SR 03SA 03SA 03SA 03SA 04ML 04ML 04ML 05LA 05LA 05LA 05LA 05LA 05LA 06CH 06CH 06CH 06CH 06CH 08SG 08SG 10PJ 10PJ
Descripción S/E El Calvario El Calvario El Calvario El Calvario San Rafael San Rafael San Rafael San Rafael Salcedo Salcedo Salcedo Salcedo Mulaló Mulaló Mulaló Lasso Lasso Lasso Lasso Lasso Lasso La Cocha La Cocha La Cocha La Cocha La Cocha Sigchos Sigchos Pujilí Pujilí
Código Alimentador 01CV13B1S1 01CV13B1S2 01CV13B1S3 01CV13B1S4 02SR13B1S1 02SR13B1S2 02SR13B1S3 02SR13B1S4 03SA13B1S1 03SA13B1S2 03SA13B1S3 03SA13B1S4 04ML13B1S1 04ML13B1S2 04ML13B1S4 05LA13B1S1 05LA13B1S2 05LA13B1S3 05LA13B1S4 05LA13B1S5 05LA13B1S6 06CH13B1S1 06CH13B1S2 06CH13B1S3 06CH13B1S4 06CH13B1S5 08SG13B1S1 08SG13B1S2 10PJ13B1S1 10PJ13B1S2
Descripción Alimentador 011 Oriental 012 Industrial Sur 013 Redes Subterráneas 014 Latacunga Sur 021 Brigada Patria - Calera 022 Santa Rosa - Pujilí 023 Niagara 024 Mall Materia 031 Salcedo Norte - Oriente 032 Salcedo Centro 033 Sur Salcedo 034 Salcedo Occidental 041 Mulaló - José Guango Bajo 042 Saquisilí - Guaytacama 044 Provefrut - Brigada Patria 051 Toacazo 052 Tanicuchí - Rio Blanco 053 Chasqui San Agustín 054 Lasso Centro - Sur 055 Acosa 056 Familia Sancela 061 Yugsiloma 062 Interconexión 063 Latacunga Centro Norte 064 Fae 065 Latacunga Norte - Aláquez 081 Sigchos Centro - Chugchilan 082 Las Manzanas - San Francisco 101 La Victoria - Isinche - Zumbahua 102 Pujilí - Centro - Alpamalag
Voltaje (kV) 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8
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3.6.1.1 Análisis de Datos Obtenidos de Medición en Campo Los datos utilizados en el presente trabajo, fueron tomados de los medidores ION SETUP, instalados en la cabecera de cada alimentador, así como en los puntos frontera y puntos de generación distribuida, proporcionada por los departamentos de planificación y dirección técnica de ELEPCO S.A. Los diagramas unifilares y registros estadísticos de la demanda para modelar el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., fueron dotados por la dirección de planificación de la misma empresa. Las rutas del sistema de subtransmisión, calibres de conductores, distancias de líneas, datos de subestaciones, tipos de torres, clientes privados, mediciones establecidas en el sistema SCADA y demás datos de operación son proporcionados por el departamento técnico. Las potencias de generación, datos técnicos de las unidades generadoras fueron entregadas por parte de la dirección de generación. Además, otras instituciones como el CENACE, TRANSELECTRIC Y ARCONEL, colaboraron con datos de la red del SNI modelado en el programa PowerFactory, lo cual sirvió de base para ingresar la red de subtransmisión que sirvió de análisis para flujos de potencia y estudio de cortocircuitos. 3.6.1.2 Validación y Procesamiento de la Información En todo estudio, es necesario confirmar y validar la información recolectada, para la ejecución de un diagnóstico, asegurando así la confiabilidad y consistencia de la información presentada en el mismo. Se recopiló información de catálogos y manuales para obtener las principales características de conductores, equipos de potencia, estructuras de soporte y distancias en las mismas para una correcta modelación del sistema de subtransmisión.
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Para el análisis de flujo de potencia, es indispensable determinar las condiciones de carga del sistema eléctrico de ELEPCO S.A. por tal motivo, se ha recopilado la demanda coincidente de las subestaciones del sistema de potencia. Además, los datos de demanda por cada central de generación presente en el sistema.
MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN ACTUAL Para el análisis del sistema eléctrico de potencia, se consideran cada elemento del sistema y con ello los modelos matemáticos adecuados para la simulación del mismo. Estos modelos matemáticos, sirven para la modelación del sistema de potencia con sus características eléctricas y topográficas, tanto en líneas de subtransmisión, transformadores y cada elemento eléctrico de control como disyuntores, relés, etc. Además, la demanda correspondiente a cada subestación. Para realizar un análisis con los métodos de cálculo manuales conlleva una tarea muy tediosa y complicada, es por ello que en este estudio se utilizará un programa adecuado, que ayude a la solución de flujos de potencia y análisis de cortocircuitos. El programa computacional PowerFactory, cumple con los requerimientos necesarios para cumplir con los objetivos planteados en este trabajo, dado que es un programa basto en el análisis de sistemas eléctricos de potencia, modelando el sistema eléctrico en base a objetos gráficos que representa cada elemento del sistema de potencia. 3.7.1 DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO El presente trabajo, tiene como objetivo la coordinación de protecciones para el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. cuando interactúen la zona A, correspondiente al nodo Mulaló y la zona B, correspondiente al nodo Ambato del sistema eléctrico anteriormente descrito, mediante una línea de subtransmisión que une estos dos sistemas independientes.
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Figura 3.8: Sistema de subtransmisión para el desarrollo del trabajo [Elaboración propia].
Es por esta razón que el modelamiento se realizará únicamente para el sistema eléctrico que comprende los nodos Mulaló y Ambato, los cuales cubren la zona centro del área de concesión de ELEPCO S.A. Es decir se excluye de este análisis la zona C, correspondiente al nodo Quevedo y la zona D, correspondiente a Angamarca, como se muestra en la Figura 3.8. Además, no se considera la subestación Novacero, ya que este gran cliente se alimenta a 138 kV con una subestación propia en este nivel de voltaje.
FLUJOS DE POTENCIA EN LA ZONA CENTRO Y OBTENCIÓN DE RESULTADOS Para realizar el análisis de flujos de potencia, se ha modelado el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. dentro del modelamiento del SNI proporcionado por el CENACE, el sistema de subtransmisión de la zona centro de ELEPCO S.A,
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conformado por la redes de Mulaló y Ambato, la modelación del estudio se indica en la Figura 3.6 y Figura 3.7, respectivamente. 3.8.1 DEMANDAS MÁXIMA Y MÍNIMA DEL AÑO 2015 Tabla 3.5: Cuadro de demandas año 2015 ELEPCO S.A. Condición Máxima SUBESTACI N ALIMENTADOR (MW) (MVAR) 011 Oriental 1.515 0.280 012 Industrial Sur 2.500 0.772 El Calvario 013 Redes Subterráneas 1.600 0.225 014 Latacunga Sur 2.303 0.495 021 Brigada Patria_Calera 3.300 0.800 San Rafael 022 Santa Rosa_Pujilí 2.800 0.700 023 Niagara 3.206 0.933 031 Salcedo Norte Oriente 3.729 1.135 032 Salcedo Centro 2.069 0.403 Salcedo 033 Sur Salcedo 1.555 0.210 034 Salcedo Occidental 1.303 0.145 041_Mulalo_Jose Guango Bajo 1.326 0.282 042 Saquisili_Guaytacama 3.164 0.779 Mulaló 43 Libre 0.000 0.000 044 Provefrut_Brigada Patria 2.927 0.796 45 Libre 0.000 0.000 051 Toacazo 2.584 0.684 052 Tanicuchi_Rio Blanco 0.875 0.143 053 Chasqui_San Agustin 0.726 0.129 Lasso 054 Lasso Centro_Sur 0.847 0.287 055 Acosa 4.233 1.413 056 Familia Sancela 0.000 0.000 061 Yugsiloma 0.744 0.136 063 Latacunga Centro Norte 1.267 0.258 La Cocha 064 Fae 0.352 0.011 065 Latacunga Norte_Alaquez 2.981 0.702 081 Sigchos Centro_Chugchilan 0.768 0.045 Sigchos 082 Las Manzanas_San Francisco 0.144 0.006 101 La Victoria_Isinche - Zumbahua 2.659 0.421 Pujilí 102 Pujilí Centro_Alpamalag 1.590 0.302 Fairis 991 Fairis 1.550 0.610 Holcim 992 Holcim 4.500 1.500 Familia Sancela 993 Familia Sancela 4.839 1.591 CRS 994 C. Rehabilitación 2.500 0.822 Total sistema 53.067 12.491 Total Grandes Clientes 12.687 4.522 Total ELEPCO S.A. 65.754 17.014
Mínima (MW) (MVAR) 0.65 0.24 0.25 0.05 0.66 0.16 0.87 0.43 1.36 0.64 0.98 0.41 0.97 0.4 1.17 0.67 0.97 0.4 1.71 0.64 0.56 0.07 0.21 0.06 0.28 0.01 0 0 0.4 0.17 0 0 0.86 0.35 0.81 0.16 0.34 0.15 0.4 0.17 0.17 -0.22 0.03 0.04 0.3 0.09 0.43 0.18 0.1 0.03 1.11 0.54 0.33 0.03 0.08 0.01 1.45 0.4 0.6 0.24 0.54 0.02 4.5 1.5 5.47 1.8 0.75 0.25 18.05 6.52 11.26 3.57 29.31 10.08
En primera instancia se analiza para el año 2015, puesto que el trabajo de titulación fue realizado a partir del mes de abril del año 2016 y al no contar con
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datos del mencionado año; se procedió a comprobar con datos históricos del año 2015 y su respectiva validación. Para la modelación se ingresa el consumo, que corresponde a la demanda máxima y mínima coincidente del sistema en el año 2015, la cual se registró el 17 de junio a las 19H00 y el 1 de enero a las 08:00, respectivamente, la Tabla 3.5 presenta el resumen energético de consumo anual expresado en MW. 3.8.2 MODELACIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. La modelación del sistema, fue ejecutada en el programa PowerFactory, debido a la facilidad que ofrece en el análisis de estudios eléctricos de potencia; el diagrama unifilar se presenta en el Anexo 1. Las presentes simulaciones están consideradas bajo las condiciones actuales de operación, es decir con un sistema puramente radial; con el objeto de verificar los resultados obtenidos de la simulación con los medidos en el campo y poder determinar la valides del modelo efectuado en el programa PowerFactory. 3.8.3 FLUJOS DE POTENCIA 3.8.3.1 Generadores y barras del SNI Potencia activa medida por los analizadores ION-SETUP a demanda máxima.
El análisis de los resultados obtenidos en los medidores instalados en las cabeceras de los alimentadores y nodos de interconexión con el SNI, sirven como base de comparación con los resultados obtenidos de los flujos de potencia realizados en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., mediante el programa PowerFactory. Estos resultados se tabulan en la Tabla 3.6. Tabla 3.6: Generación medida en ELEPCO S.A. Generación Mulaló+ Ambato Illúchi1(1+2+3+4) Illúchi 2(1+2) Total
Generación (MW) 60.772 3.3787 4.14882 68.2995
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Potencia activa calculada en el programa PowerFactory a demanda máxima.
Tabla 3.7: Generación calculada en ELEPCO S.A. Generación Mulaló Ambato Subtotal 1 Illúchi 1 (1) Illúchi 1 (2) Illúchi 1 (3) Illúchi 1 (4) Subtotal 2 Illúchi 2(1) Illúchi 2(2) Subtotal 3 Total
Generación (MW) Generación (MVAr) 45.15 13.21 14.92 4.62 60.07 17.83 0.4 0.49 0.6 0.09 1 0.14 1.3 0.19 3.3 0.91 2 0.56 2.12 0.91 4.12 1.47 67.49 20.21
Para realizar la verificación de resultados en cuanto a potencia activa, se ejecuta los flujos de potencia con las demandas máximas coincidentes, los resultados muestran las contribuciones energéticas de los nodos de conexión Mulaló, Ambato y la generación distribuida de ELEPCO S.A. Los cuales indican que el SNI entrega a la Zona Centro un total de 60.36 MW y 18.87 MVAr. Por otro lado, la generación propia de ELEPCO S.A. 7.42 MW y 2.42 MVAr. Sumando un total de 68.2995 MW y 20.21 MVAr de generación total. Como se resume en la Tabla 3.7 mostrada a continuación. La Figura 3.9 detalla los resultados en porcentaje del aporte energético de cada uno de los nodos tanto para Ambato, Mulaló y Illuchi I y II en configuración radial del sistema; en el cual se aprecia que existe un desbalance de aporte energético entre nodos de interconexión, debido a esto las líneas del sistema Mulaló podrían sobrecargarse en los próximos años.
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Figura 3.9: Aporte energético actual para ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
Los aportes de potencia calculados en el programa PowerFactory en los nodos de interconexión en el SNI a condición de demanda máxima, en la fecha del 17 de junio a las 19:00; corresponde al 89.21% de la energía total suministrada a ELEPCO S.A. mientras que la generación propia asciende a 10.99% de la energía generada como se muestra en la Tabla 3.8. Tabla 3.8: Generación actual ELEPCO S.A. Generación SNI ELEPCO S.A. Total
Generación Generación (MW) (MVAr) 60.07 17.83 7.42 2.48 67.49 20.21
Porcentaje Potencia (%) 89.00 11.00 100.00
Comparación de resultados de potencia activa, para la calculada y medida
Con el objeto de validar el modelo creado en el programa PowerFactory, se compara los resultados obtenidos de potencia activa y posteriormente se calcula
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los errores entre los valores calculados y medidos, estos últimos sirven como base de cálculo. Detalle en la tabla 3.9 Tabla 3.9: Comparación de aporte energético actual. Generación Mulaló+ Ambato Illúchi 1(1+2+3+4) Illúchi 2(1+2) Total
Potencia Medida (MW)
Potencia Calculada (MW)
Error (%)
60.772 3.3787
60.07 3.3
1.155 2.329
4.14882 68.2995
4.12 67.49
0.69 1.18
Al analizar la Tabla 3.9, se puede determinar que el modelo presenta un error máximo de 2.329 % en la central hidroeléctrica Illuchi I, esto se atribuye a la línea de subtransmisión que interconecta la central con la subestación El Calvario, debido a que aproximadamente en un 12% de la longitud total de la línea, se encuentra modificadas las estructuras, debido a la remodelación realizada durante el primer semestre del año 2015, esto hace que las impedancias equivalentes de la línea se vean modificadas. Tabla 3.10: Comparación de voltajes medidos y calculados. BARRA_kV S/E Ambato._69 Salcedo_69 Salcedo._13.8 San Rafael_69 San Rafael_13.8 Pujili_69 Pujili_13.8 Pujili_69 La Cocha_69 Cocha_13.8 El Calvario_13.8 El Calvario_23 Illuchi 1_23 Illuchi 2_13.8 Illuchi 2_13.8 Mulalo._69 Mulaló _13.8 Lasso_69 Lasso._13.8 Sigchos_69 Sigchos._13.8
VOLTAJE SIMULADO [kV] 68.88 67.29 13.3 66.78 13.02 66.71 13.31 66.71 67.53 13.62 13.33 22.11 22.71 13.61 13.61 68.78 13.47 68.11 13.36 68.03 13.66
VOLTAJE MEDIDO [kV] 68.88 67.5 13.58 68.29 13.34 67.05 13.32 67.05 68.37 13.77 13.54 22.49 22.71 13.75 13.75 68.78 13.59 68.42 13.51 68.32 13.74
ERROR [%] 0.000 0.311 2.062 2.211 2.399 0.507 0.075 0.507 1.229 1.089 1.551 1.690 0.000 1.018 1.018 0.000 0.883 0.453 1.110 0.424 0.582
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Para verificar el modelo como valido se analiza los voltajes calculados y medidos, con sus respectivos errores. Ver detalle en la Tabla 3.10. El error máximo entre el voltaje medido y calculado es de 2.399%, en la barra San Rafael 13.8 kV, por lo cual al obtener estos resultados, se puede concluir finalmente que el modelo es válido. Flujo de potencia ejecutado al cerrar la línea de subtransmisión San Rafael – torre Holcim
Tabla 3.11: Generación calculada para el sistema en anillo de ELEPCO S.A. Generación Mulaló Ambato Subtotal 1 Illúchi 1 (1) Illúchi 1 (2) Illúchi 1 (3) Illúchi 1 (4) Subtotal 2 Illúchi 2(1) Illúchi 2(2) Subtotal 3 Total
Generación (MW) 32.45 27.91 60.36 0.4 0.6 1 1.3 3.3 2 2.12 4.12 67.78
Generación (MVAr) 17.43 1.44 18.87 0.53 0.09 0.14 0.19 0.95 0.56 0.91 1.47 21.29
Aporte Energético ELEPCO S.A. ELEPCO S.A. 11% Mulaló 48% Ambato 41%
Mulaló
Ambato
ELEPCO S.A.
Figura 3.10: Aporte energético para el sistema en anillo. [Elaboración propia].
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Al cerrar la línea San Rafael – torre Holcim, motivo del desarrollo del presente trabajo de titulación; se analiza la distribución de flujos de potencia en los nodos de interconexión con el SNI y la barra de generación conformado por las centrales Illuchi I e Illuchi II; en la Figura 3.10 se observa que el sistema de subtransmisión en configuración en anillo obtiene una contribución energética más homogénea en los nodos de conexión con el SNI. ELEPCO S.A. se abastece energéticamente en su gran mayoría del SNI, sin embargo las centrales Illúchi 1 y 2, contemplan un importante aporte para la subestación El Calvario. Ya que la demanda de esta subestación se abastece de la interconexión con la subestación la Cocha y al no existir este patio generador esta subestación seria afectada directamente. 3.8.3.2 Líneas de subtransmisión Tabla 3.12: Líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A. sistema anillo Desde - Hasta
Voltaje (kV)
Distancia (km)
Ambato 69 - Conexión Fairis La Cocha 13.8 – El Calvario 13.8 Conexión Fairis - Conexión Salcedo Conexión Fairis 69 - Fairis 69 Conexión Salcedo - Deriv San Juan Conexión Salcedo 69 - Salcedo 69 Deriv C. Re hábil - C. Re hábil 69 Deriv C. Re hábil - San Rafael 69 Deriv Familia - Familia 69 Deriv Familia - Lasso 69 Deriv Laigua - Cocha 69 Deriv Laigua - Deriv C. Rehabil Deriv San Juan - Holcim 69 Illuchi1 23 – El Calvario 23 Illuchi2 13.8 – El Calvario 13.8 Lasso 69 - Sigchos 69 Mulaló 69 - Deriv Familia Mulaló 69 - Deriv Laigua San Rafael 69 - Deriv San Juan San Rafael 69 - Pujilí 69
69 13.8 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 23 13.8 69 69 69 69 69
13.37 2.32 10.21 0.01 10.78 0.01 2.28 6.00 1.00 2.22 6.44 4.44 0.70 9.45 7.49 37.90 4.27 8.19 1.34 7.05
Potencia Máxima (MW) 27.906 0.821 -25.693 1.550 17.037 -8.656 -2.500 1.182 4.840 10.189 6.177 -3.683 4.501 -3.179 -3.922 0.913 -15.029 -9.879 12.408 -4.249
Potencia Máxima (MVAr) 1.438 0.545 0.523 0.649 -2.863 -2.340 -0.946 8.297 1.750 2.412 1.799 -9.208 1.688 -1.467 0.099 -0.565 -4.162 -10.975 -4.694 -0.806
Cargabilidad (%) 46.698 13.319 44.055 2.851 29.614 15.371 4.579 15.628 9.358 19.074 11.856 18.277 13.043 38.475 25.072 1.958 28.385 27.085 22.834 8.029
68
Las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A. transportan energía a un nivel de voltaje de 69 kV a las subestaciones existentes, con excepción de las líneas Illúchi I e Illúchi II - El Calvario. Las cuales se energiza a 23 kV y 13.8kV, respectivamente, a esto se suma la interconexión El Calvario - La Cocha con un voltaje de 13.8 kV. Al observar los resultados del flujo de potencia en un sistema eléctrico en anillo, los flujos de corriente por los nodos de conexión con el SNI es de forma más equitativa logrando que las líneas de subtransmisión transporten menor energía que en un sistema radial; logrando disminuir la cargabilidad de las líneas a valores inferiores del 50% como se puede observar en la Tabla 3.12. En la Tabla 3.13 se realiza un análisis de cargabilidad para las dos condiciones de operación, esto para la configuración radial y la propuesta por este estudio la configuración en anillo y se verifica la variación de cargabilidad en las líneas de subtransmisión. Tabla 3.13: Comparación de las líneas de subtransmisión en radial y anillo Línea de Subtransmisión Desde - Hasta Ambato 69 - Conexión Fairis La Cocha 13.8 – El Calvario 13.8 Conexión Fairis - Salcedo Conexión Fairis 69 - Fairis 69 Conexión Salcedo - Deriv San Juan Conexión Salcedo 69 - Salcedo 69 Deriv C. Re hábil - C. Re hábil 69 Deriv C. Re hábil - San Rafael 69 Deriv Familia - Familia 69 Deriv Familia - Lasso 69 Deriv Laigua - Cocha 69 Deriv Laigua - Deriv C. Rehabil Deriv San Juan - Holcim 69 Illuchi1 23 – El Calvario 23 Illuchi2 13.8 – El Calvario 13.8 Lasso 69 - Sigchos 69 Mulaló 69 - Deriv Familia Mulaló 69 - Deriv Laigua San Rafael 69 - Deriv San Juan San Rafael 69 - Pujilí 69
Cargabilidad (%) Radial Anillo 26.25 46.69 13.92 13.32 23.50 44.05 3 2.85 8.25 29.61 15.37 15.37 4.58 4.58 25.99 15.63 9.36 9.36 19.07 19.07 11.87 11.86 30.82 18.28 13 13.04 38.29 38.47 25.05 25.07 1.96 1.96 28.38 28.38 42.60 27.08 0 22.83 8.029 8.03
Diferencia Anillo-radial 20.44 -0.6 20.55 -0.15 21.36 0.00 0.00 -10.36 0.00 0.00 -0.01 -12.54 0.00 0.18 0.02 0.00 0.00 -15.52 22.83 0.00
69
La referencia es la cargabilidad actual (sistema radial), cuando el porcentaje es de signo positivo significa que se sobrecargó la línea con esa razón, de la misma manera si tiene un valor negativo significa que disminuyo la cargabilidad con esa misma razón. 3.8.3.3 Transformadores La zona centro de ELEPCO S.A., cuenta con 8 transformadores reductores y 4 transformadores privados. Estos no varían la cargabilidad debido a que la demanda de potencia sigue siendo la misma en sus terminales. Detalle del flujo de potencia en la Tabla 3.14. Los transformadores propios de ELEPCO S.A. se encuentran bajo el límite de cargabilidad, siendo el transformador de la subestación Salcedo el más cargado a un 72 %, este transformador es el reubicado de la anterior S/E Salcedo, cabe recalcar que este disminuirá su cargabilidad dado que se está construyendo la subestación Mulliquindil, la cual abastecerá la parte oriental de Salcedo y la Salcedo reubicada abastecerá la parte occidental de la misma ciudad, actualmente abastece a toda la parte centro y norte de este cantón. Tabla 3.14: Transformadores de ELEPCO S.A. Transformador Pujilí_69/13.8_kV San Rafael_69/13.8_kV CRS_69/13.8_kV Familia_69/13.8_kV El Calvario_23/13.8_kV Fairis_69/13.8_kV Holcim_69/4.16_kV La Cocha_69/13.8_kV Lasso_69/13.8_kV Mulalo_69/13.8_kV Salcedo_69/13.8_kV Sigchos_69/13.8_kV
Potencia máxima 16.00 13.00 3.50 12.50 5.20 5.00 9.38 12.00 20.00 12.00 12.50 5.00
(MW)
(MVAr)
4.249 8.306 2.200 4.839 3.179 1.550 4.500 6.165 9.265 7.417 8.656 0.912
0.806 2.951 0.946 1.764 1.467 0.649 1.698 1.878 2.991 2.229 2.340 0.063
Cargabilidad % 27.466 66.157 67.079 41.069 67.795 33.601 52.305 54.081 48.571 64.011 72.451 18.250
70
3.8.3.4 Barras El sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. cuenta con barras a un nivel de voltaje de 69 kV para el transporte de energía entre los nodos de conexión con el SNI y subestaciones; el nivel de bajo voltaje de los transformadores de distribución se maneja a 13.8 kV, de aquí se distribuye la energía en el área de concesión de la empresa. Sin embargo existen barras a 23 kV para el transporte de energía entre la central Illúchi I y El Calvario y barras a 13.8 kV para el transporte de energía entre la central Illúchi II y El Calvario. Tabla 3.15: Voltajes ELEPCO S.A. Barra CRS_69_kV El Calvario_23_kV La Cocha_13.8_kV La Cocha_69_kV Conexion_Fairis Conexion_Salcedo Deriv_Familia Deriv_Laigua Deriv_San Juan Deriv_CRS Fairis_69_kV Familia_69_kV Holcim_69_kV Illuchi 1_2.4_kV Illuchi 1_23_kV Illuchi 2_13.8_kV Illuchi 2_2.4_kV Lasso_69_kV Mulalo_69_kV Pujili_69_kV Salcedo_69_kV San Rafael_69_kV Sigchos_69_kV
Voltaje nominal (kV) 69.00 23.00 13.80 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 2.40 23.00 13.80 2.40 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00 69.00
Voltaje sistema radial (pu) 0.96 0.96 0.97 0.96 0.95 0.97 0.97 0.96 0.95 0.96 0.95 0.97 0.95 1.00 1.00 0.99 0.98 0.97 0.97 0.95 0.95 0.95 0.97
Voltaje sistema anillo (pu) 0.99 0.99 0.98 0.99 1.00 0.99 1.00 1.00 0.99 0.99 1.00 1.00 0.99 1.00 1.04 1.00 1.00 1.00 1.01 0.98 0.99 0.99 1.00
Mejora (%) 2.58 2.28 0.81 2.26 4.33 1.38 2.29 3.07 3.16 2.55 4.33 2.31 3.18 0.0 3.32 0.20 1.37 2.37 2.99 2.20 3.40 3.09 2.31
Como se observa en la Tabla 3.15, los voltajes en las barras cuando el sistema está conectado en configuración radial se encuentran sobre el valor de 0.95 por
71
unidad (pu) magnitud aceptable para el funcionamiento del sistema eléctrico; pero, al cerrar la línea San Rafael – torre Holcim, los voltajes suben a valores próximos al nominal; lo cual prevée que al ingresar dicha configuración en anillo mejora las condiciones de voltaje. 3.8.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA La potencia activa ingresada, fueron medidos por los analizadores ION – SETUP, los cuales al restar las demandas máximas ingresadas en las cargas (ver Tabla 3.5) genera el remanente de potencia, lo cual corresponde a las pérdidas del sistema que haciende a un valor de 1.2 MW, esto representa el 1.81% de pérdidas en subtransmisión. La modelación no tiene errores que superen el 2.5%, esto para potencia activa y niveles de voltaje, por lo tanto se considera como una base de datos válida para el estudio de cortocircuitos, objeto principal de este trabajo de titulación.
CORTOCIRCUITOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. La norma utilizada para el análisis de cortocircuitos es la IEC 60909. En base a ella se realiza los cálculos para corrientes máximas y mínimas de cortocircuito; mediante un gran número de simulaciones se obtiene los valores máximos y mínimos de cortocircuitos, en general el análisis se realiza en las barras a nivel de 69 kV. Los objetivos de obtener estos valores de corriente de pico de cortocircuito son para comparar los valores de diseño de los interruptores y diseño de TCs, con el fin de que no existan problemas de daño o saturación de los equipos, respectivamente. El diseño de TCs y TPs son parte del presente trabajo de titulación; los resultados obtenidos son útiles para la calibración y coordinación del sistema de protecciones. 3.9.1 OPERACIÓN EN ANILLO Los cortocircuitos ejecutados en las barras se detallan en la Tabla 3.16, donde resume las corrientes pico de cortocircuitos ya sea trifásicos, bifásicos, bifásicos a
72
tierra y monofásicos para máximas y mínimas corrientes; las fallas fueron producidas en las barras especificadas en dicha Tabla.
Tabla 3.16: Corriente de cortocircuito pico ( ). Nivel de corto circuito en la barra CRS El Calvario_23_kV La Cocha_69_kV Deriv_Familia Deriv_Laigua Deriv_CRS Fairis_69_kV Holcim_69_kV Illuchi 2_2.4_kV Illuchi 1_2.4_kV Lasso_69_kV Mulalo_69_kV Pujili_69_kV Salcedo_69_kV San Rafael_69_kV Sigchos_69_kV
∅
3 (A) 7651 3390 6928 9490 9498 4012 9320 7850 3390 2670 8370 12780 5830 7920 7930 2720
∅
∅
Máximas corrientes de corto circuito 1 -t (A) 2 (A) 4770 5570 1090 2130 4940 5780 8280 7180 3530 8180 3058 3559 7150 8040 5660 6770 4190 2900 2970 2170 6890 7210 13260 11010 3920 5030 5660 6830 5750 6840 1680 2350
2
∅
(A) 5920 930 6110 8990 5530 2719 8650 7160 4320 2970 7810 11010 5240 5660 7240 2460 -t
73
EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. CONCEPTOS GENERALES 4.1.1 CONFIABILIDAD En todo sistema eléctrico conformado por un grupo de equipos o elementos de potencia, la confiabilidad es un aspecto dominante, la cual determina la continuidad del servicio eléctrico; es decir que tan segura es la operación del sistema eléctrico frente a eventos o contingencias adversas producidas en la red, debido a fallas en los componentes del sistema [26]. La confiabilidad de un sistema eléctrico está ligada directamente al concepto de disponibilidad de servicio eléctrico; es decir, la confiabilidad indica la probabilidad de que en un sistema eléctrico preste servicio a todos los usuarios servidos de esa red eléctrica en específico [26]. La confiabilidad de una red eléctrica puede ser determinada mediante indicadores o índices de confiabilidad, los cuales para ser cuantificados mediante dos parámetros propios del funcionamiento de los componentes de la red. El primero
de ellos es la tasa de fallas ( ) y el segundo, la tasa de reparaciones ( ), estas dos variables son valores que definen el número de horas que pasa un elemento en estado de falla y en estado de reparación, respectivamente; en relación con su tiempo de utilización [15].
# ó #
( 4.1)
( 4.2)
74
4.1.2 INDICADORES DE CONFIABILIDAD Los indicadores de confiabilidad permiten diagnosticar el estado del sistema cuando es sometido a condiciones anormales de operación; además, estos resultados permiten tomar precauciones operativas, los cuales pueden ser de corrección o prevención; los indicadores mayormente utilizados para analizar las redes eléctricas son: FOI
(Siglas en inglés: Frequency of Interruptions en inglés), indicador que determina el número de fallas que han producido energía no suministrada en el sistema durante un periodo de tiempo en específico [26]. LOLP
(Siglas en inglés: Lost Of Load Probability),
indicador que determina la
probabilidad de que se presente una falla en el sistema y que la misma provoque energía no suministrada; es decir que, usuarios con servicio eléctrico queden sin energía durante la falla [26]. ENS
(Siglas en inglés: Energy Not Supplied), es la cantidad de energía que se deja de suministrar al sistema durante una falla, como indicador de confiabilidad de una red eléctrica refleja la severidad de las fallas que podrían presentarse en la red [26]. DNS
(Siglas en inglés: Demand Not Supplied), indicador de la demanda no suministrada, se refiere al valor de potencia que se deja de suministrar durante una falla en el sistema, se diferencia de la ENS ya que esta última considera la duración de la falla, la cual representa la energía no suministrada debido a la desconexión de la carga durante el evento transitorio [26].
75
4.1.3 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD La información utilizada al ejecutar cada flujo óptimo de potencia es: la potencia y energía no suministrada como también el número de fallas en cada una de las barras (PQ) del sistema. El cálculo del LOLP relaciona el número de horas del sistema con falla respecto a las horas posibles en el año. El cálculo de la ENS se realiza mediante la suma de las potencias no entregadas por los generadores en caso de falla. La DNS es un valor de potencia que se da en un instante de tiempo, es posible tener una lectura instantánea con un medidor de potencia denominado (Vatímetro).
ñ 8760 ∑= ℎ ñ 8760
( 4.3) ( 4.4) ( 4.5) ( 4.6)
Los indicadores FOI, LOLP, ENS y DNS, son calculados para periodos de un año. 4.1.4 NÚMEROS ALEATORIOS Un número aleatorio es una cantidad o un valor que se obtiene de forma natural, sin seguir una secuencia determinada u obedecer a un patrón, por ejemplo el número de veces que sale cara al lanzarse una moneda varias ocasiones, entre otros ejemplos. Un número aleatorio generalmente está definido por un valor decimal entre 0 y 1 [26].
76
Los números aleatorios presentan una herramienta ampliamente difundida y utilizada en el campo de las simulaciones matemáticas, en este caso para la determinación de indicadores de confiabilidad, la herramienta utilizada requiere de la aplicación de estos números, dado que la obtención de los tiempos de duración de las fallas simuladas y el tiempo de operación de los componentes del sistema son obtenidos mediante distribuciones de probabilidad en base a parámetros de tasa de falla y reparaciones de los componentes del sistema [26]. 4.1.5 NÚMEROS PSEUDOALEATORIOS Un número pseudoaleatorio se diferencia de un aleatorio dado que es obtenido en base a una curva de distribución de probabilidades, estas distribuciones de probabilidad pueden ser discretas (números enteros) o continuas (números decimales), las distribuciones de probabilidad continuas más comunes son: Binomial, Normal, Exponencial y Weibull [15]. En la herramienta aplicada para este trabajo se utiliza una distribución exponencial, dado que, al inicio del análisis de fallas existe alta probabilidad de perdida de carga, pero conforme pasa el tiempo va disminuyendo de forma drástica, haciendo que para tiempos extendidos se acerque a su valor más probable; para la obtención de los tiempos de falla y operación de los elementos del sistema, se presenta la Figura 4.1 de la distribución exponencial de probabilidad [15].
−
Donde: = Tasa de falla o reparaciones según corresponda y = Valor que obedece la distribución de probabilidad exponencial.
(4.7)
77
Figura 4.1: Distribución exponencial [15].
DESCRIPCIÓN DEL MÉTODO UTILIZADO MÉTODO DE SIMULACIONES DE MONTECARLO El método de simulaciones de Montecarlo es un método ampliamente difundido en los análisis matemáticos que requieren el uso de números aleatorios, al usar este tipo de números para el análisis, se obtiene resultados muy cercanos a la realidad [15]. Se ha utilizado este método en áreas como: la optimización de recursos, predicciones de variables en el tiempo, planificación de trabajos, etc. En el presente trabajo se utiliza una herramienta desarrollada en PowerFactory que se basa en el método de simulaciones de Montecarlo para la determinación de los indicadores de confiabilidad de una red eléctrica [15]. Primeramente, el método parte utilizando como variables de entrada: la tasa de fallas y de reparaciones de las líneas de transmisión y generadores del sistema a ser analizado, en base a estas tasas y mediante las distribuciones de probabilidad, se generan casos de operación en cada uno de los elementos del sistema; una vez definidos los tiempos de falla y de reparación de los elementos de la red, se procede con la creación de estados de operación del sistema en general, y posteriormente a esto, se obtiene la información mediante el cálculo de flujos óptimos de potencia para cada uno de los estados de operación definidos; y
78
finalmente se obtienen los resultados de los indicadores de confiabilidad de la red LOLP y DNS [15].
USO DE LA HERRAMIENTA POWERFACTORY
COMPUTACIONAL
EN
4.3.1 ESTRUCTURA En el presente trabajo de titulación se aplicó una herramienta desarrollada como parte de un trabajo de titulación presentado en la Escuela Politécnica Nacional bajo el nombre de “Diseño e implementación de una herramienta de software para el análisis de confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia basado en el método de simulación de Montecarlo” desarrollado por el Ing. Daniel Gutiérrez.
Figura 4.2: Algoritmo de diagrama de flujo del análisis de confiabilidad [15].
79
Se dispuso de un manual de usuario que fue de utilidad para la aplicación del programa en la red analizada del presente trabajo, todas las simulaciones se realizaron en el programa PowerFactory. La estructura de la herramienta utilizada esta resumida en un algoritmo graficado como diagrama de flujo que se presenta en la Figura 4.2 5. 4.3.2 INGRESO DE LA RED 4.3.2.1 Creación del caso de estudio en PowerFactory La red en la que se desee estudiar su confiabilidad, debe ser ingresada como un caso de estudio en PowerFactory, misma que debe ser configurada con la codificación especificada en el DPL (Ver Anexo 5), la adaptación de nombres para el caso de estudio se realiza para las barras, líneas y generadores, los transformadores para este caso no ingresan como parte del estudio; con la codificación realizada se logra mantener un orden en la presentación de la información; por ejemplo: los generadores asociados a las barras son llamados mediante el prefijo “G” y como sufijo el número de barra, por ejemplo “G_05” . Para analizar el sistema, se lo expone a un conjunto de fallas, esos últimos pueden producir desequilibrio entre la carga y generación, el reflejo de ello es un error de convergencia en la red modelada; para solucionar este problema se requiere ingresar generadores virtuales que compensen dicho desbalance en las barras de carga donde exista problemas; la condición de estos generadores es que operen de forma diferente a los generadores reales, el detalle de la operación en la sección 4.3.2.2.
GUTIERREZ Daniel, “Diseño e Implementación de un Software para el Análisis de Confiabilidad de Sistemas Eléctricos de potencia Basado en el Método de Montecarlo”, Tesis de Ingeniería Eléctrica, Escuela Politécnica Nacional, Ecuador, 2016 5
80
4.3.2.2 Generadores Virtuales La herramienta utilizada en este trabajo requiere de la utilización de un artificio denominado costo de generación, el cual asume la energía no suministrada durante una falla en una determinada barra de carga, por lo cual, cuando se ejecuta una falla en cualquier lugar de la red, existen dos opciones, estas son converge el sistema o salta un error y no converge, el segundo caso se debe a que no existe equilibrio entre la demanda y la generación para restablecer el sistema cuando se produce la falla, para lo cual, se debe ingresar generadores virtuales en las barras de carga del sistema (PQ), con un despacho económico más alto (10 a 20 veces más alto del costo normal), dado esta configuración de los generadores virtuales, al simular flujos óptimos de potencia ingresan automáticamente en segunda instancia para suministrar energía a los usuarios que han sido desconectados por la falla. La metodología de cálculo utiliza la herramienta flujo óptimo de potencia, la cual minimiza los costos de operación del sistema, es decir, los generadores de bajo costo de producción son los que tienen mayor prioridad de ingresar en operación, estos representan los generadores reales del sistema; pero si ocurre una emergencia debido a fallas, entonces entran en operación los generadores virtuales ya que están configurados con costos de producción más elevados; mediante la programación efectuada con los lenguajes de programación (DPL´s), en la Tesis del Ing. Daniel Gutiérrez, permite configurar, simular y calcular la energía suministrada por los generadores virtuales, con lo cual es posible calcular la energía no suministrada (ENS), que viene a ser precisamente la que entregan estos generadores [15]. 4.3.2.3 Configuración de los equipos de potencia El DPL desarrollado, está diseñado de tal manera que reconozca ciertas codificaciones predefinidas internamente, las cuales representan algún elemento o variable del sistema de potencia, lo cual ayuda a determinar que elemento está
81
siendo analizado. Es así que en base al manual de usuario realizado en la tesis, se configura la red tal como solicita la herramienta para tener mayor organización en los datos que se ingresan para la simulación. Configuración de barras
La codificación de las barras, es mediante el prefijo “N” y sufijo el número de barra, por ejemplo para la barra Sigchos “N19”; (Ver anexo 3) [15]. Configuración de las cargas
De la misma manera que la codificación de las barras, se aplica para las cargas la codificación mediante el prefijo “C” y sufijo el número de carga, por ejemplo “C07”; (Ver anexo 3) [15]. Configuración de los generadores
Estos generadores son los reales, los que se encuentran en operación dentro del sistema; la simbología utilizada es con el prefijo “G” y sufijo lleva el número de generador, por ejemplo para el generador 3 de la central Illuchi I, “G_03”; (Ver anexo 3) [15]. Configuración de los generadores virtuales
Estos generadores son los impuestos por el programa para que haya equilibrio entre carga – generación y tienen un costo de operación mas alto; La simbología utilizada es con el prefijo “VG” y el sufijo lleva el número de barra, por ejemplo para la barra de carga Salcedo N03, “VG_03”; (Ver anexo 3) [15]. El detalle de lo analizado en los 4 literales anteriores se especifica en la Figura 4.3, donde especifica la codificación para los elementos del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., a ser analizado,
82
Figura 4.3: Diagrama de configuración de la red para la modelación [Captura pantalla] . La herramienta que se utilizó para la determinación de los indicadores de confiabilidad con la línea San Rafael – torre Holcim, abierta y cerrada (ver Figura 4.7, Figura 4.8 y Figura 4.9, Figura 4.10, respectivamente), funciona como se mencionó mediante el cálculo de flujos óptimos de potencia. 4.3.3 DEFINICIÓN DE VARIABLES Para la aplicación del programa se debe crear un grupo de vectores y variables, las cuales recopilan información de elementos como; barras, generadores reales y virtuales, cargas y líneas del sistema; para ello se utilizan variables que están asociadas a cada equipo, los cuales permiten manejar la información relacionada con cada uno de ellos. Análisis de los indicadores de confiabilidad del sistema:
FOI
El vector que almacena el histórico del número de fallas “FOI” , está definido por la siguiente nomenclatura: FOI[Número de Barra]; esta información está definida para cada una de las barras del sistema, donde se conectan generadores y cargas.
83
El número de fallas registrado en la barra, es un número entero, por lo cual se inicializa con el comando “ int ”; detalle en la Figura 4.4.
Figura 4.4: Declaración de variables FOI, para el cálculo de los indicadores.
ENS
La variable ENS calcula la energía no suministrada durante una falla, este registro se almacena durante un periodo anual; la nomenclatura que define la variable interna es: ENS[Número de Barra] . Detalle en la Figura 4.5.
Figura 4.5: Declaración de variables para el cálculo de los indicadores.
GEN
La variable “GEN” almacena la potencia no suministrada para las cargas del sistema, esta variable ayuda a determinar el indicador Demanda No Suministrada (DNS) del sistema; el registro se realiza para cada hora; la nomenclatura que define la variable interna es : gen[Número de Barra]. Además, una variable importante a tener en cuenta es la variable “ P gen” la cual almacena la energía no suministrada durante una falla en todo el sistema, por esto debe ser siempre la suma de todas las variables “ GEN ” de las barras de carga del sistema.
= ∑=
Donde: Pgen:
Energía no suministrada
(4.8)
84
GEN:
Potencia no suministrada
n:
Número de generadores instalados en el sistema
Una vez creadas las variables se procede con la inicialización de las mismas en el campo correspondiente del código de programación. El ingreso de los datos para dichas variables se realiza de forma manual, dichos datos deben ser definidos en el vector que corresponde a cada indicador. En la Figura 4.6, se detalla a modo de ejemplo el ingreso del número de fallas (FOI) en los vectores correspondientes, codificados con el número de barra de carga establecida en el sistema analizado.
Figura 4.6: Inicialización de variables. Una vez ingresado los vectores con sus respectivas variables; finalmente se procede con la adecuación del reporte final de resultados mediante el ordenamiento de la información en la hoja de Excel generada por la herramienta.
APLICACIÓN RESULTADOS
AL
SISTEMA
DE
SUBTRANSMISIÓN
Y
Posterior a la aplicación de la herramienta en la red de subtransmisión de ELEPCO S.A., con la línea SAN RAFAEL – TORRE HOLCIM, abierta y cerrada se han obtenido los siguientes resultados disgregados para cada caso.
85
4.4.1 RED CON LÍNEA ABIERTA 0.05
LOLP
0.04 r o d a c i d n I
0.03 0.02 0.01 0.00 0
20
40
60
80
100
120
Años de Simulación
Figura 4.7: LOLP de la red con configuración radial [Elaboración propia]. Se ha obtenido la Figura 4.7, para la evolución del indicador LOLP y la Figura 4.8, para la evolución del indicador DNS. 0.70 DNS
0.65 0.60 a i c n e t o P
0.55 0.50 0.45 0.40 0
20
40
60
80
100
120
Años de simulación
Figura 4.8: DNS de la red con configuración radial [Elaboración propia]. Luego de las simulaciones realizadas con la línea San Rafael – torre Holcim abierta se ha obtenido la convergencia de los indicadores en los siguientes valores:
DNS= 0,594 [MW]
LOLP = 0,042
86
4.4.2 RED CON LÍNEA CERRADA 0.020 LOLP
r o d a c i d n I
0.015
0.010 0
20
40
60
80
100
120
Años de simulación
Figura 4.9: LOLP de la red con configuración en anillo [Elaboración propia] . La evolución del indicador LOLP se ve reflejada en la Figura 4.9, mientras que la evolución del indicador DNS se ve representada en la Figura 4.10 0.50 DNS
0.40 a i c n e t o P
0.30
0.20 0
20
40
60
80
100
120
Años de simulación
Figura 4.10: DNS de la red con configuración en anillo [Elaboración propia] .
87
Luego de las simulaciones realizadas con la línea San Rafael – torre Holcim, cerrada se ha obtenido la convergencia de los indicadores dando como resultado de los siguientes valores:
DNS= 0.310 [MW]
LOLP= 0.017
VALORES DE E NS DETERMINADOS EN DÓLARES La demanda recuperada se puede hallar mediante una diferencia entre la demanda no suministrada con la línea abierta y la demanda no suministrada con la línea cerrada, esta demanda recuperada multiplicada por un factor de carga, concluye el valor de demanda promedio recuperada, debido a la operación de migrar de un sistema radial a uno en anillo. Detalle en la Figura 4.12.
DEMANDA RECUPERADA
Figura 4.11: Demanda Recuperada [Elaboración propia] . Además, con el costo promedio del kWh, se estima el valor de dinero ahorrado para 15 años y se trae a Valor Presente Neto (VPN), para su análisis financiero. La tasa de interés a utilizar en este trabajo de titulación es la máxima referencial dada para los prestamos decretados por el Banco Central del Ecuador (BCE), la
88
cual corresponde al 8.5% para el mes de marzo del año 2017. 6 Articulo sustituido por la regulación 184-2009 del 6 de mayo del 2009 La inversión inicial está en base a datos históricos del costo de operación y mantenimiento del personal técnico de ELEPCO S.A. En la Tabla 4.1, se resume los costos de mantenimiento y personal de la empresa que está a cargo del sistema de subtransmisión. Información obtenida del Estudio de Costos 2017 y Dirección de Relaciones Industriales de ELEPCO S.A., respectivamente. Tabla 4.1: Datos de mantenimiento anual Detalle
Factor de Carga Costo Energía Tasa de Descuento Inversión Inicial
Unidad
Valor
adimensional dólares/kW % dólares
0.38 0.098 8.5 157315.55
4.5.1 CALCULO DEL VPN
í í ∗ ∗ 365∗24 ℎñ ∗ é
(4.9) (4.9)
(4.10)
(4.11)
www.bce.fin.ec/index.php/component/k2/item/268-tasas-de-interes-referenciales-para-prestamosexternos-del-sector-privado 6
89
Tabla 4.2: Datos para calcular el VPN Detalle
Mantenimiento preventivo Operadores Inversión Inicial
Unidad
Cantidad
$/año $/año $/año
1 13 1
Valor unitario
Valor total
48095.27 48095.27 8401.56 109220.28 157315.55
Los valores definidos en la Tabla 4.2, representa los datos que se requiere para analizar el flujo económico aplicado al cambio de topología en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A.
4.5.2 APLICACIÓN DE LAS ECUACIONES PARA DETERMINAR EL VALOR PRESENTE NETO VPN.
594310 284 0.38∗284 107.9 107 ∗365∗24 963509.76 ñ 963509.76∗0.098 84.307.11 ñ$ .9
Con estos valores se puede calcular el VPN (valor presente neto), para un tiempo estimado de 15 años, con una inversión inicial de $157315.55; con lo cual se obtiene el siguiente resultado: Tabla 4.3: VPN calculado para 15 años.
Detalle Tasa de descuento Años Inversión inicial VPN
Valor 8.5% 15 $157315.55 $605409.22
El cambio de configuración es rentable de acuerdo a los resultados presentados en la Tabla 4.3, cabe recalcar que es únicamente considerando el cierre de la
90
línea San Rafael – Holcim, a pesar de ello se debería tomar en cuenta la implementación del sistema de protecciones para la nueva configuración planificada, la cual cambia debido a esta migración de topología de radial a anillo, con lo cual el análisis se vuelve mucho más detallado, además, para el sistema de protecciones propuesto se tiene como prioridad reutilizar todos los equipos que estén en condiciones óptimas de operación, logrando con ello disminuir el costo inicial de inversión.
91
ESTUDIO DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN INTRODUCCIÓN Considerando los requerimientos de ELEPCO S.A., con la implementación de una nueva configuración del sistema de subtransmisión, priorizando mejorar la calidad del servicio eléctrico a sus usuarios; propone un cambio de topología migrando de un sistema radial a un sistema en anillo, por lo que es necesario realizar un estudio de protecciones. Este capítulo tiene como finalidad determinar los ajustes y coordinación de protecciones para cada uno de los equipos que conforman el sistema de subtransmisión, de tal manera que cuando se presente algún evento adverso, el sistema de protecciones cumpla con los objetivos básicos para lo cual fue establecido como son: selectividad, sensibilidad, rapidez y confiabilidad. Para la realización de la coordinación de protecciones, se empleó el programa computacional PowerFactory, el cual facilita las herramientas necesarias para determinar los ajustes requeridos y simular a cada uno de los elementos componentes del sistema de protecciones instalado, con el fin de brindar mayor seguridad en la operación del sistema eléctrico de potencia de ELEPCO S.A. Como punto de partida del estudio se consideró el actual sistema de protecciones, para el cual se debe realizar un análisis en cada uno de los elementos de protección, para determinar si se mantiene o se modifica, dependiendo de las condiciones de operación en cada una de las funciones de protección.
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RELÉS INSTALADOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. Considerando las protecciones instaladas en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., se especifica el tipo de protección empleado en cada uno de los equipos. 5.2.1 TRANSFORMADOR Los relés instalados para proteger los transformadores del sistema de subtransmisión son:
Protección de sobrecorriente 51 (temporizada de fase)
Protección de sobrecorriente direccional 67 (temporizada de fase).
5.2.1.1 Línea de subtransmisión Los relés instalados para proteger las líneas de subtransmisión son:
Protección de bajo voltaje 27 (operación post-falla).
Protección de sobrecorriente de fases 50/51 (instantáneo y temporizado).
Protección
de
sobrecorriente
de
tierra
50N/51N
(instantánea
y
temporizada). Protección direccional de sobrecorriente de fase y tierra 67/67N
(instantánea y temporizada). La serie y marcas de los relés que operan actualmente como funciones de protección y monitoreo del sistema de subtransmisión se detallan a continuación: 5.2.2 DATOS RECOPILADOS DEL SISTEMA DE PROTECCIONES EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. En la Tabla 5.1, se detalla los equipos de protección instalados en los puntos de interconexión del SNI, los mismos que están en Ambato y Mulaló a 69 kV, cabe mencionar que no ingresa en este análisis el nodo de Interconexión con el SNI – Quevedo, dado que no está conectado a nivel de subtransmisión con el sistema Ambato – Mulaló.
93
Los nodos de la Tabla 5.1, abastecen de energía a ELEPCO S.A., dichas protecciones no serán modificadas en equipos ni configuraciones ya que son propiedad de TRANSELECTRIC.
Tabla 5.1: Datos de interconexión del SNI – TRANSELECTRIC. Sistema de protecciones
S/E Ambato (TRANSELECTRIC)
S/E Mulaló (TRANSELECTRIC)
Ubicación
S/E Ambato
S/E Mulaló
Elemento protegido
Transformador Ambato
Transformador Mulaló
RTC
800/5
1200/5
Tipo relé
GE-IAC53b
GE-IAC 52B
Unidad ANSI
50/51 – 50N/51N
50/51 – 50N/51N
En la Tabla 5.2, se detalla los transformadores dentro del sistema Ambato Mulaló, que son de propiedad privada, por lo general estos equipos están al servicio de grandes clientes; estas protecciones serán modificadas únicamente en los ajustes, con el fin de obtener una adecuada coordinación de protecciones.
Tabla 5.2: Datos de los relés para transformadores particulares y línea. Sistema de Protecciones
Ubicación Elemento protegido RTC Tipo relé Unidad ANSI
Fairis
Holcim
Familia
Actual
Actual
Actual
S/E Fairis
S/E Holcim
Derivación Familia
Transformador Fairis
Transformador Holcim
Línea Familia
50/5
100/5
300/5
SPAJ140C
SPAJ140C
SPAJ140C
51
51
51
En la Tabla 5.3, se detalla las subestaciones que componen el sistema Ambato – Mulaló a nivel de 69 kV; cuyo propietario es ELEPCO S.A.; cabe mencionar que los TCs que no estuvieron acorde a la operación del sistema de protecciones fueron modificados; para el otro caso donde se conserva estos equipos de protección, se determinó los ajustes necesarios para su correcta operación; además, en cuanto a los relés instalados para proteger los transformadores, se mantienen en su totalidad dado que el flujo de corriente será unidireccional,
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exceptuando en los transformadores El Calvario y La Cocha, para los cuales se realizará en el apartado 5.3.1.1, un análisis más detallado con el fin de determinar los relés adecuados para su protección; todos estos criterios están encaminados para cumplir con la coordinación de protecciones total del sistema. Tabla 5.3: Datos de RTC y relés de sobrecorriente en los transformadores de ELEPCO S.A. Relés de los transformadores actuales (nivel de 69 kV) Elemento RTC Tipo relé Ubicación s/e protegido Salcedo 69 kV Transformador 400/5 SPAJ 140 C San Rafael 69 kV
Transformador
800/5
SPAJ 140 C
Pujilí 69 kV
Transformador
300/5
G-E-F650
CRS 69 kV
Transformador
100/5
DPU 200OR
Mulaló 69 kV
Transformador
600/5
SPAJ 140 C
Lasso 69 kV
Transformador
500/5
SPAJ 140 C
La Cocha 13,8 kV
Transformador
1000/5
SPAJ 140 C
El Calvario 23 kV
Transformador
300/5
G-E-F650
Una vez recopilado la información de las protecciones en los transformadores, se analiza las protecciones instaladas en las líneas de subtransmisión, en estos equipos de potencia la mayoría de protecciones deben ser modificadas, dado que, debido al cambio topológico del sistema, el flujo de potencia se mueve en distintas direcciones. A pesar de ello hay circuitos del sistema (3 en específico), que no varían la forma de operación, es decir se mantiene con una topología radial por lo tanto el flujo de potencia es unidireccional; en la Figura 5.1 se detalla la ubicación de los circuitos radiales en la modelación del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. a pesar del cambio de topología impuesto, por lo tanto los equipos componentes del sistema de protecciones no se modifican, únicamente se varía los ajustes de los relés de ser necesario; además, se verifica el dimensionamiento de los TCs, para que no sufra saturaciones en el núcleo.
95
Figura 5.1: Circuitos radiales del sistema de subtransmisión [Captura de pantalla].
Figura 5.2: Circuitos radiales en el sistema de subtransmisión [Elaboración propia] .
96
La Figura 5.2, detalla los tres circuitos que no cambian su configuración (radial), por lo tanto, los relés se conservan y únicamente se verifica los ajustes requeridos para su correcta operación; el literal (A) detalla el sistema de subtransmisión radial visto desde la subestación San Rafael hacia Pujilí; el literal (B) detalla el sistema de subtransmisión radial visto desde la derivación CRS hacia la barra de 69 CRS y por último el literal (C) detalla el circuito radial visto desde la subestación Mulaló hacia la derivación Familia y de esta última se deriva en dos circuitos; el primero de ellos avanza hacia Familia 69 kV y el segundo hacia Lasso y de ésta a Sigchos, todos a un nivel de voltaje de 69 kV.
Tabla 5.4: Resumen de relés y TCs en las líneas de ELEPCO S.A. Configuración cerrado la Relé Desde - Hasta línea Ambato 69 - Conexión Fairis Anillo Nuevo La Cocha – El Calvario 13.8 Anillo Nuevo Deriv. Fairis - Salcedo Anillo Nuevo Salcedo – Deriv. San Juan Anillo Nuevo Conexión CRS – CRS 69 kV DPU-200OR Radial Conexión CRS - San Rafael 69 Anillo Nuevo Conexión Familia - Familia 69 Radial G-E F650 Conexión Familia - Lasso 69 Radial SPAJ 140 C Conexión Laigua - Cocha 69 Anillo Nuevo Conexión Laigua - Deriv CRS Anillo Nuevo Deriv. San Juan - Holcim 69 Radial SPAJ 140 C Illuchi1 23 – El Calvario 23 Anillo Nuevo Illuchi2 13.8 – El Calvario 13.8 Anillo Nuevo Lasso 69 - Sigchos 69 Radial SPAJ 140 C Mulaló 69 – conexión Familia Radial SPAJ 140 C Mulaló 69 – conexión Laigua Anillo Nuevo San Rafael 69 - Deriv San Juan Anillo Nuevo San Rafael 69 - Pujilí 69 Radial G-E F650 NOTA: Deriv. = derivación; Conexión = S/E de transferencia Línea de Subtransmisión
RTC 500/5 600/5 1000/5 Nuevo 500/5 500/5 300/5 75/5 Nuevo Nuevo 100/5 600/5 600/5 300/5 600/5 600/5 Nuevo 300/5
En la Tabla 5.4, se detalla las líneas con su respectiva configuración adquirida ante el cambio topológico impuesto, es decir una vez aplicado el cierre de la línea San Rafael – torre Holcim, cabe mencionar que cuando la configuración cambia a anillo el sistema de protecciones actual no está acorde a la nueva topología de la
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red, ya que el flujo de potencia se vuelve bidireccional por lo tanto es necesario realizar un cambio de relés en esos puntos. Además, la misma Tabla resume que relé y TC está operando actualmente, como también si se requiere un relé nuevo o no aplica la protección para esa línea en ese punto. Cuando en algún punto no especifica la protección, es debido a que en ese lugar físicamente no es factible instalar relés ya que son derivaciones de la torre hacia la subestación, tal es el caso de la torre Holcim y torre Fairis.
SELECCIÓN DEL TIPO DE RELÉ EN CADA ELEMENTO DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Una vez modelado el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A, se selecciona el tipo de relé más adecuado para proteger cada elemento del sistema, tomando en cuenta lo mencionado en la parte teórica (Capitulo 2) y el sistema actual de protecciones de la empresa; el primero de ellos explica que para sistemas radiales se puede proteger con relés de sobrecorriente (50/51), mientras que para sistemas mallados o en anillo se requiere protección direccional de sobrecorriente (67/67N), además, para el caso en donde no es factible efectuar la coordinación de estos relés de sobrecorriente se ingresa protección de bajo voltaje (operación post-falla); cabe mencionar que este estudio de protecciones considera elementos como líneas de subtransmisión y transformadores; los generadores no ingresan en el análisis de este trabajo de titulación. 5.3.1 SELECCIÓN DEL SUBTRANSMISIÓN
RELÉ
PARA
LOS
TRANSFORMADORES
DE
Bajo las condiciones de operación actual, en el sistema de subtransmisión se protege los transformadores con relés de sobrecorriente temporizado de fase (51) según la norma ANSI, esto porque no tienen flujo de potencia bidireccional. Además, la protección a tierra no aplica debido a que en el primario de los equipos posee conexión delta, por lo cual no existe flujo de corriente de falla hacia tierra; el detalle de los transformadores (ver Tabla 3.3).
98
Exceptuando el criterio anterior, están los transformadores de las subestaciones El Calvario y La Cocha, donde la potencia fluye en ambas direcciones, por lo cual se analiza para estas dos subestaciones si es necesario aplicar protección direccional (67). Las dos subestaciones al estar alimentando de energía a las cargas centrales de la ciudad de Latacunga, deben tener como convicción mantener conectada la carga. Tomando en cuenta este parámetro el análisis se detalla en base a la Figura 5.3
Figura 5.3: Transformadores con flujo bidireccional de potencia [Elaboración propia] .
Si ocurriese una falla en cualquiera de las barras de 13.8 kV, habría problema únicamente para la carga de esa barra fallada, ya que la interconexión entre ellas y los aportantes de potencia hacia la falla saldrían de operación conservando la carga de la otra barra. Por ejemplo, si se produce una falla en la barra El Calvario 13.8 kV, la interconexión saldría de operación y los aportes de las Centrales Illuchi I e Illuchi II abren circuitos, debido a los relés instalados en los terminales de la interconexión, de la misma forma si existe una falla en la barra La Cocha de 13.8 kV, se desconecta la interconexión y el aporte del SNI, con ello la carga que abastece la subestación El Calvario es abastecida por las centrales Illuchi I, e Illuchi II, temporalmente.
99
Como resultado de este análisis, se concluye que no es necesario la utilización de la protección direccional en los transformadores, sino únicamente protección de sobrecorriente de fase (51), similar a los demás transformadores de las subestaciones de distribución. Otro análisis previo para determinar los relés a instalarse en los transformadores es, debido a la configuración de los primari os de los transformadores, en su mayoría tienen configuración delta – estrella, lo que significa que no existe conexión a tierra del lado primario del transformador, esto se traduce en que no exista flujo de corriente hacia tierra en el caso de una falla; por lo tanto no tiene sentido la protección de sobrecorriente a tierra, detalle de los equipos de protección para los transformadores detallados en la Tabla 5.5.
Tabla 5.5: Relés de protección para los transformadores. Subestación
Barra de protección
Relés de Protección
Mulaló Lasso La Cocha El Calvario San Rafael Sigchos Pujilí Holcim Familia Sancela Fairis CRS
69 kV 69 kV 13.8 kV 23 kV 69 kV 69 kV 69 kV 69 kV 69 kV 69 kV 69 kV
51 51 51 51 51 51 51 51 51 51 51
Establecido los criterios se ingresa el tipo de relé en cada transformador como se observa en la Figura 5.4. 5.3.2 SELECCIÓN DEL RELÉ PARA LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN Bajo las condiciones de operación actuales en el sistema de subtransmisión se establece que, la mayoría de líneas necesitan relés de sobrecorriente direccional ya sea instantáneo o temporizado (67/67N según la norma ANSI) o ambos a la
100
vez, esto debido al flujo de potencia bidireccional, excepto en los circuitos analizados en la Figura 5.1 y Figura 5.2., donde son circuitos radiales, debido a ello se conservará el sistema de protecciones actual, con la respectiva verificación de los equipos y ajustes para su correcta operación. La Tabla 5.6 resume los equipos de protección planificados en el sistema de subtransmisión.
Tabla 5.6: Relés de protección para líneas de subtransmisión. Salida (1)
Llegada(2)
Protección (1)
Protección (2)
S/E Ambato S/E Salcedo 67/67N 67/67N S/E Salcedo Deriv. San Juan 67/67N No Aplica Deriv San Juan S/E Holcim No Aplica No Aplica Deriv San Juan S/E San Rafael No Aplica 67/67N S/E San Rafael S/E Pujilí 50/51 (F/N) No requiere S/E San Rafael Conex. CRS 67/67N 67/67N Conex. CRS Conex. Laigua 67/67N 67/67N Conex. CRS S/E CRS 50/51 (F/N) No requiere Conex. Laigua S/E La Cocha 67/67N 67/67N Conex. Laigua S/E Mulaló 67/67N 67/67N S/E Mulaló Conex. Familia 50/51 (F/N) No requiere Conex. Familia S/E Lasso 50/51 (F/N) No requiere Conex. Familia Familia 50/51 (F/N) No requiere S/E Lasso S/E Sigchos 50/51 (F/N) No requiere S/E La Cocha S/E El Calvario 27 67/67N Illúchi 2 El Calvario 27 67/67N Illúchi 1 El Calvario 67/67N 67/67N NOTA: No Aplica = No se puede instalar relés en la derivación; No Requiere = Al ser un circuito radial no aplica relés en el extremo final de la línea
En la Tabla 5.6, se detalla el tipo de protecciones aplicado, según la topología y requerimiento de las líneas de subtransmisión, tomando en cuenta de que se puede conservar algunos elementos del actual sistema de protecciones, se selecciona los relés de protección con el objeto de brindar una protección adecuada del sistema de subtransmisión, lo cual incurre en no escatimar equipos en el caso de ser necesarios.
101
Una observación importante de la Tabla 5.6, es que todos los relés de sobrecorriente 50 y 51 tanto de fase y tierra recomendados, son los que actualmente se encuentran instalados y operando en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., con el fin de proteger al mismo.
Figura 5.4: Relés de protección propuestos para ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
102
CÁLCULO DE LOS TCs Y TPs PARA LOS RELÉS PLANIFICADOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. 5.4.1 CÁLCULO DE TCs PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN El aspecto inicial para determinar el TC adecuado para operar en el sistema de protecciones, se debe contar con la potencia del TC y la clase del mismo. La potencia del TC también es conocida como burden y la utilización más usual para las empresas eléctricas del país es de 30 VA; para la clase del equipo se utiliza el 5P20 y con ello se determina el FLP. Aplicado estos criterios se determina el tipo de trasformador de corriente con las siguientes características: 30 VA, 5P20 30 VA: Burden o potencia del TC, y depende de la carga que se instale en el secundario del equipo. 5: Error máximo del 5%, adecuándose a la operación recomendada del equipos. P: letra que significa que el TC es para “Protección”. 20: FLP, es decir que para 20 veces la corriente nominal de operación se tiene un error máximo del 5%. Para el cálculo de los ajustes de los TCs, se mide las corrientes máximas de falla
(
) para diferentes condiciones de cortocircuitos (trifásica, bifásica, bifásica a
tierra y monofásica a tierra); que fluyen o mide el primario del transformador de corriente; estos resultados son calculados a partir de la modelación del sistema de subtransmisión en el Programa PowerFactory. Determinada la corriente máxima de cortocircuito que fluye por el primario del TC, se divide esta corriente para el FLP.
103
5.4.1.1 Ejemplo de cálculo para la línea Mulaló 69 – Deriv. Familia 5.4.1.2 Relación de Transformación El cálculo inicia determinando la corriente máxima de carga y la corriente pico máxima de falla, tomando en cuenta que la corriente de carga aumenta debido al ingreso de carga en cada periodo de tiempo, se debe estimar un valor mayor de corriente, la cual se planifica fluirá por el primario del TC en los próximos años (criterio utilizado en ELEPCO S.A.); y la corriente pico se determina simulando diferentes cortocircuitos en el punto de instalación del TC, para este caso en la barra Mulaló salida hacia Familia. El resumen de las corrientes de falla se da en la Tabla 5.7.
Tabla 5.7: Resumen de corrientes para la línea Mulaló – Deriv. Familia Línea Mulaló – Deriv. Flia
I
Ikss Max
Ip(3F)
Ip(2F) Ip(2F-T) Ip(1F-T)
Máx. (A)
(kA)
(kA)
(kA)
(kA)
(kA)
130
4.285
10.689
0.94
1.16
10.882
A continuación se aplica la Ecuación 2.2, establecida para el cálculo de la relación de trasformación del TC; tomando como referencia la corriente estándar en el secundario que esté acorde a la corriente permitida de operación en los equipos de protección, para el caso de ELEPCO S.A. cuenta con relés que tienen entrada de 5 Amperios para el secundario; para el primario se ingresa el valor de la corriente máxima de operación (ver Tabla 5.7, el cuadro color azul).
1305
El RTC debe tener un valor casi duplicado con el fin de que no existan problemas con la clase de precisión.
3005
104
5.4.1.3 Clase precisión Para la precisión toma el rango dependiendo de la función a realizar, en este caso es para protecciones. (Ver Tabla 2.9). Para TCs con función de protección aplica la clase de precisión 5P, 10P, para este caso particular se toma el valor de 5P. 5.4.1.4 Límites de errores en los transformadores de corriente. (Ver Tabla 2.10) el límite de error calculado a corriente máxima nominal es:
130 × ± 3% ±3.9 A −−. 10882300 36.276 − <
5.4.1.5 Comprobación del factor límite de precisión. Para determinar el factor límite de precisión (
), se analiza la corriente de
cortocircuito máximo (Ver Tabla 5.18, el cuadro amarillo), visto en el punto de instalación del TC.
El factor límite de precisión normalizado
, tiene valores de: 5, 10, 15, 20 y 30.
De acuerdo a lo expuesto anteriormente, en el país el FLP más utilizado es 20. Por lo tanto:
Debido a que la inecuación anterior no cumple, donde el FLP calculado (36.296) es mayor que el FLP normalizado (20); por lo tanto se plantea un nuevo método de cálculo, el cual parte de la corriente de cortocircuito pico máxima (Ver Tabla 5.18, el cuadro amarillo), medida en el punto de instalación del TC.
1088220 544.1
Por lo tanto el RTC deberá ser mayor a ese valor calculado y que se encuentre disponible en el mercado (ver Tabla 2.8), para este caso utilizamos un RTC de 600/5.
105
Resumiendo el TC a instalarse en la salida de la línea Mulaló – conexión – conexión Familia, es: TC: 5P20 con RTC de 600/5. El mismo método de cálculo para los demás RTC del sistema de subtransmisión en general.
Tabla 5.8: Resumen de corrientes y dimensionamiento de RTC para líneas. I
Ipico Max
Máx. (A)
(kA)
Mulaló 69 – 69 – Deriv. Flia
130
Mulaló 69 - Deriv Laigua
LÍNEA
REQUIERE
RTC
FLP
RTC EXIST.
10.882
600/5
20
600/5
NO
220
11.733
600/5
20
600/5
NO
Conexión SNI Mulalo
410
12.264
600/5
20
800/5
NO
Lasso 69 - Sigchos
10
5.993
300/5
20
300/5
NO
Deriv Familia - Lasso
90
8.20
600/5
20
300/5
SI
Cocha 13.8 – 13.8 – El Calvario
110
8.248
600/5
20
600/5
NO
Deriv Laigua – Laigua – La Cocha
40
7.472
1000/5
20
NUEVO
NUEVO
Deriv C. Rehabilitación
20
6.465
300/5
20
500/5
NO
Deriv C. Rehabil - San Rafael
160
6.46
250/5
20
500/5
NO
Deriv Familia - Flia
40
8.248
150/5
20
300/5
NO
Deriv Laigua – Laigua – Deriv._CRS
180
7.589
600/5
20
NUEVO
NUEVO
Illuchi1 13.8 – 13.8 – El Calvario
210
2.898
600/5
20
600/5
NO
San Rafael 69 - Pujilí
40
2.919
250/5
20
250/5
NO
San Rafael 69 – 69 – Deriv. San juan
40
5.745
300/5
20
NUEVO
NUEVO
Ambato 69 – 69 – Conex. Fairis
90
18.578
900/5
20
1000/5
NO
CAMBIO
Conexión Fairis - Salcedo
70
7.20
500/5
20
1000/5
NO
Conex. Salcedo - Deriv. San Juan
139
5.633
600/5
20
NUEVO
NUEVO
134.5
7.619
800/5
20
600/5
SI
Illuchi2 23- El Calvario
Donde: : RTC que requieren Cambio. I Máx. (A):
Corrientes de operación del sistema.
Ipico Max (kA):
Corriente de cortocircuito pico máxima en el TC.
RTC:
Relación de transformación del TC.
RTC Existente:
TCs, que están en operación.
En la Tabla 5.8, se resume los ajustes de los TCs, calculados y verificados tanto para los equipos de medición existentes como para los modificados, esto para las líneas de subtransmisión.
106
De la misma manera aplicando el criterio efectuado en el literal 5.4.1.1; se detalla en la Tabla 5.9 los resultados para TCs, calculados y verificados con los existentes, esto para los transformadores de las subestaciones de distribución.
Tabla 5.9: Dimensionamiento de RTC para transformadores. Subestación Mulaló Lasso Sigchos La Cocha El Calvario San Rafael Pujilí Holcim Fairis CRS Salcedo
Potencia Corriente (MVA) 12.5 20 5 12.5 5.2 13 5 9 5 3.5 12.5
Nom. (A) 105 168 42 105 44 109 42 79 42 29 105
RTC
RTC
REQUIERE CAMBIO
Calculado Existente 600/5 600/5 500/5 500/5 250/5 300/5 1000/5 800/5 300/5 300/5 600/5 800/5 300/5 300/5 100/5 100/5 50/5 50/5 100/5 100/5 400/5 400/5
NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO
Donde: : TCs que requieren cambio. 5.4.2 CÁLCULO DE TPs PARA EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Los TPs se calculan en función del RTP estándar en el mercado; donde el primario debe estar al nivel de voltaje nominal del equipo a proteger, mientras que el secundario está a 110 voltios, este voltaje secundario es seleccionado debido a que los relés de ELEPCO S.A., operan opera n con ese nivel de voltaje
AJUSTE DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. 5.5.1 AJUSTE DE LOS RELÉS PARA LOS TRANSFORMADORES Los diferentes transformadores de potencia en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., utilizan la protección 51, como protección de respaldo. Para el caso del presente trabajo de titulación se considera los mismos relés, ya que no es
107
necesario la instalación de relés de sobrecorriente direccional. (Ver apartado 5.3.1). 5.5.1.1 Curvas de daño de los transformadores La Tabla 5.10, especifica los transformadores de potencia pertenecientes a ELEPCO S.A.; donde analiza el tipo de curva y ajuste del desplazamiento de la curva de daño para cada transformador, tomando como criterio el grupo de conexión y potencia de cada uno de ellos.
Tabla 5.10: Cálculo de la curva de daño de transformadores. Transformador Mulaló Lasso Familia La Cocha San Rafael El Calvario Sigchos Pujilí CRS Fairis Salcedo Holcim
S (MVA) 10/12.5 16/20 10/12.5 10/12.5 16/20 4/5.2 5 16/20 3.5 5 10/12.5 7.5/9.3
Grupo De
Categoría
Valor
Conexión Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1 Dyn1
Curva III III III III III II II III II II III III
Ajuste ANSI 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58 0.58
Para el ingreso de los datos en la simulación del sistema de subtransmisión, se toma en cuenta los siguientes parámetros: potencia nominal, configuración de la conexión del primario, secundario y tipo de refrigeración, esta última para los transformadores de distribución pertenecientes a ELEPCO S.A., son en aceite y aire forzado. Para el ingreso de la curva de daño del transformador en el programa PowerFactory, se crea la curva de sobrecorriente del transformador, luego de ello se da click derecho, tal como aparece apare ce en la Figura 5.5.
108
Figura 5.5: Ingreso de la curva de daño del transformador en PowerFactory [Captura pantalla] .
Al aceptar estas curvas de daño de transformador, aparece una ventana tal como se detalla en la Figura 5.6. Allí se ingresa los datos eléctricos del transformador.
Figura 5.6: Ajuste de la curva de daño del transformador en PowerFactory [Captura pantalla] .
109
La coordinación de cualquier tipo de protecciones en el transformador debe ser ajustada de tal manera que, cualquier curva de protección del relé debe estar por debajo y a la izquierda de la curva de daño del transformador (curva color verde), tal como se detalla en la Figura 5.6. Con el fin de prevenir que las corrientes de falla no puedan lleguen a dañar el desempeño del transformador, lo cual significa una reducción de su vida útil o en el peor caso la destrucción parcial o total del transformador. Protección de sobrecorriente Temporizada de Fase
Una de los criterios manejados por ELEPCO S.A., para el ajuste de los relés de sobrecorriente, es: Se analiza los resultados del flujo de potencia realizado, (Ver apartado 3.8.3.3, Tabla 3.14), y se escoge el transformador más sobrecargado, para este caso es el transformador ubicado en la S/E Salcedo, con una carga del 72%, lo que implica que la corriente máxima es menor que la nominal para cada uno de los transformadores; debido a esta última condición el ajuste de esta protección se multiplicará por un factor de 125% a la corriente nominal, con el fin de no tener problemas con la corriente planificada en base a la demanda proyectada (criterio utilizado por ELEPCO S.A.). Ejemplo de cálculo para el transformador Sigchos
En la tabla 5.11, se detalla la corriente nominal del transformador Sigchos y la corriente aumentada un 125% de la corriente nominal, la cual representa la corriente de arranque mínima.
Tabla 5.11: Corriente nominal del transformador Sigchos.
Transformador Sigchos
Potencia Volt. Corriente (MVA) (kV) Nom. (A) 5
69
42
(A) 53
110
Para reflejar la corriente del primario hacia el secundario, se debe tener en cuenta la RTC, y se determina mediante la siguiente Ecuación.
3005 60
El valor de corriente de la Tabla 5.23, denominada corriente del TC está fluyendo por el primario del equipo, a esta variable se la debe poner en valores secundarios mediante el siguiente cálculo.
Para el ajuste del:
− á 5603 0.88
Dial: la coordinación entre elementos adyacentes debe estar entre 250 - 300 ms. Curva De Operación: La curva de operación normalmente inversa o dependiendo de la coordinación de protecciones. El ingreso de los ajustes determinados en el relé de sobrecorriente temporizado, se especifica en la Figura 5.7.
Figura 5.7: Ajuste para el relé (51) en PowerFactory [Captura pantalla] .
111
Las Tabla 5.12, resume los ajustes de los relés en cada uno de los transformadores de subtransmisión.
Tabla 5.12: Ajuste del relé en los transformador de ELEPCO S.A. Transformador Sigchos Mulaló Lasso La Cocha El Calvario San Rafael Pujilí Holcim Fairis CRS Salcedo
Potencia Volt. Corriente (MVA) (kV) Nom. (A) 5 12.5 20 12.5 5.2 13 5 9 5 3.5 12.5
69 69 69 69 69 69 69 69 69 69 69
42 105 168 105 44 109 42 79 42 29 105
Corriente Primario (A) 53 131 210 131 55 136 53 99 53 36 131
Ajuste RTC Secundario (A) 300/5 0.88 600/5 1.09 500/5 2.1 1000/5 0.66 300/5 0.23 800/5 0.85 300/5 0.88 100/5 4.95 50/5 5.3 100/5 1.8 400/5 1.64
Para el ajuste del: Dial: la coordinación entre elementos adyacentes debe estar entre 250 - 300 ms. Curva De Operación: La curva de operación normalmente inversa o dependiendo de la coordinación de protecciones. 5.5.2 AJUSTE DE LOS RELÉS PARA LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN Se recomienda que para los sistemas en anillo, se debe utilizar relés de sobrecorriente direccional; y para sistemas radiales relés de sobrecorriente no direccional; aplicando estos criterios. Las protecciones en las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A. son las siguientes:
Protección de sobrecorriente de fases 50/51.
Protección contra sobrecorriente de tierra 50N/51N. y debido al cambio topológico.
Protección direccional de sobrecorriente de fases y tierra 67/67N.
112
5.5.2.1 Protección de Sobrecorriente y Sobrecorriente Direccional El análisis de los ajustes de estos dos tipos de protecciones, se los realiza de forma unificada, debido a que la protección de sobrecorriente direccional (67) es un derivado de la protección de sobrecorriente (50/51), con la diferencia que la primera de ellas aumenta un parámetro más para la operación y este parámetro es el sentido del flujo de potencia. Para ajustar los valores de: la corriente de arranque, el dial y tipo de curva, es necesario realizar un estudio de cortocircuitos con el fin de determinar las corrientes máximas y mínimas que se presenten en la línea. Los tipos de falla recomendadas para encontrar estas corrientes son las que se detalla en la Tabla 5.13.
Tabla 5.13: Tipo de falla recomendada para el cálculo de corrientes de falla [7]. Fallas francas Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Fallas reales (comprobación) Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10
Las fallas fueron producidas al 80% y 20% de la línea, es con el fin de conocer las corrientes de arranque de los relés direccionales de sobrecorriente instalados en cada uno de los extremos de la línea y determinar la punto de conexión del TC.
á y la
vistos en el
El criterio del 80% se define en el Capítulo 2, donde dicho criterio ayuda a tener mayor selectividad en la operación combinada de relés instantáneos y temporizados instalados de forma adyacente; esto permite definir el límite de
113
operación del relé de sobrecorriente instantáneo y el inicio de operación del relé temporizado. Ejemplo de cálculo para el Relé instantáneo
Figura 5.8: Ubicación de la línea modelo para el análisis [Captura pantalla] . Para el ejemplo se toma en cuenta la línea de subtransmisión Mulaló – derivación Familia, perteneciente a la zona “ ZONA_MUL_TFLIA “, la ubicación de la línea se describe en la Figura 5.8.
114
Tabla 5.14: Corrientes de falla en la línea seleccionada. Tipo de Fallas Resistencia Tipo de fallas (Ω)
Trifásica Bifásica Bifásica a tierra Monofásica a tierra Trifásica Bifásica Bifásica a tierra Monofásica a tierra
0 0 0 0 5 5 10 10
Imax (operación)
Ikss (kA)
Fallas al 20%
Fallas al 80%
5.13 4.64 4.15 5.09 4.15 3.22 2.72 3.18
4.47 3.69 3.43 3.22 3.71 2.86 2.21 2.81
(kA)
0.27
En la tabla 5.14, se detalla las corrientes de falla calculadas mediante diferentes tipos cortocircuitos en la línea Mulaló – conexión Familia, tomando como base la barra de Mulaló, en dos partes de la línea al 20% y 80% (Ver anexo 5). Debido a que las corrientes de falla para todos los casos analizados son mayores para la corriente máxima de operación, entonces se puede ajustar el relé de sobrecorriente instantáneo (50); el ajuste se establece con la corriente de arranque
−
que viene a ser la corriente máxima
á
(Tabla 5.14 color
amarillo) vista desde la barra Mulaló con una falla ejecutada al 80% de la línea; el valor del 20% no se utiliza debido a que el sistema en ese punto es radial y no existe protección en ambos extremos de la línea. Estos valores se ingresan en valores de corriente secundaria.
6005 120 − −á 4470120 37.25
El tiempo de Ajuste, se ingresa con un valor instantáneo de 0 (s), el cual opera en el instante cuando ocurre la falla, enviando una señal de apertura del relé; a pesar de la operación instantánea del relé el despeje no es en ese tiempo, ya que el despeje es la sumatoria de las operaciones de los demás equipos componentes de ese sistema de protecciones en particular.
115
El ingreso de los valores en el relé de sobrecorriente instantáneo, se especifica en la Figura 5.9.
Figura 5.9: Ajuste del arranque para el relé (50) en PowerFactory [Captura pantalla] .
Ajuste de los relés del neutro según la teoría presentada en el Capítulo 2, (Ver Tabla 2.11):
−50 0.6 ×37.25 22.35
Estos ajustes serian ingresados según una de las teorías de protecciones para sistemas de subtransmisión, donde dice que se ajusta al 60% de la corriente de fase debido al balance de carga (sistema equilibrado). Pero al observar La Figura 5.10, se aprecia una holgura entre el ajuste del relé 51N y la corriente de falla monofásica ejecutada al 80% de la línea visto desde Mulaló, por lo cual se pierde selectividad con el relé inmediato adyacente, que viene a ser el de la derivación Familia. Para evitar estos conflictos de perdida de selectividad en el sistema de subtransmisión, se aplica el ajuste del 80% de la corriente de falla máxima entre las fallas monofásicas o bifásicas a tierra. Aplicando el mismo procedimiento de ajuste para los relés de fase.
116
Figura 5.10: Ajuste para el relé (50N) en PowerFactory [Elaboración propia] . Para el relé 50N de sobrecorriente instantáneo, se configura el ajuste con la corriente de falla a tierra (
− 6005 120
), vista desde la barra Mulaló al 80% en adelante.
Estos valores se ingresan en amperios secundarios.
El valor escogido de corriente de la Tabla 5.14 (valor marcado de color celeste), depende de la instalación del relé, este se encuentra instalado en la salida de la subestación Mulaló hacia Lasso, lo que significa que toma e l 80% de la línea.
− −á 3220120 26.83
117
Figura 5.11: Ajuste del arranque del el relé (50N) [Elaboración propia]. El tiempo de ajuste, se ingresa con un valor instantáneo de 0 (s), lo cual se traduce en que la señal de apertura del relé se envía apenas suscita la falla. El ingreso de los valores en el relé de sobrecorriente instantáneo a tierra, se especifica en la Figura 5.9.
Tabla 5.15: Ajuste del TAP para la protección de sobrecorriente 50/50N. Línea de subtransmisión Salida Entrada Der. Familia Lasso Lasso Sigchos Der. Familia Familia Mulaló Der. Familia San Rafael Pujilí Deriv. CRS CRS
2F-T 80% 3500 1430 3660 4470 2709 3327
1F RTC Ajustes 80% 50 50N 2930 120 29.2 24.4 910 60 23.8 15.2 3150 60 61 52.5 3220 120 37.2 26.8 1852 50 54.2 37 2472 100 33.3 24.7
118
Las Tabla 5.15, resume los ajustes para los relés en cada una de las líneas de subtransmisión que no tienen flujo de potencia bidireccional; la barra de referencia desde donde se ejecuta la falla es la denominada “salida”, a un 80% del total.
Tabla 5.16: Ajuste del TAP para la protección de sobrecorriente direccional (F/N). Línea de subtransmisión
Corriente de falla
Corriente de falla
Trifásica al:
Monofásica al:
RTC
Relé en la salida
Relé en la entrada
20%
80%
20%
80%
Deriv. Laigua
Mulaló
1049
2861
818
2523
120
Deriv. Laigua
Cocha
3027
94
2274
44
La Cocha_13.8
El Calvario_13.8
3126
510
2775
El Calvario_13.8
Illuchi_2
1635
47
El Calvario_13.8
Illuchi_1
714
Deriv. CRS
Deriv. Laigua
San Rafael
RTC
Ajustes 50
50N
120
6.8
21
200
120
11.4
0.2
767
120
60
23.1
6.4
1340
228
160
160
8.4
1.4
353
498
447
120
120
4.2
3.7
1152
2444
839
1941
120
120
7
16.2
Deriv. CRS
1280
2038
911
1528
100
120
9.1
15.3
Salcedo
San Rafael
1553
1094
1834
1347
120
60
15.3
11.2
Ambato
Salcedo
2073
875
1509
711
200
200
7.5
3.6
Donde: :
Datos para cálculo de ajustes : Ajustes no permitidos para los relés.
Para el relé de sobrecorriente direccional instantáneo (67 F/N), los ajustes son de forma similar al relé (50 F/N), con la diferencia de que agrega una condición más para la operación y esta es la direccionalidad, la cual protege al elemento en una dirección determinada. En la Tabla 5.16, se expresa los resultados del análisis. Observación: los ajustes en color naranja no se pueden establecer en los relés, dado que la corriente de operación es mayor que la corriente de falla, por tal motivo en dichos puntos ingresara otro tipo de protección denominada de bajo voltaje (27 operaciones post-falla). Dial: Esto se ajusta en un tiempo instantáneo tal que, en el instante que ocurre la falla el relé debe operar; el tiempo máximo de operación es de 60 ms, cabe recalcar que este tiempo es considerado con los tiempos de operación de los equipos de corte es decir cuando la falla ha sido despejada.
119
Tipo de curva: Esta curva es una recta paralela al eje de las abscisas o corriente (tap). 5.5.2.2 Protección de Sobrecorriente Temporizada (51/51N) Este tipo de protección permite la coordinación mediante el tap y dial, con los cuales es posible que las curvas de operación se desplacen y se ajusten de acuerdo a la necesidad deseada. En el siguiente apartado se analiza la protección de sobrecorriente direccional, la cual tiene ajustes exactamente iguales a los relés 50 y 51N. Ejemplo de ajuste de la protección de sobrecorriente direccional y no direccional (67/51)
El criterio del 100% se define en el Capítulo 2, donde dicho criterio ayuda a tener mayor selectividad en la operación combinada de relés instantáneos y temporizados, el relé actúa de manera temporizada desde el valor del 80% en adelante, hasta donde le permita detectar su sensibilidad.
Ejemplo de cálculo Tabla 5.17: Corrientes de falla al 100% de la línea seleccionada. Tipo de Fallas Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10
Ikss (kA)
Fallas al 0% 5.33 3.68 3.65 4.273 4.33 2.95 2.68 3.18
Imax (operación)
Fallas 100% 4.28 2.92 3.3 3.22 3.58 2.44 2.12 2.59
(kA)
0.27
A modo de ejemplo se toma en cuenta la línea de subtransmisión Mulaló – derivación Familia, perteneciente a la zona “ZONA_MUL_TFLIA “(Ver Figura 5.23), donde se obtiene las siguientes corrientes, detalle en la Tabla 5.17:
120
De la misma manera para el relé de sobrecorriente temporizado (51F) se ajusta el TAP con el objetivo de que la curva no corte con la
, con un porcentaje
añadido de seguridad, por lo general este porcentaje es del 25% al 50%. Para el relé de sobrecorriente temporizado (51F) se ajusta el TAP a y el tiempo de operación (time setting) depende de la coordinación.
6005 120 1.5 ×− 1.5120×270 312060 3 .
1.5×
Figura 5.12: Ajuste para el relé (51) en PowerFactory [Captura pantalla] . Además de ello cuando se ejecuta un cortocircuito al 100% de la línea debe cumplir que, el dial este ajustado para que actué el relé a los 250 - 300 ms, esto cumple con el criterio de temporización, detalle en la Figura 5.12. Ajuste de los relés del neutro según la teoría presentada en el Capítulo 2, (Ver Tabla 2.11):
−51 0.6 ×3 1.788
121
Debido al desbalance de carga pequeño, se puede ingresar el criterio presentado en la Tabla 2.11; pero para no perder selectividad y sensibilidad con el relé inmediato adyacente, se ejecutó una falla al 100% de la línea, para ajustar con esta corriente de arranque el relé y ganar mayor selectividad en la operación del sistema. 5.5.2.3 Protección de Sobrecorriente Direccional 67/67 N Para este tipo de protecciones se realiza los ajustes con los mismos criterios de la protección 51 ya sea de fase o tierra; la variación más notable de esta protección es que el relé mira la falla en un solo sentido. 5.5.2.4 Protección de Bajo Voltaje 27 Ejemplo de ajuste de la protección de bajo voltaje (27) Para el caso del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., se necesita relés de bajo voltaje para la zona que comprende El Calvario – Illuchi (ver Tabla 5.19); debido a la operación propia del sistema, donde la línea tiene un extremo con generación (Illuchi I e II) y en el otro extremo el flujo de potencia de las interconexiones y carga, lo que produce que en este extremo de generación la corriente de falla mínima (
) sea menor que la corriente de operación (
),
esto dificulta la instalación de relés de sobrecorriente, porque no es posible ajustar la corriente umbral de arranque. La solución para poder aislar la línea en cortocircuito, se instala relés de bajo voltaje (27) con operación post-falla, los cuales actúan después de los relés de sobrecorriente instantánea y temporizada. El tiempo de actuación de los relés 27, se da en base a la operación propia del sistema de potencia y el sistema de protecciones, si la operación en ese punto tiene reconexión entonces debe necesariamente actuar el relé 27 luego de haber realizado la secuencia total de reconexiones; es decir cuando se tenga la certeza de que la falla es permanente; para el caso de ELEPCO S.A., no se tiene reconexión del sistema en esos puntos donde se pretende instalar estas
122
protecciones, por lo cual el tiempo prudente de actuación del relé será a los tres segundos de haber detectado el bajo voltaje. Para las protecciones de bajo voltaje planificadas en las líneas del sistema de subtransmisión, se ejemplifica la forma de calcular los ajustes para estos relés, en base a la Ecuación (2.16) y Ecuación (2.17).
69000110 627.2727 0.9RTP2×Vn 0.627.92×69000 101.2 2 727 0.8RTP8×Vn 0.88×69000 600 96.8
Una vez encontrado los ajustes de los relés de bajo voltaje, se configura en el programa de simulación PowerFactory; dichas configuraciones se detallan en la Figura 5.13.
Figura 5.13: Ajuste para el relé (27) en PowerFactory [Captura pantalla] . En la Tabla 5.18, se resume los ajustes de los relés de bajo voltaje para todos los niveles de voltaje donde se requiere esta protección.
123
Tabla 5.18: Protección de bajo voltaje (27). Voltaje Ajuste RELÉ
27
característica
Voltaje Nominal (V)
Voltaje de Alarma (V)
Voltaje de Disparo primario (V)
Voltaje de Disparo secundario (V)
Bajo Voltaje
69000 23000 13800
62100 19800 12420
60720 20240 12144
96.8 96.8 96.8
5.5.2.5 Verificación de la operación de los relés de bajo voltaje en el programa PowerFactory
Figura 5.14: 5.14: Definición de variables para simular fallas en el tiempo [Elaboración propia].
La operación de los relés de bajo voltaje 27, se puede verificar mediante la simulación denominada ¨evento de cortocircuito¨, la cual se define con un click derecho en la barra o elemento donde se va a ejecutar la falla, ingresando los datos que ayudan a definir las condiciones adversas. Esto se detalla en la Figura 5.14. Una vez ingresado los datos, el programa PowerFactory facilita el módulo RMS/EMT de simulación en el tiempo, dicho modulo ayuda a verificar la operación de los relés en el transcurso del tiempo con una operación similar a la de la Figura 5.15.
124
Figura 5.15: 5.15: Característica de operación del relé 27, en el diagrama voltaje vs tiempo [Elaboración propia].
RESUMEN DE LOS AJUSTES DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN. En base a los criterios utilizados durante el desarrollo de este trabajo de titulación, y luego de realizar el estudio de cortocircuitos, con el objeto de determinar las corrientes de falla requeridas para el dimensionamiento y calibración de los equipos de protección, se establecen los siguientes ajustes para los relés utilizados en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., dichos relés son de sobrecorriente (50/50N, 51/51N) y sobrecorriente direccional (67/67N). La Tabla 5.19, resume los equipos de medición para los transformadores de distribución, cabe mencionar que los TCs utilizados son los analizados anteriormente. (Ver Tabla 5.21).
125
Tabla 5.19: Resumen de RTCs para transformadores. Subestación Mulaló Lasso La Cocha El Calvario San Rafael Pujilí Holcim Fairis CRS Salcedo
RTC Existente 600/5 500/5 1000/5 300/5 800/5 300/5 500/5 50/5 100/5 400/5
La Tabla 5.20, resume los equipos de medición para las líneas de subtransmisión, cabe mencionar que los TCs utilizados son los analizados anteriormente.
Tabla 5.20: Resumen de RTCs para Líneas de subtransmisión L NEA NEA
RTC
RTC
(1 – 2)
(1)
(2)
Mulaló 69 – 69 – Deriv. Flia
600/5
N/A(1)
Mulaló 69 - Deriv Laigua
600/5
600/5
Lasso 69 - Sigchos
300/5
N/A(1)
Deriv Familia - Lasso
600/5
N/A(1)
Cocha 13.8 – 13.8 – El Calvario
600/5
N/A(3)
Deriv Laigua - Cocha
1000/5
600/5
Deriv C. Rehabilitación
500/5
500/5
Deriv C. Rehabil - San Rafael
600/5
500/5
Deriv Familia - Flia
300/5
N/A(1)
Deriv Laigua – Laigua – Deriv._CRS
600/5
600/5
Illuchi1 13.8 – 13.8 – El Calvario
N/A(3)
600/5
San Rafael 69 - Pujilí
250/5
N/A(1)
San Rafael 69 – 69 – Deriv. San juan
300/5
N/A(2)
Ambato 69 – 69 – Conex. Fairis
1000/5
N/A(2)
Conexión Fairis - Salcedo
N/A(2)
1000/5
Conex. Salcedo - Deriv. San Juan
600/5
N/A(2)
Illuchi2 23- El Calvario
N/A(3)
800/5
NOTA: N/A= no N/A= no aplica protección en ese punto, debido a
126
cualquiera de las tres cosas:
N/A(1): La línea es radial,
N/A(2): Es una derivación, o
N/A(3): Aplica protección de bajo voltaje. voltaje.
La Figura 5.16 muestra las curvas características de operación de los relés de sobrecorriente
temporizados
de
fase
(51),
destinados
a
proteger
los
transformadores de distribución pertenecientes a ELEPCO S.A., los colores están en base a la Tabla 5.21.
Figura 5.16: 5.16: Curvas características de operación de los relés 51 [Captura pantalla].
127
Tabla 5.21: Valores de ajuste de característica temporizada de fase. TIPO
FAIRIS
69
51
50/5
N/A
(51) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 3.75/0.09
SALCEDO
69
51
400/5
N/A
1.4/3
IEC 255-3 inverse
HOLCIM
69
51
500/5
N/A
4.5/1
ANSI inverse GPU
SAN_RAFAEL
69
51
800/5
N/A
0.8/0.10
RI-Type characteristic
PUJILÍ CRS
69 69
51 51
300/5 100/5
N/A
IAC Inverse
N/A
1.42/0.32 6.3/3.9
ANSI short time inverse
LA COCHA
13.8
51
1000/5
N/A
2/0.085
Very Inverse
EL CALVARIO
13.8
51
300/5
N/A
7.5/0.05
IEEE Inverse
MULALÓ
69
51
600/5
N/A
0.75/1.0
IEC 255-3 inverse
FAMILIA
69
51
600/5
N/A
1.05/0.53
ANSI moderatey inverse
SIGCHOS
69
51
600/5
N/A
0.85/0.22
IEEE Inverse
LASSO
69
51
500/5
N/A
1.14/0.05
IEEE Very Inverse
TRANSFORMADOR
kV
RELÉ
RTC
(50/50 N/51N)
TIPO DE CURVA IEC 255-3 inverse
1. Los TCs son los que están operando actualmente en el sistema, además en el análisis no sufren saturaciones para condición de corriente pico de falla. 2. Todos los relés de los transformadores son de sobrecorriente temporizada 51. 3. N/A= No aplica en ese punto la protección 50/50N/51N.
La Tabla 5.21 muestra el resumen general de los ajustes determinados para los relés de sobrecorriente temporizados (51), establecidos para la protección de los transformadores de las subestaciones de distribución de ELEPCO S.A. Para las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A., la Figura 5.17 muestra las curvas características de operación de los relés de sobrecorriente direccional instantánea y temporizada (67) para fase, los colores están en base a la Tabla 5.22, donde detalla la configuración de cada uno de estos relés.
128
Figura 5.17: Curvas características de operación de los relés 67 [Captura pantalla].
La Tabla 5.22 muestra el resumen general de los ajustes determinados para los relés de sobrecorriente direccional instantáneo y temporizado (67), establecidos para la protección de las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A.
129
Tabla 5.22: Valores de ajuste de característica instantánea y temporizada de fase.
LOCALIZACIÓN (R_Ubicación – Dirección) R_ Salcedo - Ambato R_ Ambato-Salcedo R_ San Raf- Salcedo R_ Salcedo- San Raf R_ CRS – San Rafael R_ San Rafael_ CRS R_ CRS- Laigua R_ Laigua- CRS R_ Laigua - Mulaló R_ Mulaló- Laigua
R_ Laigua_Cocha R_ Cocha- Laigua R_ Cocha- El Calvario R_ El Calvario-Ill_1 R_ El Calvario-Ill_2
TIPO RELÉ 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N
RTC 1000/5 1000/5 300/5 600/ 5 600/5 500/5 600/5 600/5 600/5 600/5 1000/5 600/5 600/5 600/5 800/5
(67 inst.) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 4.72/0 22.41/0 30.05/0 12.09/0 16.98/0 12.64/0 9.67/0 20.3/0 8.74/0 22.93/0 15.14/0 0.78/0 23.1/0 5.94/0 11.34/0
(67 temp.) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 1.98/0.05 3.04/1.15 8.28/0.08 2.49/0.78 5.68/0.07 3.04/0.43 2.19/0.32 7.13/0.11 1.75/0.16 8.79/0.13 0.73/0.53 0.45/0.05 2.05/0.55 1.62/0.1 1.64/0.29
NOTAS: 1. Los relés mencionados en el cuadro son únicamente de tipo direccional, su ubicación está determinada por la siguiente simbología: (R_Ubicacion_Direccion); por ejemplo: R_Salcedo_Ambato, está instalado en Salcedo con dirección hacia Ambato. 2. La curva empleada es la ANSI/IEEE inverse, para todos los relés de sobrecorriente de fase y tierra. 3. Los TCs establecidos, corresponden a los que van a operar de forma adecuada según el análisis realizado.
La Figura 5.18 muestra las curvas características de operación de los relés de sobrecorriente direccional instantánea y temporizada (67) para tierra, esto para las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A., los colores están en base a la Tabla 5.23. La Tabla 5.23 muestra el resumen general de los ajustes determinados para los relés de sobrecorriente direccional instantáneo y temporizado (67N) para tierra, establecidos para la protección de las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A., los relés están instalados en los dos lados de las líneas de subtransmisión, debido a la característica direccional que tienen.
130
Figura 5.18: Curvas características de operación de los relés 50N/51N [Captura pantalla].
Tabla 5.23: Valores de ajuste de característica 50N/51N. LOCALIZACIÓN (R_Ubicación – Dirección) R_ Salcedo - Ambato R_ Ambato-Salcedo R_ San Raf- Salcedo R_ Salcedo- San Raf R_ CRS – San Rafael R_ San Rafael_ CRS R_ CRS- Laigua R_ Laigua- CRS R_ Laigua - Mulaló R_ Mulaló- Laigua
R_ Laigua_Cocha R_ Cocha- Laigua R_ Cocha-El Calvario R_ El Calvario-Ill_1 R_ El Calvario-Ill_2
TIPO RELÉ 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N 67/67N
RTC 1000/5 1000/5 300/5 600/ 5 600/5 500/5 600/5 600/5 600/5 600/5 1000/5 600/5 600/5 600/5 800/5
(50N) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 3.65/0 17.75/0 20.20/0 7.9/0 15.3/0 7.55/0 7.0/0 16.2/0 6.8/0 21/0 11.4/0 0.25/0 26.05/0 21/0 4.2/0
(51N) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 0.45/0.18 0.55/3.51 1.75/0.52 0.4/2.51 1.5/0.63 0.45/1.46 0.5/0.85 1.5/1.38 0.35/0.45 1.5/2.4 0.85/0.59 0.25/0.2 1.6/0.06 1.6/0.2 1.4/0.3
NOTAS: 1. Los relés mencionados en el cuadro son únicamente de tipo direccional, su ubicación está determinada por la siguiente simbología: (R_Ubicacion_Direccion). 2. La curva empleada es la ANSI/IEEE inverse, para todos los relés.
131
La Figura 5.19 muestra las curvas características de operación de los relés de sobrecorriente instantánea y temporizada (50/51) para fase, esto para las líneas que continúan con configuración radial, los colores están en base a la Tabla 5.24.
Figura 5.19: Curvas características de operación de los relés 50/51 [Captura pantalla].
Tabla 5.24: Valores de ajuste de característica instantánea y temporizada de fase. LOCALIZACIÓN (R_Salida – Llegada) R_ Deriv.-Flia - Flia R_Mul – Deriv. Flia R_ Fmla - Lasso R_ Lasso_Sigchos R_ Deriv_Crs_Crs R_San Rafael_Pujilí
TIPO RELÉ 50/51 50/51 50/51 50/51 50/51 50/51
RTC 300/5 600/5 600/5 300/5 500/5 250/5
(50) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 61/0 33.20/0 29.20/0 23.83/0 33.3/0 53/0
(51) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 3.5/0.5 3/2.54 3.3/0.37 3.0/0.33 13.0/0.05 2.0/2.0
NOTA: 1. Al continuar siendo circuitos radiales, únicamente se instala un relé
(50/51) a la salida de la línea. 2. La curva empleada es la ANSI/IEEE inverse, para todos los relés de sobrecorriente de fase y tierra. 3. Los TCs establecidos, corresponden a los que van a operar de forma adecuada según el análisis realizado.
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La Tabla 5.24 muestra el resumen general de los ajustes determinados para los relés de sobrecorriente instantáneo y temporizado (50/51), establecidos para la protección de las líneas de subtransmisión que tienen configuración radial. La Figura 5.20 muestra las curvas características de operación de los relés de sobrecorriente instantánea y temporizada (50N/51N), esto para las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A., que tienen configuración radial. Los colores están en base a la Tabla 5.325.
Figura 5.20: Curvas características de operación de los relés 50N/51N [Captura pantalla].
La Tabla 5.25 muestra el resumen general de los ajustes determinados para los relés de sobrecorriente instantáneo y temporizado (50N/51N), establecidos para la protección de las líneas de subtransmisión radiales de ELEPCO S.A.
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Tabla 5.25: Valores de ajuste de característica 50N/51N. TIPO
LOCALIZACIÓN (R_Salida – Llegada)
RELÉ
R_ Deriv.-Flia - Flia R_Mul – Deriv. Flia R_ Fmla - Lasso R_ Lasso_Sigchos R_ Deriv_Crs_Crs R_San Rafael_Pujilí
50/51 50/51 50/51 50/51 50/51 50/51
RTC 300/5 600/5 600/5 300/5 500/5 250/5
(50N) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 52.5/0 29.8/0 24.4/0 15.16/0 29.94/0 37.0/0
(51N) TAP/DIAL [A sec.]/ [s] 4.6/0.33 1.6/1.49 2.3/0.34 5.56/0.07 6.0/0.22 1.5/3.0
NOTA: 1. Al continuar siendo circuitos radiales, únicamente se instala un relé
(50/51) a la salida de la línea. 2. La curva empleada es la ANSI/IEEE inverse, para todos los relés de sobrecorriente de fase y tierra.
Relé de bajo voltaje (27) Ejemplo de operación ante una falla en la interconexión La Cocha – El Calvario
La Tabla 5.26, resume la ubicación y ajustes de los relés de bajo voltaje donde se requiere este tipo de protección.
Tabla 5.26: Datos y ajustes determinados para los relés 27. DATOS Y AJUSTES PARA EL RELÉ 27 Línea La Cocha – El Calvario Illuchi 1 – El Calvario Illuchi 2 – El Calvario
Ubicación del relé (27)
RTP (V)
El Calvario Illuchi 1 Illuchi 2
69000/110 23000/110 13800/110
Vpick-up (V secundario) 96.8
Tiempo de operación (s) 3
96.8
3
96.8
3
Cuando se produce una falla en la interconexión a 13.8 kV, La Cocha – El Calvario, como se puede observar en la Figura 5.21, opera el relé (67) ubicado en la salida de La Cocha a 13.8 kV a los 280 ms después de haberse suscitado la falla, la línea esta despejada parcialmente; el relé de bajo voltaje (27), opera en condición post-falla, en un tiempo de 3,13 segundos; a partir de este tiempo la falla se despeja completamente. Detalle de la operación de los dos relés en la Figura 5.21.
134
Los dos relés de bajo voltaje restantes instalados en las centrales Illuchi, operan de manera similar al analizado en la Figura 5.21.
Figura 5.21: Operación del relé 67 y 27 ante la falla producida [Elaboración propia].
La instalación de relés de bajo voltaje (27), se debe a que la operación misma del sistema requiere de este tipo de protección, dado que, en los puntos determinados en la Tabla 5.38, las corrientes de falla mínima están por debajo de la corriente de operación máxima; por lo cual es necesario la inclusión de este tipo de protección
135
para asegurar el despeje total del elemento en falla; la calibración se realiza a un voltaje de 0.88 p.u., con respecto al voltaje nominal para evitar operaciones erróneas, ya sea por oscilaciones o perturbaciones transitorias; con un tiempo de operación de 3 segundos dado que es una protección de despeje en post-falla.
DIVISIÓN POR ZONAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. Dado el número de equipos que conforman el sistema de subtransmisión y el análisis que se requiere hacer para cada uno de ellos, se vuelve infructuoso y extenso; por lo cual se hace necesario dividir al sistema en zonas, para facilidad de estudio y presentación de resultados; cabe recalcar que una zona puede estar constituida por varios equipos de potencia e incluso superpuestas entre ellas (no existan zonas muertas); en la Tabla 5.27, se detalla las zonas divididas en el sistema de subtransmisión.
Tabla 5.27: Resumen de las 11 zonas. ÍTEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
NOMBRE ZONA ZONA_CALV_LAIGUA ZONA_FLIA_TFLIA ZONA_ILL_CALV ZONA_MUL_TFLIA ZONA_MUL_TLAIGUA ZONA_SIG_TFLIA ZONA_SRAF_AMB ZONA_SRAF_PUJ ZONA_TCRS_CRS ZONA_THOL_HOL ZONA_TLAIGUA_SRAF
Para la presentación grafica de las zonas del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., se presenta la Figura 5.22, donde el sistema se divide en 11 zonas. Además para mejor presentación de las zonas, se presenta el ANEXO 4.
136
Figura 5.22: Zonas de protección del sistema de subtransmisión [Captura pantalla] . A continuación se detalla para cada zona los elementos componentes y el tipo de protección más adecuada para cada uno de ellos. A modo de ejemplo se describe dos zonas en el presente trabajo escrito, ya que al ingresar todas las zonas al detalle se hace más extenso el documento; por lo cual las demás zonas restantes (9 zonas) se describen en el archivo adjunto denominado ANEXO DIGITAL, con el apartado ANEXO 7. 5.7.1 ZONA_ILL_CALV En la Figura 5.23 y Figura 5.24, se muestra la ubicación y los elementos que constituyen esta zona, respectivamente; además de ello muestra el tipo de protección instalada en cada uno de los elementos. En esta zona se hace indispensable el cambio a relés direccionales (67), debido al flujo de potencia bidireccional, pero dado el caso en donde no se puede instalar relés de sobrecorriente entonces se aplica relés de bajo voltaje (27 operación post-falla) de ser necesario, esto debido a las condiciones particulares de operación en el
137
sistema, dado que, las corrientes de operación a demanda máxima son mayores que las corrientes de cortocircuito mínima. (Ver Tabla 5.16).
Figura 5.23: zona de protección Illúchi – El Calvario [Elaboración propia] .
Figura 5.24: Zona de protección Illúchi – El Calvario [Captura pantalla] .
138
La Tabla 5.28, muestra la zona Illuchi – El Calvario, donde existen dos niveles de voltaje, la una línea comprende desde Illuchi 2 - El Calvario a 13.8 kV, y desde Illuchi 1 - El Calvario a 23 kV.
Tabla 5.28: Zonas de protección Illuchi – El Calvario. Zona
Equipos Barra El Calvario_13.8kV Barra El Calvario_23kV
ZONA_ILL_CALV Transformador El Calvario Línea Illuchi2 - El Calvario Línea Illuchi1 – El Calvario
5.7.2 ZONA_LAIGUA_SRAF La Figura 5.25, muestra la ubicación de la zona dentro de la modelación establecida en el programa PowerFactory.
Figura 5.25: Ubicación de la zona San Rafael CRS y barra Laigua [Elaboración propia]
139
Figura 5.26: Zona de protección San Rafael, CRS y Laigua [Captura pantalla] . La Figura 5.26 detalla el tipo de protección instalada en cada uno de los elementos que constituyen esta zona, donde es indispensable el cambio de relés, dicho cambio implica instalar relés direccionales (67/67N), esto por el cambio de configuración topológica. La Tabla 5.29. Muestra los equipos de potencia que pertenecen a la zona San Rafael, derivación CRS y derivación Laigua, con un voltaje de 69 kV. En esta zona se hace indispensable el cambio a relés direccionales (67).
Tabla 5.29: Equipos de potencia entre San Rafael, CRS y derivación Laigua. Zona
Equipos Barra derivación_CRS
ZONA_TLAIGUA_SRAF
Linea deriv. CRS - San. Rafael Línea Deriv. Laigua – deriv. CRS
Para la división de las zonas, se tiene presente el criterio planteado en el apartado 2.1; sobre la filosofía de protecciones, donde menciona que no debe existir por ningún motivo zonas sin protección (zonas muertas), (ver Figura 2.1), donde detalla que todos los elementos deben tener su respectiva protección. Una vez que están definidas las protecciones en el sistema eléctrico, y las zonas de protección, se determina los ajustes de cada uno de los equipos de protección, con el objetivo de que actué las protecciones de manera selectiva y con la suficiente sensibilidad ante cualquier tipo de falla.
140
COORDINACIÓN DE LAS PROTECCIONES EN LOS TRANSFORMADORES DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN Tomando en cuenta las consideraciones establecidas a lo largo del presente trabajo de titulación, finalmente se verifica y se determina la valides de la coordinación de protecciones para los relés seleccionados; en este apartado se presenta los resultados de forma gráfica específicamente para los transformadores que componen las subestaciones de distribución de ELEPCO S.A., en el siguiente apartado se realiza para las líneas de subtransmisión; el análisis se realiza tomando en cuenta antecedentes como: curva de daño del transformador y protección de respaldo para cada uno de ellos. La protección primaria no ingresa en el presente trabajo de titulación, debido que, al ingresar la protección de sobrecorriente instantánea de fase 50, se da el riesgo de perder sensibilidad por la corriente de arranque del transformador (criterio utilizado por la ELEPCO S.A). La protección 50N y 51N, no aplica debido a la configuración de conexión en los transformadores delta – estrella, lo que significa que no existe conexión a tierra, por lo tanto no hay flujo de corriente de falla a tierra. Los transformadores cuentan con relés 51, que vienen a representar la protección de respaldo, dicha protección actúa en un tiempo mayor de 250 ms. El análisis se realiza para todos los transformadores, empezando desde la subestación Fairis hasta finalizar en la subestación Sigchos. Para la muestra de los resultados gráficos en el documento, se analiza para 2 transformadores a modo de ejemplo, ya que si se muestra los resultados de todos los transformadores se vuelve muy extenso el documento; por lo cual para los demás transformadores se realiza el análisis y se detalla en el archivo adjunto denominado ANEXO DIGITAL, con el apartado ANEXO 8.
141
Los siguientes literales sirven de ayuda para analizar las curvas de protección en cada uno de los transformadores; las cuales se especifican de la siguiente manera:
a) La primera de las Figuras para el transformador en análisis, representa 3 aspectos: en primera instancia especifica la barra o equipo donde se ejecuta la falla dentro de la modelación; la segunda de ellas ubica los relés destinados a proteger los equipos y por último muestra el color que lleva la curva de protección dentro de las siguientes Figuras. detalle en la Figura 5.27.
b) Las siguientes 4 figuras representan la operación de los relés ante distintos tipos de falla, estas son: trifásica, monofásica, bifásica y bifásica a tierra, respectivamente, cada falla se ejecuta con alta impedancia en la barra o equipo antes descrito, con el objeto de cumplir con la propiedad básica de sensibilidad.
RELÉS DE PROTECCIÓN
FALLA
Figura 5.27: Ubicación de la falla y equipos de protección con el color de estos últimos [Elaboración propia].
142
c) La tabla final resume la positiva o negativa operación de la protección temporizada para ese equipo. 5.8.1 EJEMPLO DE PROTECCIONES
VALIDACIÓN
DE
LA
COORDINACIÓN
DE
Con el objeto de verificar el sistema de protecciones establecido en post de proteger los equipos ante fallas producidas en el transformador Pujilí a nivel de 13.8 kV, se ejecuta cuatro tipos de cortocircuito los cuales son: trifásico, monofásico, bifásico y bifásico a tierra, para verificar la operación de los relés inmersos en esta condición anormal, con el fin de validar la coordinación de protecciones para esa falla. 5.8.2 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN PUJILÍ 69/13.8 kV
PROTECCIÓN PRIMARIA PROTECCIÓN SECUNDARIA
Figura 5.28: Falla aplicada al transformador Pujilí [Elaboración propia].
Para mejorar la visualización de los resultados en los equipos de protección que protegen el transformador Pujilí, se presenta la Figura 5.28, en la cual se detalla la barra donde se ejecuta la falla y la ubicación de los dispositivos de protección
143
instalados (protección principal y protección de respaldo); esto ayuda para comprender los gráficos siguientes. Las gráficas de protección de alto voltaje del transformador se establecen desde la Figura 5.29 hasta la Figura 5.32, con falla trifásica de 5 ohmios, falla monofásica de 10 ohmios, falla bifásica de 5 ohmios y falla bifásica a tierra de 10 ohmios, respectivamente. Ejemplificando la siguiente Figura representa una falla trifásica de 5 ohmios; para las demás Figuras se mantiene lo descrito en el párrafo anterior.
Figura 5.29: Respuesta de relés 51 para falla 3F de 5 ohmios [Captura pantalla].
144
Figura 5.30: Respuesta de relés 51 para falla 1F de 10 ohmios [Captura pantalla].
Figura 5.31: Respuesta de relés 51 para falla 2F de 5 ohmios [Captura pantalla].
145
Figura 5.32: Respuesta de relés 51 para falla 2F-T de 10 ohmios [Captura pantalla].
Al analizar las curvas de las 4 Figuras anteriores, se verifica que la protección principal ubicada en el lado de alto voltaje del transformador Pujilí opera de manera adecuada ante diferentes tipos de fallas, mientras que su protección de respaldo (si no actuara la protección principal) opera con un tiempo de retardo de 250-300 ms, lo cual es correcto. La Tabla 5.33 muestra un resumen de la operación de las protecciones instaladas en post de proteger el transformador Pujilí, esto para diferentes tipos de fallas, cabe mencionar que la operación de los relés ante fallas francas es efectiva, aunque se trata de una condición ideal, por lo cual se analiza con fallas de alta impedancia.
146
Tabla 5.30: Resumen de coordinación de protecciones PROTECCIONES 51 ELEMENTO TIPO DE FALLA 50 50 N 3F N/A SI OPERA N/A 1F N/A SI OPERA N/A Transformador Pujilí (Relé barra 69 kV) 2F N/A SI OPERA N/A 2F-T N/A SI OPERA N/A 3F NO OPERA SI OPERA NO OPERA Línea San Rafael 1F NO OPERA NO OPERA NO OPERA Pujilí (relé salida 2F NO OPERA SI OPERA NO OPERA San Rafael) 2F-T NO OPERA SI OPERA NO OPERA Nota: "N/A" implica la no existencia del relé en ese punto. “ ” Estas protecciones operan como respaldo.
51 N N/A N/A N/A N/A NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA
Observación: •
La protección de sobrecorriente de fase temporizada en el lado de 69 kV del transformador Pujilí, opera ante cualquier tipo de fallas ejecutadas en la barra de 13.8 kV incluso con alta impedancia en un tiempo menor 0.87 s, lo cual significa que la protección del transformador es válida; además el relé de la línea Pujilí también protege al transformador en un tiempo menor a 1.29 segundos, exceptuando en la falla monofásica de alta impedancia.
•
La curva de daño del transformador se ajusta a las curvas de protección para las líneas adyacentes, debido a la potencia nominal de 16 MVA del transformador Pujilí, logrando proteger con los relés instalados a la salida de San Rafael hacia Pujilí, esto ejecutando fallas con alta impedancia, que representan las condiciones más críticas en cuanto a la sensibilidad de operación.
5.8.3 SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN LA COCHA 69/13.8 kV Para facilidad en la presentación de los resultados de los equipos de protección para el transformador La Cocha se presenta la Figura 5.33, la cual detalla donde se produce la falla y la ubicación de los dispositivos de protección instalados; los colores utilizados brinda la facilidad de análisis para los siguientes gráficos.
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PROTECCIÓN SECUNDARIA
PROTECCIÓN PRIMARIA
PROTECCIÓN SECUNDARIA
Figura 5.33: Falla aplicada al transformador La Cocha [Elaboración propia].
Las gráficas de protección para este transformador se establecen desde la Figura 5.34 hasta la Figura 5.37, con falla trifásica de 5 ohmios, falla monofásica de 10 ohmios, falla bifásica de 5 ohmios y falla bifásica a tierra de 10 ohmios, respectivamente.
148
Figura 5.34: Respuesta de relés 51 para falla 3F de 5 ohmios [Captura pantalla].
La Figura 5.34, demuestra que para fallas trifásicas de alta impedancia, actúa la protección primaria (color azul), dicho relé está instalado en el transformador La Cocha; la curva color verde no actúa, dado que es protección direccional y está en dirección opuesta a la falla. Luego de esto, todos los demás relés actúan en zona temporizada; la curva color azul y curva color verde obscura, no cumple con el tiempo mayor a 250 ms de coordinación, pero al simular otros tipo de fallas cumple con los criterios, razón por la cual no se varia los ajustes. La Figura 5.35, muestra que la actuación de los relés para fallas monofásicas de alta impedancia, es de forma correcta ya que actúan las protecciones principales y de respaldo en tiempos prudentes acorde a los criterios de coordinación establecidos.
149
Figura 5.35: Respuesta de relés 51 para falla 1F de 10 ohmios [Captura pantalla].
La Figura 5.36, demuestra que para fallas bifásicas de alta impedancia, operan de la misma manera el relé cuando se expone a fallas trifásicas; ya que la curva color azul y curva color verde obscura, no cumple con el tiempo mayor a 250 ms de coordinación, pero al simular los demás tipo de fallas cumple con los criterios. La Figura 5.37, muestra que la actuación de los relés para fallas bifásicas a tierra de alta impedancia, es de forma correcta ya que actúan las protecciones principales y de respaldo en tiempos prudentes acorde a los criterios de coordinación establecidos. En Tabla 5.31 se muestra un resumen de la operación de protecciones instaladas en la subestación La Cocha para diferentes tipos de fallas, cabe mencionar que la operación de los relés ante fallas francas son positivas, aunque se trata de una condición ideal; por lo cual se analiza para fallas de alta impedancia y con ello verificar las condiciones más sensibles de operación.
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Figura 5.36: Respuesta de relés 51 para falla 2F de 5 ohmios [Captura pantalla].
Figura 5.37: Respuesta de relés 51 para falla 2F-T de 10 ohmios [Captura pantalla].
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Tabla 5.31: resumen de coordinación de protecciones ELEMENTO
PROTECCIONES 51 50 N
TIPO DE FALLA 50 51 N NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA 3F Línea Laigua hacia NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA 1F La Cocha NO OPERA SI OPERA NO OPERA NO OPERA 2F (relé 67 salida Laigua) NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA 2F-T N/A SI OPERA N/A N/A 3F Transformador N/A SI OPERA N/A N/A 1F La Cocha N/A SI OPERA N/A N/A 2F (Relé 51 barra 13.8 kV) N/A SI OPERA N/A N/A 2F-T NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA 3F Línea La Cocha NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA 1F hacia El Calvario NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA (67 salida La Cocha, 2F NO OPERA NO OPERA NO OPERA NO OPERA sentido opuesto) 2F-T 3F Línea La Cocha SI OPERA EN POST-FALLA (3 segundos), ANTE 1F CUALQUIER FALLA, POR LA DETECCIÓN DE BAJO hacia El Calvario 2 VOLTAJE (<0.88p.u.) (relé 27 salida El Calvario) 2F-T 3F Línea deriv. Laygua SI OPERA EN POST-FALLA (3 segundos), ANTE 1F CUALQUIER FALLA, POR LA DETECCIÓN DE BAJO La Cocha 23 kV 2F VOLTAJE (<0.88p.u.) (relé 27 salida Illuchi I) 2F-T 3F Línea deriv. Laygua SI OPERA EN POST-FALLA (3 segundos), ANTE 1F CUALQUIER FALLA, POR LA DETECCIÓN DE BAJO La Cocha13.8 kV 2F VOLTAJE (<0.88p.u.) (relé 27 salida Illuchi II) 2F-T Nota: "N/A" implica la no existencia del relé en ese punto.
“ ” Estas protecciones operan como respaldo.
Observación: •
La protección de sobrecorriente de fase temporizada de la subestación La Cocha, opera ante cualquier tipo de fallas ejecutadas en la barra de 13.8 kV inclusive con alta impedancia, lo cual significa que la protección de respaldo es válida actuando hasta un tiempo de 0.85 s; además, la protección de bajo voltaje 27 para operación post –falla, actúa por bajo voltaje.
•
La curva de daño del transformador se ajusta a las curvas adyacentes de la protección dada para líneas, esto debido a la potencia nominal de 12 MVA del transformador, esto ejecutando fallas con las impedancias más
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comunes en las líneas de subtransmisión, que representan las condiciones más probables de operación. •
La operación de los relés de bajo voltaje 27, se puede verificar mediante una simulación denominada ¨evento de cortocircuito¨. La cual después de ejecutar la misma con ayuda del apartado 5.3.16.5 de este trabajo de titulación, se obtiene el siguiente resultado cuando se ejecuta una falla en la barra de La Cocha a 13.8 kV. Figura 5.59.
Figura 5.38: Simulación RMS/EMT con falla en la barra La Cocha a 13.8 kV [Elaboración propia].
153
Como resultado de esta simulación se obtiene que, a los 3.12 segundos los relés de bajo voltaje de la subestación la Cocha actúan si las protecciones principales no operan, a pesar de ello los relés instalados en la subestación El Calvario también actúan, ya que no logran controlar el nivel de voltaje y existe un desequilibrio entre carga y generación; por lo cual el nivel de voltaje en la barra de carga de El Calvario se encuentra por debajo del 0.95 p.u. como se aprecia en la Figura 5.38. En la simulación abre el circuito El Calvario – Illuchi I e Illuchi II, inmediatamente después que se abre la interconexión La Cocha - El Calvario, por la falta de potencia para abastecer la carga El Calvario, es por esta razón que se planifica para el año 2018 construir la Línea de 69 kV que interconecta las centrales Illuchi con la subestación El Calvario; por la cual se transportará mayor cantidad de potencia y abastecería de manera adecuada la carga de El Calvario ante este tipo de fallas. 5.8.4 COMENTARIO GENERAL La curva de daño del transformador, es el limitante de ajuste para las protecciones que se instalen en cualquier tipo de transformador, de acuerdo a lo analizado en el sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A., la mayoría de los equipos de transformación no tienen más de dos niveles de protección de respaldo, y estos son Fairis, Holcim, CRS, y El Calvario, esto por la baja potencia que tienen en comparación a los demás; por lo cual la empresa tiene un énfasis especial con estos grandes clientes con el fin de llevar paralelamente la protección de estos quipos, con personal especializado y comprometido en ambas instituciones. Todos los equipos de trasformación no cuentan con protección temporizada a tierra 51N, debido a la configuración delta - estrella entre primario y secundario, respectivamente; dicha configuración no permite obtener una conexión del primario a tierra por lo cual no existe flujo de corriente de falla hacia tierra, por lo tanto no se puede instalar relés que cumplan con esta protección.
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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LAS LÍNEAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. Tomando en cuenta las consideraciones establecidas a lo largo del presente trabajo de titulación, finalmente se verifica y se determina la valides de la coordinación de protecciones para los relés seleccionados; en este apartado se presenta los resultados de forma gráfica para las líneas de subtransmisión de ELEPCO S.A. Para facilidad en la presentación de los resultados de la coordinación en las líneas de subtransmisión, se crea recorridos, los cuales pueden estar compuestos por una o varias zonas de protección, definidas en el apartado 5.7. 5.9.1 DIVISIÓN DE RECORRIDOS ESTRATÉGICOS EN EL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A. La coordinación de protecciones empieza a realizarse desde la carga hacia los puntos de interconexión con el SNI, dicha carga está representada por las barras de alta de los transformadores de distribución; para lo cual se establecieron algunos recorridos que están compuestos por una o más zonas de protección definidas anteriormente.
Tabla 5.32: Recorridos del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. RECORRIDO
Ambato - San Rafael San Rafael Mulaló San Rafael - Pujilí Laigua Illuchi I Laigua Illuchi II Mulaló - Familia Mulaló - Sigchos
ZONAS DE PROTECCIÓN ZONA_SRAF_AMB ZONA_THOL_HOL ZONA_SRAF_LAIGUA ZONA_TCRS_CRS ZONA_MUL_LAIGUA ZONA_SRAF_PUJ ZONA_LAIGUA_CALV ZONA_ILL1_CALV ZONA_LAIGUA_CALV ZONA_ILL2_CALV ZONA_MUL_TFLIA ZONA_MUL_FLIA ZONA_SIG_FLIA
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Figura 5.39: Recorridos del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A. [Elaboración propia].
156
Los recorridos fueron seleccionados estratégicamente, para tener una visión general de la coordinación del sistema de protecciones cuando se ejecuta una falla en algún punto estratégico donde opera la mayoría de protecciones. En la Figura 5.39, se observan los recorridos establecidos. El resumen de los recorridos, se detalla en la Tabla 5.32, donde muestra de que zonas esa compuesto cada uno de ellos. Los recorridos propuestos, toman en cuenta la protección direccional donde se debe tomar presente el sentido del flujo de potencia, por lo cual para el mismo recorrido se obtendrá dos opciones, la una de ida y la otra de retorno. Los diferentes tipos de cortocircuitos se simulan con las impedancias de falla más probables dadas en el campo, estos valores son: falla trifásica de 5 ohmios, falla monofásica de 10 ohmios, falla bifásica de 5 ohmios y falla bifásica a tierra de 10 ohmios. Las fallas estratégicas se efectuaron en las barras que se detallan a continuación en la Tabla 5.33.
Tabla 5.33: Barras donde se efectúa las fallas. Barra de falla C. Rehabilitacion_69_kV El Calvario_13.8_kV El Calvario_23_kV La Cocha_13.8_kV La Cocha_69_kV Conexión_Fairis Familia_69_kV Mulalo_69_kV Pujili_69_kV San Rafael_69_kV Sigchos_69_kV
Nombre del recorrido Deriv CRS – Transformador CRS Illuchi - Laigua Illuchi - Laigua Illuchi - Laigua Illuchi - Laigua Ambato – San Rafael Mulaló - Familia San Rafael - Mulaló San Rafael - Pujilí Ambato – San Rafael - Mulaló Mulaló - Sigchos
Una vez definido el tipo de protección en cada línea de subtransmisión, como también los recorridos y sus respectivas barras donde se ejecutan las fallas, se analiza la coordinación de protecciones para cada barra en falla; pero al
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extenderse demasiado el documento con el análisis de cada una, se prioriza las barras estratégicas donde se ejecuta las fallas, por lo cual para la verificación de la coordinación de protecciones se procede únicamente para dos casos, esto a manera de ejemplo; ya que en el archivo denominado ANEXO DIGITAL, con el apartado ANEXO 9, se detalla las fallas en las barras faltantes. Los dos casos de análisis son: la primera es la barra San Rafael a 69 kV, fue seleccionada por ser una barra central del sistema de potencia, si se produce una falla en este equipo, está inmerso todo el sistema de protecciones; además, es la barra de conexión entre el sistema Ambato – Mulaló, motivo de este estudio: el segundo caso es la barra La Cocha a 13.8 kV, esta barra ha sido seleccionada debido a que es la barra que interconecta el sistema de potencia y las centrales de generación Illuchi; además, debido a las condiciones propias del sistema, fue necesario la consideración de relés de bajo voltaje, dado que la corriente de cortocircuito mínima es menor que la corriente máxima de operación normal; (Ver Tabla 5.16). Debido a que el análisis de todos los recorridos estratégicos resulta demasiado extenso analizarlo, es necesario la implementación de diagramas Distancia vs Tiempo, los cuales permiten una mejor visualización de la actuaciones de los relés a lo largo del recorrido estratégico definido, simplificando el análisis de manera compacta. 5.9.2 DIAGRAMA DE COORDINACIÓN DISTANCIA VS TIEMPO. El diagrama de Distancia vs Tiempo permite tener una mejor visualización de la operación de los relés establecidos a lo largo de un recorrido definido. El diagrama hace el análisis de la actuación de los relés hacia adelante (ver Figura 5.40) y hacia atrás (ver Figura 5.41) del recorrido, permitiendo tener una visualización clara y compacta de la actuación de los relés, al actuar ante cortocircuitos producidos automáticamente a lo largo del recorrido, dando al usuario una idea general de la operación de las protecciones.
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El recorrido tomado como ejemplo es el que se analiza en la siguiente sección, San Rafael – Mulaló, el cual es apropiado dado que tiene protección de sobrecorriente direccional, por lo tanto el análisis se realiza en dos sentidos; el primero de ellos visto desde San Rafael hacia Mulaló, esto se detalla en la Figura 5.40. N E L I S I D
0.625
[-]
0.500
0.375
0.250
0.125
0.000 0.0000 San Rafael_6.. x-Axis:
3.7260
7.4520 Derov_C. Reh..
Length Derov_C. Rehabili tacion\Cub_3\R_CRS_SANRAF De riv_ Laygua\Cub_4\R_LAIG_MUL San Rafael_69_kV\Cub_11\R_SANRAF_CRS
11.178
14.904
Deriv_Laygua
[km]
18.630 Mulalo_69_kV
Derov_C. Rehabilitacion\Cub_2\R_CRS_LAIGUA Deriv_Laygua\Cub_1\R_LAIGUA_CRS Mulalo _69_kV\Cub_1 0\R_ML_ LAIG
Figura 5.40: Coordinación distancia vs tiempo hacia adelante [Captura pantalla].
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0.625
[-]
0.500
0.375
0.250
0.125
0.000 0.0000
3.7260
7.4520
Mulalo_69_kV x-Axis:
11.178
Deriv_Laygua Length Derov_C. Rehabilitacio n\Cub_3\R_CRS_SANRAF De riv_ Lay gua\ Cub _4\R_LAIG _MUL San Rafael_69_kV\Cub_11\R_SANRAF_CRS
14.904 Derov_C. Reh..
[km]
18.630 San Rafael_6.
Derov_C. Rehabilitacion\Cub_2\R_CRS_LAIGUA Deriv_Laygua\Cub_1\R_LAIG UA_CRS Mulalo _69_kV\Cub_1 0\R_ML_ LAIG
Figura 5.41: Coordinación distancia vs tiempo hacia atrás [Captura pantalla].
5.9.3 EJEMPLO DE PROTECCIONES
VALIDACIÓN
DE
LA
COORDINACIÓN
DE
5.9.3.1 Falla en la barra San Rafael 69 kV Con el objeto de verificar el sistema de protecciones establecido en post de proteger los equipos ante fallas producidas en la barra San Rafael a nivel de 69 kV, se ejecuta cuatro tipos de cortocircuito los cuales son: trifásico, monofásico, bifásico y bifásico a tierra, para verificar la operación de los relés inmersos en esta condición anormal, para lo cual se toma en cuenta los recorridos detallados en el literal 5.9.1, con el fin de validar la coordinación de protecciones para esa falla. Una observación a tomar en cuenta es, poner mayor énfasis en los dos recorridos centrales, dado que están directamente inmersos ante la falla dada en la barra San Rafael, dichos recorridos son: Ambato – San Rafael y San Rafael – Mulaló.
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5.9.3.2 Recorrido Ambato – San Rafael El recorrido está compuesto por 4 relés de sobrecorriente direccional (67); todos protegen en sentido hacia adelante y están instalados para actuar como protección principal y de respaldo en cada uno de los extremos de las líneas, es decir dos relés para cada línea; los cuales están ubicados de la siguiente manera: 2 relés 67 (color azul) protegiendo las líneas Ambato – Fairis y Fairis - Salcedo; 2 relés (color verde) protegiendo las líneas Salcedo – torre Holcim y torre Holcim – San Rafael; los 2 relés (color rojo) protegiendo la línea San Rafael derivación CRS; estos últimos no pertenecen al recorrido, pero es de ayuda para verificar la operación del relé adyacente más cercano con el recorrido analizado; de los 4 relés, 2 de ellos protegen en la dirección Ambato - San Rafael y la otra mitad en la dirección San Rafael - Ambato, esto por la característica de direccionalidad. El detalle grafico del recorrido, la ubicación de la falla, como también la ubicación y color de los relés se especifica en la Figura 5.40.
Deriv. Sin protección
Falla Barra San Rafael
Figura 5.42: Relés de protec. para el recorrido Ambato – San Rafael [Elaboración propia].
161
En las torres Fairis y Holcim no se puede instalar relés, debido a que únicamente son torres con derivación hacia el transformador de estas empresas. La ubicación grafica de los relés sirven para facilidad de entendimiento y verificar la operación de los mismos mediante la visualización de las curvas que se presentan en las seis figuras siguientes, donde cada una de ellas representa una diferente condición de falla con su respectiva impedancia; el detalle de las gráficas con cada condición de falla se presenta en la Tabla 5.34.
Tabla 5.34: Figuras y su respectiva condición de falla. FIGURA
FALLA
RELÉ
Figura 5.43
Trifásica (5 ohmios)
Fase
Figura 5.44
Monofásica (10 ohmios)
Tierra
Figura 5.45
Monofásica (10 ohmios)
Fase
Figura 5.46
Bifásica (5 ohmios)
Fase
Figura 5.47
Bifásica a tierra (10 ohmios)
Tierra
Figura 5.48
Bifásica a tierra (10 ohmios)
Fase
Al ejecutar las fallas de alta impedancia la corriente de falla se ve reducida, por lo cual el relé al actuar ante estas condiciones, está cumpliendo con la propiedad de los sistemas de protecciones denominada sensibilidad, la cual habla que el sistema de protecciones debe ser lo suficientemente sensible como para operar de manera confiable, tomando en cuenta las condiciones que provocan la menor tendencia a la operación de los equipos. Además, en el caso de analizar los relés de tierra ante fallas a esta última, se debe tener presente la operación de los relés de fase y su respectiva coordinación con los relés de tierra.
162
Falla trifásica (relés de fase)
Figura 5.43: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael, por lo tanto para cualquier tipo de falla en esa barra deben actuar los 2 relés 67 presentes en el recorrido Ambato – San Rafael ya que están con direccionalidad hacia la falla ejecutada en San Rafael. La actuación deberá ser en tiempos coordinados. La curva color rojo pertenece al recorrido San Rafael – Mulaló, con direccionalidad a esta última por lo tanto no debe actuar ante esta falla. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.43 significa que la operación es correcta.
163
Falla monofásica (relés de tierra y fase)
El cortocircuito se ejecuta con una impedancia de falla de 10 ohmios; para verificar la operación del sistema de protecciones en este recorrido, se analiza las curvas de cada uno de los relés inmersos en esa condición, representadas en la Figura 5.44. Para el caso de análisis al ejecutar la falla en la barra de San Rafael de 69 kV, deben actuar los 2 relés 67N presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael.
Figura 5.44: Coord. de protecc. recorrido Ambato – San Rafael, tierra [Captura pantalla].
La actuación debe ser en tiempos coordinados. La curva color rojo pertenece al recorrido San Rafael – Mulaló, con direccionalidad a esta última por lo tanto no debe actuar ante esta falla. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.44 significa que la operación es correcta.
164
Además, en la Figura 5.45 se analiza la operación de los relés de fase al ejecutar la falla monofásica en la barra de San Rafael de 69 kV, donde debe actuar los 2 relés 67 presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael.
Figura 5.45: Coordinación de protecciones para recorrido Ambato – San Rafael, relés de fase [Captura pantalla].
Comparando la forma de operación de los relés de fase con respecto a los de tierra, estos últimos actúan en primera instancia, luego operan los de fase a modo de protección de respaldo de los de tierra, por lo cual se establece que la coordinación es correcta.
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Falla bifásica (relés de fase)
Figura 5.46: Coordinación de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael, por lo tanto para cualquier tipo de falla en esa barra deben actuar los 2 relés 67 presentes en el recorrido Ambato – San Rafael ya que están con direccionalidad hacia la falla ejecutada en San Rafael. La actuación deberá ser en tiempos coordinados. La curva color rojo pertenece al recorrido San Rafael – Mulaló, con direccionalidad a esta última por lo tanto no debe actuar ante esta falla. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.46 se concluye que la operación es correcta.
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Falla bifásica a tierra (relés de tierra y fase)
El cortocircuito se ejecuta con una impedancia de falla de 10 ohmios; para verificar la operación del sistema de protecciones en este recorrido, se analiza las curvas de cada uno de los relés inmersos en esa condición, representadas en la Figura 5.47. Para el caso de análisis al ejecutar la falla en la barra de San Rafael de 69 kV, deben actuar los 2 relés 67N presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael.
Figura 5.47: Coordinación de protecciones para recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
La actuación deberá ser en tiempos coordinados. La curva color rojo pertenece al recorrido San Rafael – Mulaló, con direccionalidad a esta última por lo tanto no debe actuar ante esta falla. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.47 significa que la operación es correcta.
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Además, en la Figura 5.48 se analiza a operación de los relés de fase al ejecutar la falla monofásica en la barra de San Rafael de 69 kV, donde debe actuar los 2 relés 67 presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael.
Figura 5.48: Coordinación de protecciones para recorrido Ambato – San Rafael relés de fase [Captura pantalla].
Comparando la forma de operación de los relés de fase con respecto a los de tierra, estos últimos actúan en primera instancia, luego operan los de fase a modo de protección de respaldo de los de tierra, por lo cual se establece que la coordinación es correcta.
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5.9.3.3 Recorrido San Rafael – Ambato El recorrido se analizó en el literal 5.9.3.2; y debido a que no cambia los equipos de protección de sobrecorriente direccional (67), tampoco la ubicación de la falla, esta se continúa ejecutando en la barra San Rafael; el color de los relés se mantiene. Detalle en la Figura 5.47. La ubicación de los relés sirve para verificar la operación de los mismos mediante la comparación entre las curvas que se presentan en las siguientes figuras. Protección sentido correcto Protección sentido contrario
Falla Barra San Rafael
Figura 5.49: Relés de protec. para el recorrido San Rafael – Ambato [Elaboración propia]
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael; pero el recorrido San Rafael – Ambato se encuentra en dirección opuesta a la falla, por lo tanto no deben actuar los 2 relés 67 que pertenecen a dicho recorrido. A pesar de ello la curva de color azul pertenece al recorrido Mulaló -San Rafael con direccionalidad a esta última,
169
es por ello que debe actuar en un tiempo casi instantáneo ya que es el relé adyacente más cercano a la falla. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de las Figuras: 5.50, 5.51, 5.52 y 5.53, se concluye que la operación es correcta ya que no actúa ningún relé excepto el de la curva de color azul por los motivos antes mencionados. Falla trifásica
Figura 5.50: Coord. de protecciones recorrido San Rafael – Ambato [Captura pantalla].
170
Falla monofásica
Figura 5.51: Coord. de protecciones recorrido San Rafael – Ambato [Captura pantalla]. Falla bifásica (relés de fase)
Figura 5.52: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
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Falla bifásica a tierra (relés de fase y tierra)
Figura 5.53: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
5.9.3.4 Recorrido San Rafael - Mulaló El recorrido está compuesto por 6 relés de sobrecorriente direccional (67), todos protegen en sentido hacia adelante y están instalados para actuar como protección principal y de respaldo en cada uno de los extremos de las líneas; los cuales están ubicados de la siguiente manera: 2 relés 67 (color azul) destinados a proteger la línea San Rafael – CRS; 2 relés (color verde) destinados a proteger la línea CRS – derivación Laigua; 2 relés (color rojo) destinados a proteger a línea derivación Laigua – Mulaló; de los 6 relés, 3 de ellos protegen en la dirección San Rafael – Mulaló y la otra mitad en la dirección Mulaló – San Rafael, esto por tener características de direccionalidad. El detalle grafico del recorrido, como también la ubicación y color de los relés se especifica en la Figura 5.54. La ubicación grafica de los relés sirven para verificar la operación de los mismos mediante la visualización de las curvas que se presentan en las seis figuras siguientes; el detalle de las gráficas se presentó en la Tabla 5.34.
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Relés que operan en dirección contraria
Falla Barra San Rafael
Figura 5.54: Coord. de protec. para recorrido San Rafael – Mulaló [Elaboración propia].
Al ejecutar las fallas de alta impedancia la corriente se ve reducida, por lo cual el relé al actuar ante estas condiciones, está cumpliendo con la propiedad de los sistemas de protecciones denominada sensibilidad. Falla trifásica
Figura 5.55: Coord. de protecciones recorrido San Rafael – Mulaló [Captura pantalla].
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Falla monofásica
Figura 5.56: Coord. de protecciones recorrido San Rafael – Mulaló [Captura pantalla]. Falla bifásica (relés de fase)
Figura 5.57: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
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Falla bifásica a tierra (relés de fase y tierra)
Figura 5.58: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael, esta barra pertenece al recorrido San Rafael – Mulaló, con protección direccional vista hacia Mulaló, por lo cual ningún relé opera ante cualquier tipo de falla producida en esta barra ya que su protección tiene direccionalidad contraria. Definido la forma de operación y comparando con las curvas de las Figuras: 5.55, 5.56, 5.57 y 5.58, donde no actúa ningún relé 67, por lo cual se puede concluir que la operación es correcta, para cada uno de los casos analizados. 5.9.3.5 Recorrido Mulaló - San Rafael El recorrido fue analizado en el literal 5.9.3.3, con respecto a ese análisis no cambia los equipos de protección de sobrecorriente direccional (67); todos protegen en sentido hacia adelante y están instalados para actuar como protección principal en cada uno de los extremos de las líneas; además, el detalle grafico del recorrido, la ubicación de la falla y color de los relés se mantiene. Detalle en la Figura 5.59.
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La ubicación de los relés sirven para verificar la operación de los mismos mediante la comparación con las curvas que se presentan en las siguientes figuras; al ejecutar las fallas de alta impedancia la corriente se ve reducida, por lo cual el relé al actuar ante estas condiciones, está cumpliendo con la propiedad de los sistemas de protecciones denominada sensibilidad.
Relés que operan en dirección a la falla
Falla Barra San Rafael
Figura 5.59: Relés de protec. para el recorrido Mulaló – San Rafael [Elaboración propia]. Falla trifásica
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael, por lo tanto para cualquier tipo de falla en esa barra deben actuar todos los relés 67 presentes en este recorrido, ya que están con direccionalidad hacia San Rafael. La actuación de los relés deberá ser en tiempos coordinados. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.60, se concluye que la operación es correcta.
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Figura 5.60: Coord. de protecciones recorrido Mulaló – San Rafael [Captura pantalla]. Falla monofásica
El cortocircuito se ejecuta con una impedancia de falla de 10 ohmios; para verificar la operación del sistema de protecciones, se analiza las curvas de cada uno de los relés inmersos en esa condición, representadas en la Figura 5.61. Para el caso de análisis al ejecutar la falla en la barra de San Rafael a 69 kV, deben actuar todos los relés 67N presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad vista hacia San Rafael. La actuación se ejecutara en tiempos coordinados. Concluyendo el análisis se determina que la operación es correcta.
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Figura 5.61: Coord. de protecciones recorrido Mulaló – San Rafael [Captura pantalla].
Además, en la Figura 5.62 se analiza a operación de los relés de fase al ejecutar la falla monofásica en la barra de San Rafael de 69 kV, donde deben actuar los 3 relés 67 presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael. La actuación se ejecutara en tiempos coordinados y con tiempos prudentes entre cada uno de ellos para permitir que no exista más de una protección operando.
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Figura 5.62: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
Comparando la forma de operación de los relés de fase con respecto a los de tierra, estos últimos actúan en primera instancia, luego operan los de fase a modo de protección de respaldo de los de tierra, por lo cual se establece que la coordinación es correcta. Falla bifásica (relés de fase)
La falla fue ejecutada en la barra de San Rafael, por lo tanto para cualquier tipo de falla en esa barra deben actuar los 2 relés 67 presentes en el recorrido Mulaló – San Rafael ya que están con direccionalidad hacia la falla ejecutada en San Rafael. La actuación deberá ser en tiempos coordinados. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.63 significa que la operación es correcta.
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Figura 5.63: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla]. Falla bifásica a tierra (relés de tierra y fase)
El cortocircuito se ejecuta con una impedancia de falla de 10 ohmios; para verificar la operación del sistema de protecciones en este recorrido; para el caso de análisis al ejecutar la falla en la barra de San Rafael de 69 kV, deben actuar todos los relés 67N presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael. La actuación deberá ser en tiempos coordinados. Analizado la forma de operación y comparando con las curvas de la Figura 5.64, se concluye que la operación es correcta.
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Figura 5.64: Coord. de protecciones recorrido Ambato – San Rafael [Captura pantalla].
Además, en la Figura 5.65 se analiza a operación de los relés de fase al ejecutar la falla monofásica en la barra de San Rafael de 69 kV, donde debe actuar todos los relés 67 presentes en este recorrido ya que están con direccionalidad hacia San Rafael. Comparando la forma de operación de los relés de fase con respecto a los de tierra, estos últimos actúan en similares características, por lo cual se puede concluir que los relés de fase son protección de respaldo para los de tierra, por lo cual se establece que la coordinación es correcta.
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Figura 5.65: Coordinación de protecciones para recorrido Ambato – San Rafael relés de fase [Captura pantalla]. Resumen general de protecciones para la falla en la barra San Rafael
La Tabla 5.35 muestra un resumen general de la operación del sistema de protecciones cuando se produce una falla en la barra San Rafael; el resumen considera diferentes tipos de cortocircuitos ejecutados con alta impedancia, ya que los relés ante fallas francas tienen operación efectiva, a pesar de ello es una condición ideal. Además, especifica el nombre de la línea donde existen los relés de protección, esto para la salida como para la llegada (caso de relés direccionales), además, la respectiva operación de los relés para despejar la falla en mención.
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Análisis: Los relés de sobrecorriente de fase/tierra instantánea y temporizada instaladas en las líneas adyacentes que miran hacia la falla San Rafael 69 kV, operan de manera coordinada incluso con alta impedancia, el despeje de la falla tiene respaldo hasta la barra Mulaló y Ambato; con el análisis realizado se establece que la protección para esa falla es efectiva y respaldada.
Tabla 5.35: Resumen de coordinación de protecciones FALLA BARRA FAIRIS
PROTECCIONES TIPO DE SALIDA LLEGADA LÍNEA FALLA 67 67N 67 67N Ambato - Salcedo 3F × × 1F × × 2F-T × × Salcedo - San Rafael 3F × × 1F × × 2F-T × × San Rafael - Derivación CRS 3F × × 1F × × 2F-T × × Derivación CRS - Derivación 3F × × Laigua 1F × × 2F-T × × Derivación Laigua - Mulaló 3F × × 1F × × 2F-T × × Derivación Laigua - La Cocha 3F × × 1F × × 2F-T × × Nota: "N/A" implica la no existencia del relé en ese punto.; "X" = NO OPERA Y "" SI OPERA
La utilización del diagrama Distancia vs Tiempo, permite visualizar de manera muy compacta y rápida la actuación de lo relés en los recorridos Ambato-San RafaelMulaló y Mulaló-San Rafael-Ambato como se observa en la Figura 5.66 y Figura 5.67, respectivamente, en donde se realiza un análisis con el recorrido hacia delante y hacia atrás, permitiendo simplificar el análisis anteriormente descrito.
183
Figura 5.66: Diagrama Distancia vs Tiempo hacia atrás (Recorrido Ambato-Mulaló) [Captura pantalla].
En el tramo Ambato-Salcedo (ver Figura 5.66) la protección primaria es el relé ubicado en la subestación Ambato, el cual actúa de manera instantánea hasta un 80% del tramo y el resto temporizada (si no actúa la protección principal). En el tramo Salcedo-San Rafael su protección primaria está ubicada en la subestación Salcedo (80% del tramo instantáneo y el resto temporizado) y su protección de respaldo (si la protección principal no actuara) está ubicada en la subestación Ambato. Mientras que en el tramo San Rafael-Centro de Rehabilitación Social (CRS) su protección principal está ubicada en la subestación San Rafael (80% del tramo instantáneo y el resto temporizado) y su protección de respaldo (si la protección principal no actuara) en la subestación Salcedo, mientras que para el tramo CRS- Laigua, la protección principal ubicada en la subestación CRS actúa de manera instantánea al 80% del tramo y el resto temporizado y su protección de respaldo ubicada en la subestación San Rafael. Para el tramo Laigua-Mulaló, su
184
protección primaria está ubicada en la subestación Laigua (80% del tramo instantáneo y el resto temporizado) y su protección de respaldo o secundaria (si la protección principal no actuara) está en la subestación CRS. En la Figura 5.67 de igual manera se realiza el análisis de la actuación de los relés hacia atrás del recorrido Ambato-Mulaló, el cual es de manera similar al análisis realizado en la Figura 5.66, con la variante que el análisis es hacia atrás del recorrido por lo cual no se entra en detalle. Todo este análisis resume el barrido de fallas ejecutadas desde la barra Ambato hasta llegar a la barra Mulaló; revisando la gran ayuda que ofrece estos diagramas para la evaluación de la coordinación de protecciones, se aplica para los siguientes recorridos estos diagramas de distancia vs tiempo, para su posterior análisis de la coordinación total de protecciones.
Figura 5.67: Diagrama Distancia vs Tiempo hacia adelante (Recorrido Mulaló-Ambato) [Captura pantalla].
185
5.9.4 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES PARA EL RECORRIDO LAIGUA ILLUCHI Con el objeto de verificar la operación del sistema de protecciones, en post de proteger los equipos ante fallas producidas en el recorrido comprendido entre Laigua,
La Cocha, El Calvario y Illuchi, se ejecuta diferentes tipos de
cortocircuitos; para verificar la operación de los relés inmersos en esta condición anormal, para lo cual se analiza el siguiente recorrido con el fin de validar la coordinación de protecciones para esa falla. 5.9.4.1 Recorrido Laigua- Illuchi
(1)
(2) (3) (4)
RECORRIDO LAIGUA - ILLUCHI
(6)
(5) Figura 5.68: Relés de protec. para el recorrido Laigua – Illuchi I [Elaboración propia].
El recorrido está compuesto por relés de sobrecorriente direccional (67) y de sobrecorriente (50/51); los cuales están ubicados de la siguiente manera: (1) relé 67/67N (barra Laigua) y (2), relea 67/67N (barra La Cocha), destinados a proteger
186
la línea derivación Laigua – La Cocha; (3) relé 50/51, destinado a proteger transformador a 69 kV (color rojo); (4) relé 67/67N (color verde) destinado a proteger la interconexión La Cocha – El Calvario y (5) el relé 50/51 (color rojo) destinado a proteger la línea El Calvario – Illuchi II; además debido a las características propias del sistema, la corriente de falla es menor que la corriente nominal de operación; razón por la cual se ingresa protección de bajo voltaje 27 (operación post-falla), (6) esto para la interconexión La Cocha – El Calvario y la línea Calvario – Illuchi I, los relés están instalados en El Calvario e Illuchi I, respectivamente; El detalle grafico del recorrido, como también la ubicación, se especifica en la Figura 5.68. La ubicación de los relés sirve para verificar la operación de los mismos mediante la visualización de las curvas que se presentan en las siguientes figuras. Dado que, el diagrama distancia vs tiempo está en dirección vista desde Laigua hacia Illuchi I, por lo tanto debe actuar todos los relés que estén protegiendo en esa dirección. Analizando la Figura 5.69, se puede determinar que, la protección de bajo voltaje (barra de 13.8 kV Illuchi I), opera en condición post-falla, con un tiempo de 3.13 segundos, continuando el análisis se determina que el relé de sobrecorriente (curva color celeste) instalado en la barra de 13.8 kV del trasformador El actúa de forma instantánea hasta el 80% de la línea que conecta con La Cocha, la siguiente curva que aparece (color verde), representa el relé 27, instalado en la salida de la interconexión con La Cocha y finalmente el relé instalado (color rojo) en la salida del lado de alta del transformador La Cocha, se puede apreciar que el relé opera hasta un 80% de la línea de forma instantánea y el resto de la línea de forma temporizada (si no actuara las protecciones principales). Dado que, el diagrama distancia vs tiempo está protegiendo en la dirección vista desde Illuchi I hacia Laigua, deben actuar todos los relés que estén protegiendo en esa dirección.
187
Recorrido Laigua, La Cocha, El Calvario e Illuchi I
Figura 5.69: Diagrama de distancia – tiempo, para el recorrido que protege desde Laigua con vista hacia Illuchi [Captura pantalla]. Recorrido Illuchi I, El Calvario, La Cocha y Laigua
Analizando la Figura 5.70 se puede determinar que, el primer relé en aparecer es el instalado en la salida Laigua hacia La Cocha (color gris), luego de ello aparece el relé instalado en el transformador La Cocha a nivel de 13.8 kV (color rosa), al continuar la Figura aparece el relé direccional instalado en la interconexión La Cocha – El Calvario (instalado en La Cocha), en este mismo contexto aparece el relé de bajo voltaje (barra de 23 kV en el transformador El Calvario), opera en condición post-falla, con un tiempo de 3.02 segundos, continuando el análisis se determina que el relé de sobrecorriente direccional (curva color azul) instalado en la barra de 23 kV de la línea El Calvario - Illuchi I, actúa de forma instantánea hasta el 80% de la línea y de forma temporizada en el resto de la línea (si no
188
opera la protección primaria). Analizado estos comportamientos de las curvas de los relés, se puede concluir que la operación es correcta.
Figura 5.70: Diagrama de distancia – tiempo, para el recorrido que protege desde Illuchi I hacia Laigua [Captura pantalla].
COMPROBACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL RELÉ DE BAJO VOLTAJE 27 Cuando no es factible ajustar el relé de sobrecorriente direccional, dado que la corriente de falla en un punto es menor que la corriente de operación, entonces se aplica otro tipo de protección, la cual actúa en post-falla, este es el caso de las barras de generación distribuida Illuchi I e Illuchi II y la línea La Cocha – El Calvario, donde se tiene el problema antes mencionado, por lo cual se emplea relés de bajo voltaje (27) temporizados. La Figura 5.71, especifica lo descrito anteriormente.
189
La operación de los relés de bajo voltaje 27, se puede verificar mediante dos tipos de simulaciones; la primera de ellas al ejecutar la herramienta de análisis en PowerFactory, denominada Diagrama de Distancia vs Tiempo, la cual ya se analizó anteriormente (ver Figura 5.69 y 5.70), en la cual se comprueba la actuación de los relés en un tiempo prudente de 2,98 segundos; la segunda de ellas denominada ¨evento de cortocircuito¨ en el mismo programa, la cual realiza un cortocircuito en un instante y analiza el comportamiento de las variables de interés en un periodo de tiempo; aplicando esta herramienta se ejecuta una falla en la barra de La Cocha a 13.8 kV, la cual se detalla en la Figura 5.72.
Figura 5.71: Relés de protec. para el recorrido Laigua – Illuchi I [Elaboración propia].
Como resultado de esta simulación se obtiene que, a los 3.02 segundos los relés de bajo voltaje de la subestación La Cocha actúan si las protecciones principales no ingresaran en operación, a pesar de ello los relés instalados en la subestación El Calvario también actúan, ya que no logran controlar el nivel de voltaje y existe un desequilibrio entre carga y generación; por lo cual el nivel de voltaje en la barra de carga de El Calvario se encuentra por debajo del 0.95 p.u. como se aprecia en la Figura 5.72.
190
Figura 5.72: Simulación RMS/EMT con falla en la barra La Cocha a 13.8 kV [Elaboración propia].
En la simulación abre el circuito El Calvario – Illuchi I e Illuchi II, por la falta de potencia para abastecer la carga El Calvario. Debido a estas circunstancias, ELEPCO S.A., planifica para el año 2019 construir la Línea de 69 kV que interconecta las centrales Illuchis con la subestación El Calvario; por la cual se transportará mayor cantidad de potencia y abastecería de manera adecuada la carga El Calvario ante este tipo de fallas.
191
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES La necesidad de realizar el estudio de coordinación de protecciones se da cuando ELEPCO S.A. plantea la posibilidad de migrar de un sistema radial hacia un sistema en anillo, lo que implica realizar un estudio total de coordinación de protecciones para establecer los nuevos equipos y criterios que harán frente a dicho cambio; con el fin de mejorar el servicio eléctrico para sus usuarios. El análisis de flujos de potencia para condiciones actuales (año 2016 - 2017), del sistema de subtransmisión de ELEPCO S.A, modelado a demanda máxima (condición crítica), no presenta mayores inconvenientes, dado que el nivel de voltaje más bajo se da en la barra Salcedo con un valor de 0.96 p.u. (65.97 kV), con ello se determina que los voltajes están dentro de los límites establecidos (regulación 004/01 emitida por el ARCONEL); al cerrar la línea de subtransmisión Holcim - San Rafael , motivo de la realización de este estudio, las barras de subtransmisión mejoran su perfil de voltaje, siendo el más bajo en la barra Pujilí con un valor de 0.98 p.u. (67.62 kV), lo cual implica que su operación se hace más eficiente y mejora la calidad de energía que se entrega a los usuarios. El estudio de confiabilidad aplicado en este trabajo, muestra que un sistema en anillo brinda mayor confiabilidad que un sistema radial, esta nueva configuración se logra al cerrar la línea Holcim - San Rafael, con lo cual disminuye el indicador LOLP (probabilidad de pérdida de carga) de 0.042 (sistema radial) a 0.017 (sistema en anillo) y el indicador DNS (demanda no suministrada esperada) de 0.594 (sistema radial) a 0.31 (sistema en anillo); con lo cual se concluye que independientemente del sistema de protecciones, el sistema de subtransmisión se vuelve más confiable con esta nueva configuración.
192
Con la nueva configuración del sistema de subtransmisión, existen zonas donde no es posible la instalación de la protección de sobrecorriente, debido a que la corriente de cortocircuito está por debajo de la corriente nominal, para lo cual es necesario la implementación de relés de bajo voltaje (27 operación post-falla) para poder aislar totalmente el elemento ante un caso de falla. La protección de bajo voltaje (27), es utilizada para operación post-falla y no como una protección primaria o respaldo, ya que debe actuar una vez que cualquiera de éstas o incluso las dos protecciones propias de los equipos hayan operado. Los relés que protegen actualmente a los transformadores de distribución y las líneas de subtransmisión que a pesar del cambio de configuración continúan siendo radiales, no fueron modificados en el sistema de protecciones analizado; a pesar de ello, se realizó una verificación de la operación de cada uno de ellos, con el fin de que operen de forma adecuada en el sistema de protecciones propuesto.
RECOMENDACIONES Se debe poner especial cuidado en las líneas que fueron determinadas a operar con los relés de bajo voltaje (27), estos deben ser calibrados a 0.88 p.u con respecto al voltaje nominal, como también se debe tener en cuenta un tiempo propicio de operación, para evitar operaciones erróneas ocasionadas por oscilaciones de potencia o transitorios; esto debido a que ELEPCO S.A., no cuenta con reconexiones en subtransmisión, es decir debe actuar la protección una vez que haya certeza de que la falla es permanente. Se recomienda realizar de forma continua pruebas de disparos en los interruptores del sistema, ya que al contar con un sistema de protecciones adecuado y exista equipos de corte en malas condiciones, se estaría perdiendo la confiabilidad del sistema total de protecciones; además, aprovechando las nuevas construcciones planificadas como la implementación del sistema SCADA entre otras, se debería considerar reponer equipos de protección con tecnología electromecánica a numérica.
193
Se recomienda que la línea de subtransmisión que conecta las centrales Illuchi I e Illuchi II con la subestación El Calvario, sea repotenciada, debido a que si existe una falla en la subestación El Calvario o en alguna zona cercana a estas, no puede ser abastecida por las centrales ya que las caídas de voltaje son considerables y no se estabiliza el sistema de potencia (Ver resumen de curvas relés 27) por lo cual la subestación sale de operación, provocando la salida de un 45% de carga en la ciudad de Latacunga.
194
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196
ANEXOS
200
ANEXO 4 MANUAL DE USUARIO UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD [15]. 1. Esquematizar (Dibujar) la Red requerida para el análisis en PowerFactory. 2. Crear Caso de Estudio de la red ingresada en PowerFactory, donde se añaden a cada barra de carga Generadores Virtuales7. 3. Crear un nuevo archivo DPL. 4. Declarar a todas las líneas de Transmisión y Generadores como DPL Commands Set, con el fin de crear un General Set en el DPL de PowerFactory. 5. Al General Set creado con los componentes antes definidos, se lo almacena en el la pestaña principal del DPL.
6. Verificar la existencia de 4 vectores, 2 para definir valores de en líneas de transmisión y en generadores y otros 2 para definir valores de
de igual
manera para líneas de transmisión y generadores. Los nombres utilizados para los vectores mencionados son:
Generadores Líneas de Transmisión Tasa de Fallas (λ)
vector_lamG
vector_lamL
Tasa de Reparaciones (μ)
vector_tiemG
vector_tiemL
7. Posterior a la creación de los vectores se requiere del ingreso de los datos de
y para cada uno de los generadores y líneas de transmisión del
sistema en cada uno de los vectores. 8. Es necesario crear vectores que administren la información de los componentes de la red en el tiempo, para medir la generación de energía que se pierde en presencia de una falla se crean vectores que almacenan esta información en cada uno de los generadores hora a hora de simulación
7 Un
Generador Virtual será un componente de la red que presente un alto costo de generación y supla y cense a la vez la energía perdida en una falla creada por el algoritmo.
201
por un año, la nomenclatura seguida para la creación de estos vectores es la siguiente:
_ú .
9. Luego se procede a crear los vectores necesarios para guardar la información que se obtendrá para cada una de las barras del sistema durante la simulación. a. La energía perdida por barra se almacena en un vector con la estructura:
_ú _ú .
b. La frecuencia de fallas se almacena en un vector cuyo nombre tiene la estructura:
.
10. Durante la simulación se registra información la cual permite realizar cálculos y obtener índices de confiabilidad como el LOLP, a continuación se muestra la nomenclatura utilizada para la creación del vector donde se almacena el cálculo del LOLP. a. El LOLP se calcula dividiendo el FOI de la barra correspondiente con el número de horas totales de un año (8760), y se almacena en un vector con la estructura:
_ú
.
11. Existen valores que permiten obtener los índices de confiabilidad, se deben acumular en el tiempo la energía no suministrada ENS y la frecuencia de fallas del sistema FOI, para esto se crean dos vectores que la almacenan año a año. a. La energía total perdida del sistema una vez registrada es acumulada con la energía registrada en años anteriores en un vector con la estructura:
_
.
b. La cantidad de fallas con ENS presentadas en el sistema una vez registrada es acumulada con la cantidad de fallas registrada en años anteriores en un vector con la estructura:
_
.
12. El DPL en el transcurso de la simulación calcula información necesaria para la obtención de valores finales (con convergencia) de índices de confiabilidad del sistema, para este registro se crean 2 vectores: a. La energía perdida registrada en el sistema una vez almacenada permite el cálculo de la DNS mediante la división entre la ENST y la
202
cantidad de horas que se han simulado hasta el momento en un vector con la estructura:
_
.
b. La cantidad de fallas registradas en el sistema una vez almacenadas permiten el cálculo del indicador LOLP mediante la división entre la FOIT y la cantidad de horas que se han simulado hasta el momento en un vector con la estructura:
_
.
Existen vectores usados como apoyo, en la siguiente Tabla se explica la funcionalidad de cada uno de estos. t vector_FOIn vector_LOLPn vector_INTERR vector_TIEMPO vector_FALLAS vector_FOITR
FUNCI N ALMACENA CADA AÑO EL NÚMERO DE FALLAS QUE PROVOCAN ENS FOIn/8760 CANTIDAD DE EVENTOS HORAS DE SIMULACIÓN AÑO A AÑO ALMACENA CADA AÑO EL NÚMERO DE FALLAS CON ENS
vector_PENNS
PROBABILIDAD DE ESTUDIAR UN AÑO DENTRO DE EL TOTAL DE AÑOS DE SIMULACIÓN ALMACENA EL VALOR DE ENS ESPERADO (MAS PROBABLE EN EL TIEMPO) AUXILIAR PARA TRANSFORMACI N DE MATRIZ OPERACI N A MATRIZ BINARIA, TIEMPO DE OPERACIÓN DE CADA ELEMENTO AUXILIAR PARA TRANSFORMACIÓN DE MATRIZ OPERACIÓN A MATRIZ BINARIA, TIEMPO DE FALLA DE CADA ELEMENTO
vector_EENS n_tiempos n_fallas
FALLAS ACUMULADAS
13. Realizar las gráficas en Excel de la evolución de los indicadores y de la convergencia de los mismos, este proceso se detalla en el capítulo 3 en la sección 3.2.2.8.
203
ANEXO 5 DIVISIÓN POR ZONAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DE ELEPCO S.A.
204
ANEXO 6 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITOS EN LAS LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN MULALÓ – CONEX. FAMILIA Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 CONEX. FAMILIA-LASSO Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 LASSO-SIGCHOS Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 MULALÓ – CONEX. LAIGUA Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0
Ikss (kA)
Fallas al 20% N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Fallas al 80% 4.47 3.69 3.43 3.22 3.71 2.86 2.21 2.81
Ikss (kA)
Fallas al 20% N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Fallas al 80% 3.948 3.4 3.70 3.28 3.34 3.18 3.05 2.4
Ikss (kA)
Fallas al 20% N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A
Fallas al 80% 1.62 1.4 1.44 1.024 1.51 1.36 1.18 0.936
Ikss (kA)
Fallas al 20% 5.13 3.4 3.99
Fallas al 80% 3.2 2.76 3.788
205
Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 CONEX. LAIGUA-CONEX. CRS Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 CONEX. CRS-SAN RAFAEL (SALIDA-ENTRADA) Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 SAN RAFAEL-SALCEDO Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0 Monofásica a tierra 0 Trifásica 5 Bifásica 5 Bifásica a tierra 10 Monofásica a tierra 10 SACEDO-AMBATO Tipo de fallas resistencia Trifásica 0 Bifásica 0 Bifásica a tierra 0
4.03 4.14 3.29 2.75 3.05
3.08 3.73 2.92 2.51 2.6 Ikss (kA)
Fallas al 20% 5.13 4.64 4.15 5.09 4.14 3.29 2.75 3.05
Fallas al 80% 4.47 3.69 3.43 3.22 3.73 2.92 2.51 2.6
Ikss (kA)
Fallas al 20% 4.326 2.51 2.85 3.44 3.576 2.4 2.32 2.44
Fallas al 80% 4.13 1.2 2.56 3.169 3.438 2.19 2.18 2.31
Ikss (kA)
Fallas al 20% 3.827 1.9 2.02 2.773 3.218 1.76 1.47 2.104
Fallas al 80% 3.781 1.47 1.55 2.693 3.187 1.37 1.24 2.061
Ikss (kA)
Fallas al 20% 3.886 2.02 2.14
Fallas al 80% 6.128 1.16 1.92
