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1 INFORME FINAL MODALIDAD PASANTÍA Desarrollo de la coordinación de protecciones en la red de AT y MT de la empresa CODENSA S. A, mediante el software de simulación Digsilent, PowerFactory®. Caso de estudio Zona Nororiental Bogotá. PAULA ANDREA AYALA DELGADO UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS GRUPO DE INVESTIGACION GESETIC FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA BOGOTÁ D.C. 2019
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INFORME FINAL MODALIDAD PASANTÍA
Desarrollo de la coordinación de protecciones en la red de AT y MT de la empresa CODENSA S. A, mediante el software de simulación Digsilent,
PowerFactory®. Caso de estudio Zona Nororiental Bogotá.
PAULA ANDREA AYALA DELGADO
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
GRUPO DE INVESTIGACION GESETIC
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2019
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INFORME FINAL MODALIDAD PASANTÍA
Desarrollo de la coordinación de protecciones en la red de AT y MT de la empresa CODENSA S. A, mediante el software de simulación Digsilent,
PowerFactory®. Caso de estudio Zona Nororiental Bogotá.
Trabajo de pasantía presentado como requisito para optar al título de:
INGENIERO ELÉCTRICO
Presentado por:
PAULA ANDREA AYALA DELGADO
Código: 20131007076
Director Interno:
I.I., ADRIANA VEGA
CoDirector Interno: I.E., ALVARO ESPINEL
Director Externo:
I.E., LUIS FERNANDO GARCIA
UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
GRUPO DE INVESTIGACION GESETIC
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROYECTO CURRICULAR INGENIERÍA ELÉCTRICA
BOGOTÁ D.C.
2019
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TABLA DE CONTENIDO
1. RESUMEN ............................................................................................................... 6
2. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 7
4. OBJETIVOS ............................................................................................................ 9
4.1. OBJETIVO GENERAL .................................................................................. 9
4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 9
5. ESTADO DEL ARTE ........................................................................................... 10
5.1. MARCO TEÓRICO ...................................................................................... 10
5.1.1. ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES ....................................................... 10
5.1.2. NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOS POR LA CREG ........ 10
5.1.3. SISTEMA DE PROTECCIONES (SEP) .............................................. 11
5.1.4. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES: ......................................... 11
5.1.5. ZONA DE PROTECCIÓN: ................................................................... 11
5.1.6. TRANSFORMADORES DE MEDIDA ............................................... 11
5.1.7. VALORES SECUNDARIOS PARA LOS AJUSTES DE LAS PROTECCIONES ................................................................................................. 13
5.1.8. PROTECCIONES ELÉCTRICAS ....................................................... 14
5.1.9. PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE ..................................... 14
5.1.11. ACTUADORES .................................................................................. 19
5.2. MARCO DE REFERENCIAS ...................................................................... 20
6. DESCRIPCIÓN DEL DESARROLLO DE LA PRACTICA ........................... 23
6.1. MODELOS ..................................................................................................... 24
6.2. DISEÑO .......................................................................................................... 25
6.3. IMPLEMENTACIÓN ................................................................................... 34
7. PRUEBA Y VALIDACIÓN ................................................................................. 39
7.1. RESULTADOS .............................................................................................. 39
8. ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................... 48
9. EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS ................................. 49
10. CONCLUSIONES ............................................................................................. 50
11. RECOMENDACIONES ................................................................................... 51
12. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 52
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INDICE DE TABLAS
TABLA 1 GLOSARIO..................................................................................................................................... 10 TABLA 2 ERROR PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DEL NÚCLEO DE PROTECCIÓN. ......................... 12 TABLA 3 TIPOS DE CURVAS DE TIEMPO INVERSO. ............................................................................................ 15 TABLA 4 S/E MODELADAS EN DIGSILENT ............................................................................................... 23 TABLA 5 TOPOLOGÍA ZONA NORORIENTAL DE BOGOTÁ EN AT .................................................................. 24 TABLA 6 AJUSTE ZONA 1 ............................................................................................................................ 26 TABLA 7 AJUSTE ZONA 2 ............................................................................................................................ 27 TABLA 8 AJUSTE ZONA 3 PRIMER CRITERIO. ............................................................................................... 27 TABLA 9 AJUSTE ZONA 3 SEGUNDO CRITERIO. ............................................................................................ 28 TABLA 10 AJUSTE ZONA 4 CON IMPEDANCIA EQUIVALENTE TRANSFORMADORES ...................................... 28 TABLA 11 AJUSTE ZONA 4 CON IMPEDANCIA DE LA LÍNEA MÁS CORTA ...................................................... 28 TABLA 12 CORRIENTES DE LOS ESTUDIOS DE FLUJO DE POTENCIA Y CORTOCIRCUITO (SEC). ...................... 29 TABLA 13 AJUSTE RELÉ 51 LADO DE ALTA DE TRANSFORMADOR ............................................................... 30 TABLA 14 AJUSTE DE LOS REMOTOS RELÉS 51 ............................................................................................ 31 TABLA 15 AJUSTE DE LOS LOCALES DE LOS RELÉS DE LAS LÍNEAS (𝑅𝑅2) ...................................................... 31 TABLA 16 AJUSTE RELÉ 50 .......................................................................................................................... 32 TABLA 17 CORRIENTES MÁXIMA DE CARGA Y CORTOCIRCUITO PARA LA SELECCIÓN DE CT’S .................... 32 TABLA 18 AJUSTE RELÉ 51 EN RECONECTADORES ...................................................................................... 33 TABLA 19 AJUSTE DE LOS REMOTOS DEL RELÉ EN CABECERA DE CADA CIRCUITO ...................................... 33 TABLA 20 VERIFICACIÓN DEL AJUSTE DE LOS REMOTOS DE LOS RELES ....................................................... 34 TABLA 21 AJUSTE DE LOS LOCALES DE LOS RELÉS DE CABECERAS DE CADA CIRCUITO ............................... 34 TABLA 22 COORDINACIÓN DEL RELÉ (50) ................................................................................................... 34 TABLA 23 PRUEBAS PROTECCIONES ............................................................................................................ 39
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INDICE DE FIGURAS FIGURA 1 TRANSFORMADOR DE CORRIENTE (CT) (DREAMSTIME, 2019) ................................................................... 12 FIGURA 2 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (PT) (TRANSFORMADORES DE MEDIDA EXTERIORES, 2019).......................... 13 FIGURA 3 CARACTERÍSTICAS DE UNA PROTECCIÓN DE DISTANCIA ............................................................................... 17 FIGURA 4 INTERRUPTOR DE POTENCIA ................................................................................................................. 19 FIGURA 5 SIPROTEC 4 DE SIEMENS ................................................................................................................ 20 FIGURA 6 IHM RELÉ SIPROTEC 4 ..................................................................................................................... 20 FIGURA 7 CONEXIÓN DEL SIPROTEC 4 ............................................................................................................... 21 FIGURA 8 IHM RELÉ SEPAM ............................................................................................................................ 21 FIGURA 9 ENTRADAS DE SENSORES SEPAM. ........................................................................................................ 21 FIGURA 10 CONEXIÓN A CT’S ............................................................................................................................ 22 FIGURA 11 DIAGRAMA UNIFILAR DE UNA SUBESTACIÓN Y CON SU SITIO. ..................................................................... 23 FIGURA 12 TOPOLOGÍA ZONA NORORIENTAL DE BOGOTÁ EN AT .............................................................................. 24 FIGURA 13 ESQUEMA DE COORDINACIÓN LÍNEA AJ-US Y TRANSFORMADOR DE POTENCIA D2_US. ................................ 30 FIGURA 14 ESQUEMA DE COORDINACIÓN LÍNEA US-AJ Y TRANSFORMADOR DE POTENCIA D1_AJ. ................................. 30 FIGURA 15 ESQUEMA DE COORDINACIÓN CIRCUITO DE MT. .................................................................................... 32 FIGURA 16 VISTA DESDE EL SIMULADOR DE LA INTERFAZ DEL SEL 321. ...................................................................... 35 FIGURA 17 VISTA DE LA RANURA PH-PH 2, AJUSTE ZONA 2. .................................................................................... 35 FIGURA 18 TIEMPO DE OPERACIÓN DE ZONA 2 ..................................................................................................... 36 FIGURA 19 DIAGRAMA R-X DEL RELÉ 21 AJ-US ................................................................................................... 36 FIGURA 20 VISTA DESDE EL SIMULADOR DE LA INTERFAZ DEL GE ALSTOM SERIE KCGG142-5A ..................................... 37 FIGURA 21 AJUSTE PROTECCIÓN TEMPORIZADA DE SOBRECORRIENTE (51). ................................................................ 37 FIGURA 22 AJUSTE PROTECCIÓN INSTANTÁNEA DE SOBRECORRIENTE (50). ................................................................. 38 FIGURA 23 CURVA DE LOS RELÉS AJ-US Y US_D2. ................................................................................................ 38 FIGURA 24 RESULTADOS CORTOCIRCUITO AL 50% DE LA LÍNEA ................................................................................ 39 FIGURA 27 RESULTADOS CORTOCIRCUITO AL 10% DE LA LÍNEA DESDE ARANJUEZ. 1) VISTA DESDE ARANJUEZ (AJ-US) 2)
VISTA DESDE USAQUÉN (US-AJ) ............................................................................................................... 40 FIGURA 28 DIAGRAMA R-X DE AJ-US Y US-AJ CON ISC AL 90% DE LA SE AJ ............................................................. 41 FIGURA 29 DIAGRAMA R-X DE AJ-US Y US-AJ CON ISC AL 10% DE LA SE AJ ............................................................. 41 FIGURA 30 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO AL 80% DE LA LÍNEA MORATO – USAQUÉN Y DIAGRAMA R-X DE AJ-US. ...... 42 FIGURA 31 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO AL 80% DE LA LÍNEA ARANJUEZ - TORCA Y DIAGRAMA R-X DE US-AJ. .......... 42 FIGURA 32 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO EN EL LADO DE BAJA TENSIÓN DEL TRANSFORMADOR AJ_D1 Y DIAGRAMA R-X
DE US-AJ. ............................................................................................................................................ 43 FIGURA 33 VERIFICACIÓN DE ZONA 4 .................................................................................................................. 43 FIGURA 34 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO EN EL PUNTO MÁS LEJANO DEL CIRCUITO .................................................. 44 FIGURA 35 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO AL 5% EN LA CABECERA. ....................................................................... 45 FIGURA 36 RESULTADOS DE FLUJO EN CONDICIONES OPERATIVAS (NORMALES) DEL SISTEMA ELÉCTRICO. .......................... 46 FIGURA 37 RESULTADOS DE FLUJO EN CONDICIONES DE INCREMENTO DE CARGA ANTES DEL RECONECTADOR ..................... 46 FIGURA 38 RESULTADOS DE FLUJO EN CONDICIONES DE INCREMENTO DE CARGA DESPUÉS DEL RECONECTADOR. ................. 47 FIGURA 39 EVALUACIÓN Y CUMPLIMENTO DE OBJETIVO .......................................................................................... 49
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1. RESUMEN En los últimos años las empresas operadoras y distribuidoras de energía (OR) han tenido que mejorar sus tiempo de afectación del servicio drásticamente debido a requerimientos regulatorios, competitividad del mercado, exigencia de los inversionistas, clientes empresariales y en algunos casos hasta por influencia de las redes sociales; estas reducciones en tiempo conllevan el realizar muchas acciones tanto en la operación, planificación y gestión de las labores técnicas asociadas a la distribución. Dentro de las posibilidades que tiene el OR, están el entrar al mundo de la digitalización de la información, la cual trae grandes beneficios en reducción de tiempos de análisis, flexibilidad de la información y oportunidad en la obtención de resultados. Teniendo en cuenta lo anterior, es importante que un OR como CODENSA S.A. cuente con esquema eléctrico digitalizado mediante el uso de Digsilent Power Factory® que ofrece un gran desempeño para incorporar diferentes análisis en los siguientes campos de conocimiento técnico: Coordinación de Protecciones, Análisis de pérdidas técnicas, análisis de contingencia, análisis de confiabilidad, flujos de carga bajo contingencias, análisis en condición N-1 y N-2 y localización de descargas eléctricas.
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2. INTRODUCCIÓN Los sistemas eléctricos son vulnerables ante toda clase de fallas pueden ser de origen eléctrico, electrodinámico, electromagnético, dieléctrico, térmico o mecánico. Estas no solo afectan el servicio de energía o equipos en muchos casos puede atentar a los seres vivos, por esto es necesario reducir la zona de afectación debido a la falla o mantenimiento y que esta delimitación se realice de una forma altamente selectiva, rápida, fiable y segura. El sistema de protecciones permite esto mediante el uso de relés, que mediante los transformadores de medida censan las condiciones del sistema y por medio de la actuación de dispositivos de maniobra como interruptores y disyuntores aísla el área en falla. La compañía CODENSA S.A. a finales del año 2018 tuvo un cambio de ración social, en el cual el nombre de la compañía paso a ser ENEL Codensa. En ENEL Codensa, se utilizan protecciones en alta tensión y media tensión con el fin de prestar una mejor calidad del servicio, debido a esto es fundamental la realización de una correcta coordinación de protecciones basándose en la topología y demás características operacionales del sistema, para que de esta manera se realicen los ajustes pertinentes de los relés cuando las condiciones del sistema eléctrico cambien. En los libros de colores del IEEE los cuales son recomendaciones estándar básicas para los ingenieros electricistas para diseñar. El BUFF BOOK (IEEE Estándar 242-1986) se encuentran las recomendaciones para la protección y coordinación de los sistemas eléctricos. En base a este libro la compañía estandariza los criterios a utilizar para realizar la coordinación. (IEEE, 2001)
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3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Las fallas que se presentan de manera recurrente producen una disminución en la calidad del servicio, que repercute en los equipos, y en la cantidad de clientes que se ven afectados constantemente. Los sistemas eléctricos de potencia se deben modernizar y digitalización de la información, con el fin de disminuir los tiempos de análisis y los tiempos de operación, es decir para una empresa OR como ENEL Codensa cuente con el esquema eléctrico en una herramienta que le permita la realización de análisis en diferentes campos del conocimiento técnico. Existen herramientas para simulación que permiten con base en la caracterización de las líneas y redes, realizar ejercicios para determinar su comportamiento, para el presente trabajo se implementara la coordinación de protecciones en la zona nororiental de Bogotá, con el fin que con el esquema de protecciones permita disminuir el impacto de las fallas y mejorar los indicadores de calidad de suministro.
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4. OBJETIVOS
4.1.OBJETIVO GENERAL
Implementar la coordinación de protecciones en la zona Nororiental de Bogotá de la red AT y MT de distribución de ENEL Codensa con el fin de garantizar la adecuada actuación de las protecciones bajo condiciones de falla y por ende mejorar las condiciones operativas de la red.
4.2.OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Modelar las S/E pertenecientes a ENEL Codensa en Digsilent Power Factory® y la
interconexión de estas, con el propósito de tener un estudio más detallado y claro en cuanto a los parámetros y características de cada uno de los equipos del sistema.
Analizar y concluir opciones de mejora por medio del software de simulación
Digsilent Power Factory®, la coordinación de protecciones en la zona nororiental de Bogotá, con el fin de observar su comportamiento ante condiciones operativas y eventos que se puedan presentar en él sistema.
Realizar las pruebas y validación del modelo implementado en el software de
simulación Digsilent, mostrando resultados de coordinación de protecciones.
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5. ESTADO DEL ARTE
5.1.MARCO TEÓRICO
A continuación, se presentará una serie de conceptos relacionados con la coordinación de protecciones, dispositivos que componen el sistema de protecciones y relés utilizados. Además de una descripción del software de simulación Digsilent PowerFactory®.
5.1.1. ACRÓNIMOS Y DEFINICIONES
Tabla 1 Glosario.
Acrónimo Definición
AT Alta Tensión
MT Media Tensión
BT Baja Tensión
ATD Alta Tensión Distribución
STR Sistema de Transmisión Regional
SDL Sistema de Distribución local
S/E Subestación
CT Transformador de corriente
PT Transformador de tensión
CREG Comisión de regulación de energía y gas
IEC Comisión Electrotécnica Internacional
ANSI Instituto Nacional Estadounidense de Estándares
TAP Ajuste de corriente
(XM, 2019) (Portalelectricos, 2019)
5.1.2. NIVELES DE TENSIÓN NORMALIZADOS POR LA CREG
En el código de redes (CREG 025-95) emitido el 13 de julio de 1995, este forma parte del reglamento de operación de las leyes 142 y 143, el cual se debe dar cumplimiento por los diferentes agentes que conforman el mercado eléctrico colombiano. Establece una clasificación los niveles de tensión del STR y SDL, en función a la tensión nominal de operación, que es la siguiente:
Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.
Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.
Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.
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Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV. (CREG, 1995)
5.1.3. SISTEMA DE PROTECCIONES (SEP)
Es un conjunto de dispositivos que tienen como objetivo reducir el impacto de una falla en un sistema y despejar la misma, algunos de ellos tienen como actuación el disparo o cierre de interruptores, con el fin de despejar la falla presentada. Algunos generan una señal de alerta o alarma. Otro objetivo del SEP es proteger la vida y el medio ambiente. Un sistema de protección está compuesto por los relevadores, actuadores y los transformadores de medida. (Sistemas electricos de potencia, 1999)
5.1.4. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES:
Es la correlación entre las protecciones la cual consiste en traslapar las teniendo en cuenta su magnitud dirección y ángulo.
5.1.5. ZONA DE PROTECCIÓN:
El sistema se divide en zona para tener mayor facilidad para disminuir la complejidad de la coordinación, cada relé tiene una zona de protección, estos determinan la existencia de un evento dentro de su zona. Es decir, el alcance de la protección. (XM, 2019)
5.1.6. TRANSFORMADORES DE MEDIDA
Debido a que los valores de tensión y corriente en el sistema de potencia son demasiado elevados, la medición de estos parámetros no es posible realizarse de forma directa, debió a esto se hace el uso de transformadores que debido a que con ellos es posible adecuar las señales a valores normalizados para los equipos de control protección y media; además de proteger a los instrumentos de los altos voltajes de los primarios.
Estos suministran valores en el secundario normalizados para los transformadores de corriente es de 1 o 5 A y para los transformadores de tensión es para IEC de 110 y 100 V, para ANSI es de 115 y 120 V.
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CT)
Estos transformadores en el primario se conectan en serie al circuito de alta tensión, debido a que constructivamente su devanado primario puede ser una barra que pasa por el núcleo o tiene pocas vueltas, debido a esta característica constructiva es posible conectarlo al sistema de potencia ya que su impedancia equivalente vista desde el primario es despreciable. Como se observa en la (Dreamstime, 2019)Figura 1
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Figura 1 Transformador de corriente (CT) (Dreamstime, 2019)
La carga es conectada en el secundario en serie; lo CT usan núcleos separados para la medición y para las protecciones, tanto por la clase de precisión, como por la carga. Los núcleos de medida deben ser lo as exactos posible en operación normal del sistema, los núcleos de protección por otro lado deben tener una operación correcta en amplios valores de cargar desde corrientes pequeñas hasta corrientes por encima de la corriente de operación del sistema.
Valores normalizados de corrientes primarias, según la IEC 60044-1(2003) son: 10 – 12.5 – 15 – 20 – 25 – 30 - 40 – 50 – 60 – 75 – 100 – 200 – 400 – 600 -800 - 1200 – 1500 – 2000 A. (Subestaciones de alta y extra alta tensión, 1991, pág. 281)
• Por otro lado, la corriente en el secundario es típicamente de 1 o 5 A.
Los errores suministrados por los transformadores de corriente son determinados por su clase de precisión como se puede observar en la Tabla 2, para el núcleo de protección son 5P y 10P con un error de ± 1 y ± 3 respectivamente. (villegas, 1991)
Tabla 2 Error para transformadores de corriente del núcleo de protección.
Clase de precisión
Error de corriente para la corriente primaria
asignada (%)
Desplazamiento de fase para la corriente primaria
asignada (minutos)
Error compuesto para el corriente
límite de precisión (%)
5P ± 1 ± 60 5 10P ± 3 - 10
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (PT)
En los PT el devanado secundario debe contar con una medida proporcional de la vista por el primario, para poder obtener esto los PT’s están diseñados para tener bajas caídas de voltaje en los devanados y las perdidas debidas a los flujos del núcleo tengan una baja saturación gracias a esto la corriente de magnetización en pequeña.
Los PT’s tienen como finalidad (Ver Figura 2)
• Reproducir fielmente en el secundario eventos transitorios y de régimen permanente vistos en el primario.
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• Suministrar en el secundario, un voltaje proporcional al del primario, a una potencia máxima dada en VA y dentro de los límites especificados.
• Este está conectado en paralelo con el sistema de potencia para tensiones menores a 34,5kV la conexión es fase - fase, y para tensiones mayores su conexión es fase – tierra. (Siemens, 2009)
Figura 2 Transformador de potencial (PT) (Transformadores de medida exteriores, 2019)
5.1.7. VALORES SECUNDARIOS PARA LOS AJUSTES DE LAS
PROTECCIONES
Para el estudio de coordinación de protecciones, se establecen las recomendaciones de ajustes de las protecciones de distancia, sobrecorriente fase y tierra y direccionales, es de vital importancia la realización del análisis de las características técnicas de los dispositivos de protección teniendo en cuenta las franjas del relé es decir sí a la propiedad de la franja ya sea continua, discreta o por pasos; estas cuentan con un límite inferior y superior.
Una vez se tengan seleccionadas las relaciones de transformación de los transformadores de media es necesario reflejar los valores de los ajustes a los secundarios. Para el caso de los relés de impedancia en el sistema de alta tensión, la impedancia vista por la protección está dada por la Ecuación 1:
𝒁𝒁𝑺𝑺 = 𝒁𝒁𝑷𝑷𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑷𝑷
Ecuación 1
Donde: 𝑍𝑍𝑆𝑆: Impedancia vista en el segundario, en Ohm o en pu
𝑍𝑍𝑃𝑃:Impedancia vista en los transformadores en el lado de alta tensión.
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅:Relación de transformación del transformador de corriente.
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅:Relación de transformación de los transformadores de tensión.
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5.1.8. PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Las protecciones eléctricas son dispositivos que permiten la identificación de fallas o perturbaciones en el sistema eléctrico; el cual mediante los transformadores de medida, sensores o transductores captan las variables que se desean medir. Estos relevadores cuentas con lógicas las cual los permite generar, señales para los contactos de los actuadores y de esta manera despejar las fallas o aislar la zona en falla.
Algunas protecciones permiten la detección de falla como la protección de Buchholz (ANSI-63B) es un dispositivo el cual se coloca en transformadores de aceite que cuentas con un depósito externo de expansión en su parte superior, que tiene como propósito el de proteger el transformador ante fallos en el dieléctrico. Otro objetivo que tienen las protecciones es el mitigar el impacto que puede tener una falla en el sistema y también salvaguardar los seres vivos y el medio ambiente. (GmbH, 2018).
Características de un sistema de protección:
Dependiendo de la importancia del circuito para el sistema, las protecciones deben tener las siguientes características:
• Sensibilidad: Esto quiere decir que la protección debe ser capaz de actuar ente el minino cambio que pueda detectar y no se considere que este entre las condiciones normales u operativas del sistema.
• Selectividad: Esta hace referencia a que se aislé únicamente zona más cercana a la falla.
• Rapidez: su actuación debe ser en el menor tiempo que sea posible. • Confiabilidad: Es la probabilidad de que no se presenten operaciones incorrectas. • Fiabilidad: Es la probabilidad que la protección presenta omisión de disparo. • Seguridad: Es la probabilidad de que la protección efectué una operación de forma
inadecuada. • Redundancia: Hace referencia a la que la protección de respaldo actúe si la
protección principal no opero.
Para realizar la coordinación de protecciones se debe tener conocimiento de la topología del sistema, parámetro de los equipos que lo componen como impedancias de secuencias de líneas, transformadores, generadores, comportamiento de cargas; y algunos estudios como lo es flujos de potencia, análisis de fallas, niveles ceráunicos, análisis de estabilidad y estudios ambientales.
Constructivamente existen diferentes tipos de relevadores los primeros de sobrecorriente eran electromecánicos los cuales cuentan disco con el que se realiza el ajuste del TAP, también existen relés térmicos los cuales son muy utilizados para monitorear los transformadores de potencia, en la actualidad para proteger ante variable como corriente y tensión son utilizados relés numéricos.
5.1.9. PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE
Las protecciones de sobrecorriente como su nombre lo dice, realizan actuaciones ante corrientes superiores a las normales de operación, se caracterizan por su fácil aplicación,
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son altamente selectivas, tiene baja confiabilidad debido a que no son capaces de diferenciar las corrientes de sobrecarga de las debidas a cortocircuitos.
Estas protecciones son utilizadas en circuitos de media tensión, estas deben ser reajustadas por cambios en las topologías de la red o por aumentos en la demanda.
Tipos de protecciones de sobrecorriente:
Relé sobrecorriente (50/51)
Este relé posee una unidad temporizada (51) e instantánea (50), para los relés numéricos el ajuste de tiempo de la unidad instantánea ronda entre 0 a 3 ciclos, el cual es el tiempo que le toma al relé enviar la señal y la apertura mecánica del interruptor.
La regulación de los tiempos de actuación de la protección temporizada se obtiene de diferentes maneras existen curvas normalizadas, en la Tabla 3 Encontramos las constantes de cada una de las curvas, estas son utilizada para el cálculo del tiempo de operación y su relación con la sobrecorriente están dabas por la Ecuación 2
𝒕𝒕 = 𝑹𝑹𝑻𝑻𝑺𝑺 ∗ 𝜷𝜷
𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝑰𝜶𝜶−𝟏𝟏
+ 𝑳𝑳 Ecuación 2
Donde: 𝑡𝑡: Tiempo de operación (s) 𝑘𝑘: Ajuste multiplicador de tiempos (DIAL) 𝐼𝐼: Corriente de cortocircuito 𝐼𝐼𝐼𝐼: Corriente de ajuste o de calibracion 𝛽𝛽 ,𝛼𝛼: Constantes determinadas por cada curva
Tabla 3 Tipos de curvas de tiempo inverso. Tipos de Curva Norma 𝜶𝜶 𝜷𝜷 𝑳𝑳 Moderadamente inversa IEEE 0,02 0,054 0,114 Muy inversa IEEE 2 19,61 0,491 Extremadamente inversa IEEE 2 28,1 0,1217 Inversa CO2 2 5,95 0,18 Inversa corto tiempo CO2 0,02 0,0239 0,0169 Normalmente inversa IEC 0,02 0,14 0 Muy inversa IEC 1 13,5 0 Extremadamente inversa IEC 2 80 0 Inversa largo tiempo UK 1 120 0
Rele direcional de sobrecorriente (67/67n)
Esta protección se utiliza cuando la corriente puede fluir en ambas direcciones y se requiere darle direccionalidad a la protección. En su funcionamiento es igual a una protección de sobrecorriente la diferencia radica en que cuenta con entradas de tensión y dependiendo el alguno que se forma entre la corriente y la tensión, la protección detecta el sentido del flujo.
En los relés electromecánicos a las tensiones se les llamaba par actuante y par polarizante, donde el par actuante determina la corriente de operación o actuación, y el par polarizante
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puede ser una señal de corriente, pero ésta tiene que diferente a la utilizada en el par actuante o una señal de tensión. Cuenta con los mismos parámetros que una protección de sobrecorriente, pero se realiza un ajuste denominado Angulo Máximo de Torque (AMT), existen muchas conexiones las cuales depende del ángulo de fase con el cual las corrientes y tensiones son aplicados al relé.
• Conexión cuadratura: Es la más común se aplica una tensión a cada fase de corriente que cuenta con un desfase de 90º con respecto a el voltaje de esa fase.
• Conexión cuadratura característica 45º: En esta la tensión aplicada al relé está desfasado 45º en adelanto. La zona de operación del relé corresponde a cuando la corriente se encuentra entre 45º en adelanto y 135º en atraso.
5.1.10. RELÉ DE DISTANCIA (21)
Esta protección funciona bajo el principio de uso la impedancia de la línea debido a que las variaciones de tensión o corriente registradas por los transformadores de media creara una variación en la impedancia, y de esta manera ante la ocurrencia de una falla, la medida de la impedancia será menor que la impedancia de la cargar y la protección operara.
Características básicas de la protección de distancia:
Comúnmente se confunde el termino relé de distancia con relé de impedancia, pero la impedancia es una característica que puede poseer un relé de distancia; existen varias características para los relés de distancia, las cuales serán descritas a continuación (Ver Figura 3): (XM, 2019)
a) Impedancia: Un relé de impedancia no tiene en cuenta el desfase entre el Angulo de la corriente y voltaje, por esta razón la impedancia característica en el plazo R-X se representa como un círculo como centro en el origen.
b) Mho: La característica es un círculo en la que la circunferencia pasa través del origen, el relé opera ante una impedancia medida dentro del círculo.
c) Mho offset: La característica de este relé en el plano R-X es un círculo desplazado, este relé tiene una mejor protección a falla cercanas a él relé.
d) Reactancia: Este relé solamente mide la componente reactiva de la impedancia, la caracteriza porque en el plano R-X se representa como una línea paralela al eje R. Este relé se debe supervisar con una unidad direccional para de esta manera evitar disparos bajo condiciones de carga.
e) Cuadrilateral: Esta característica tiene la combinación de las características de reactancia y direccional con control de alcance resistivo.
f) Lenticular: Este relé tiene similitudes con el relé mho, se diferencia por su forma de lente lo cual le otorga mayor sensibilidad.
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Figura 3 Características de una protección de distancia
ZONA 1:
Es impotente tener en cuenta que para la zona 1, la protección no puede presentar sobre alcancé, por lo tanto, es necesario que se ajuste entre un 80 % y un 90% de la longitud de la línea (Ver Ecuación 3). Este porcentaje se debe tener en cuenta características propias de cada una de las líneas, como el efecto que puede presentar la impedancia mutua de líneas paralelas, si tienen compensación o su longitud. Este margen de error se da debido a la imprecisión que pueden tener los transformadores de medida y las protecciones.
𝒁𝒁𝟏𝟏 = 𝒌𝒌 ∗ 𝒁𝒁𝑳𝑳 Ecuación 3
Donde:
𝑍𝑍1: 𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝐴𝑡𝑡𝐴𝐴 𝑑𝑑𝐴𝐴 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 1
𝑘𝑘:𝑅𝑅𝑍𝑍𝑃𝑃𝑃𝑃𝐴𝐴𝑍𝑍𝑡𝑡𝑍𝑍𝐴𝐴𝐴𝐴 𝑑𝑑𝐴𝐴 𝑙𝑙𝑍𝑍 𝑙𝑙𝑙𝑙𝑍𝑍𝐴𝐴𝑍𝑍 𝑍𝑍 𝐼𝐼𝑃𝑃𝑍𝑍𝑡𝑡𝐴𝐴𝑝𝑝𝐴𝐴𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑙𝑙𝑍𝑍 𝑧𝑧𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 1
𝑍𝑍𝐿𝐿: 𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐼𝐴𝐴𝑑𝑑𝑍𝑍𝑍𝑍𝑃𝑃𝑙𝑙𝑍𝑍 𝑑𝑑𝐴𝐴 𝑙𝑙𝑍𝑍 𝑙𝑙𝑙𝑙𝑍𝑍𝐴𝐴𝑍𝑍 𝐴𝐴𝑍𝑍 𝐴𝐴𝐴𝐴𝑃𝑃𝐴𝐴𝐴𝐴𝑍𝑍𝑃𝑃𝑙𝑙𝑍𝑍 𝐼𝐼𝑍𝑍𝐴𝐴𝑙𝑙𝑡𝑡𝑙𝑙𝑝𝑝𝑍𝑍
Como criterio de un factor del 85% de la impedancia de la línea. Para líneas cortas, el factor 𝑘𝑘 debe ser menor.
Tiempo de Zona 1: Instantáneo.
ZONA 2:
El objetivo de la zona 2 es la de dar completa protección a la línea y ser una zona de respaldo ante una posible no actuación de la zona 1, de las líneas de la subestación remota.
Para esta protección se considera como valor mínimo de ajuste el 120% de la impedancia de la línea protegida, para el subalcance del relé debido a los errores de los transformadores de instrumentos, los acoples mutuos de secuencia cero de líneas paralelas y el valor de la impedancia de falla; debido a que el relé en estos casos no vera la falla en zona 2, sino que lo vera en zona 3 danto un tiempo de operación mucho mayor.
𝒁𝒁𝟐𝟐 = 𝟏𝟏,𝟐𝟐 ∗ 𝒁𝒁𝑳𝑳 Ecuación 4
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Para esta zona se debe tener en cuenta el sobrealcance de la zona 1 de los relés ubicados en la subestación remota, para evitar esto se debe asumir un 50% de la impedancia de la línea adyacente más corta (Ver Ecuación 5), es decir el ajuste se realiza de la siguiente manera:
𝒁𝒁𝟐𝟐 = 𝒁𝒁𝑳𝑳 + 𝟎𝟎,𝟓𝟓 ∗ 𝒁𝒁𝑳𝑳𝑳𝑳𝑻𝑻𝑹𝑹 Ecuación 5
Donde:
𝑍𝑍𝐿𝐿: Impedancia de la línea a proteger.
𝑍𝑍𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿: Impedancia de la línea adyacente más corta.
El tiempo de operación de zona 2 se encuentra aproximadamente entre 300 ms y 400ms.
ZONA 3:
Esta protección tiene como objetivo el funcionar como respaldo de las protecciones de las líneas adyacentes, para ajustar esta zona se utiliza dos criterios que para realizar un correcto ajuste se toma el menor de ellos.
La impedancia de la línea a proteger más el 80% de la impedancia equivalente de los transformadores en la subestación remota (Ver Ecuación 6), de esta manera se garantiza que no detecte fallas en los secundarios de los transformadores de potencia de la barra remota.
𝒁𝒁𝟑𝟑 = 𝒁𝒁𝑳𝑳 + 𝟎𝟎,𝟖𝟖 ∗ 𝒁𝒁𝑬𝑬𝑬𝑬_𝑹𝑹𝑹𝑹𝑳𝑳𝑻𝑻𝑻𝑻 Ecuación 6
La impedancia de la línea a proteger más la impedancia de la línea adyacente más larga, multiplicada por el 120%. (Ver Ecuación 7)
𝒁𝒁𝟑𝟑 = 𝟏𝟏,𝟐𝟐(𝒁𝒁𝑳𝑳 + 𝒁𝒁𝑳𝑳𝑳𝑳𝑻𝑻𝑳𝑳) Ecuación 7
Donde:
𝑍𝑍𝐿𝐿: Impedancia de la línea a proteger.
𝑍𝑍𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿: Impedancia de la línea adyacente más larga.
Tiempo de actuación de zona 3 es típicamente entre 800 ms y 1000ms
ZONA 4:
Esta es la zona de reversa, esta zona tiene como fin es el proveer un respaldo a la protección diferencial de barras de la subestación local. Para esto se ajusta bajo dos criterios que son:
EL 20% de la línea que esta atrás de menor longitud o el 20% de la impedancia equivalente de los tratos asociados a la barra, se toma el menor de los valores anteriores. (Ver Ecuación 8)
𝒁𝒁𝟒𝟒 = 𝟎𝟎,𝟐𝟐𝒁𝒁𝑬𝑬𝑬𝑬_𝑹𝑹𝑻𝑻𝑻𝑻𝑻𝑻𝑻𝑻 ó 𝟎𝟎,𝟐𝟐(𝒁𝒁𝑳𝑳𝑳𝑳𝑻𝑻𝑹𝑹) Ecuación 8
El tiempo de ajuste se toma un tiempo entre 1200ms y 1500ms.
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Cuando se trata del respaldo de la protección diferencial de barras, debe verificarse que zona 3 y zona 4 cumplan con el criterio de la Ecuación 9.
𝑳𝑳𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝒕𝒕𝑨𝑨𝒁𝒁𝑻𝑻𝑨𝑨𝑻𝑻𝟑𝟑𝑳𝑳𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝑨𝒕𝒕𝑨𝑨𝒁𝒁𝑻𝑻𝑨𝑨𝑻𝑻𝟒𝟒
≈ 𝟎𝟎,𝟏𝟏 Ecuación 9
5.1.11. ACTUADORES
Interruptor de potencia:
Son dispositivos mecánicos de interrupción los cuales pueden interrumpir y reestablecer corrientes bajo condiciones normales y de cortocircuito. Su operación automática de apertura y cierre se realiza por medio de relevadores los cuales se encargan de censar las condiciones de la red, en situaciones anormales ejecutan acciones de mando sobre los interruptores ordenando su apertura. Para apagar el arco eléctrico son construidos de los siguientes tipos:
a) Interruptores de aceite. b) Interruptores neumáticos. c) Interruptores en hexafluoruro de azufre (SF6).
EL tiempo requerido para que el interruptor abra su contacto y se extinga el arco una vez este recibe la señal de apertura es alrededor de 5 ciclos. (Siemens, 2009)
Figura 4 Interruptor de potencia
Reconectador o disyuntor:
El disyuntor de circuito de aceite común consiste en uno o más interruptores unipolares dispuestos para funcionar de forma simultánea. Los contactos del interruptor se encuentran dentro de un tanque, y las conexiones se realizan a través de ellos. Los reconectadores son utilizados como mecanismos de interrupción en redes de media tensión, al igual que los interruptores de potencia estos tienen protecciones asociadas para su operación automática.
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5.2.MARCO DE REFERENCIAS
FAMILIA SIPROTEC 4 SIEMENS (7SJ61 (50/51) (Catalog SIPROTEC 4, 2019)(Figura 5)
Figura 5 SIPROTEC 4 de SIEMENS (automation, 2019)
• Son equipos de digitales de protección, que también pueden cumplen funciones de supervisión y mando.
• Su funcionalidad permite protección de línea, transformadores, motores, pueden ser usados como reserva.
• Al ser multifuncional puede ser usado como diferente tipo de protección.
Figura 6 IHM Relé SIPROTEC 4 (automation, 2019)
PARA 50/50N, 51 Y 51N
La función de sobre corriente está basada en la medición de modo selectivo por fases de las corrientes de fase (50/51) y de la corriente suma (50N y 51N).
Maneja famílias de curvas, ANSI e IEC.
Se pueden coordinar con relés electromecánicos, ya que usa la curva de reposición (emulación de disco).
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Figura 7 Conexión del SIPROTEC 4 (automation, 2019)
FAMILIA SEPAM 20/40 (Scheneider)
Figura 8 IHM Relé SEPAM (Scheneider)
• La familia de relés Sepam (Figura 8) está basada en un diseño el cual muestra la información de forma clara y completa.
• La protección Sepam 60, es una protección multifuncional la cual, dependiendo de su programación y el modo de conexión, puede ser utilizada como cualquiera que tenga predeterminados.
• Cuenta con 28 entradas, 17 salidas.
Figura 9 Entradas de sensores SEPAM. (Scheneider)
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Conector de corriente CCA630
Figura 10 Conexión a CT’s (Scheneider)
La función de sobre corriente se basa en la medición por fases de las corrientes de fase (50/51) y de la corriente suma (50N y 51N).
Maneja familias de curvas, ANSI e IEC.
La detección de la dirección se realiza de manera selectiva por fases y por separado para las fallas fase y tierra, mediante señales de tensión.
La detección de la sobre intensidad se realiza como en la función 50, 50N, 51, 51N.
Digsilent PowerFactory ®
Es una aplicación de análisis de sistemas de energía para uso en el análisis de sistemas de generación, transmisión, distribución e industriales. Tiene funcionalidades de para energía eólica, generación distribuida, la simulación en tiempo real y supervisión del sistema. Es un software de fácil uso, se adapta a soluciones altamente automatizadas e integrada en sus aplicaciones empresariales. (PowerFactory, s.f.)
Función de protecciones
Cuanta con una biblioteca de relés basada en dispositivos de protección específicos del fabricante y se puede usar en estado estable y para simulación dinámica. Los modelos de dispositivos de protección son muy detallados.
Se encuentran disponibles diversas gráficas de las características de los dispositivos de protección, como el diagrama de sobrecorriente y diagramas de RX. La validación de los ajustes seleccionados se puede realizar gráficamente mediante diagramas de distancia de tiempo o con diagramas de tiempo de sobrecorriente, o automáticamente. (Protección, s.f.)
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6. DESCRIPCIÓN DE RESULTADOS DEL DESARROLLO DE LA PASANTÍA
En el marco del desarrollo de la pasantía y la experiencia que se ha adquirido en este entorno laboral, se han presentado situaciones en las que se ha recurrido a los conocimientos adquiridos a lo largo de la carrera, dado el proceso de digitalización que está llevando a cabo la compañía, es la de obtener el sistema eléctrico modelado fielmente, que permiten con base en la caracterización de las líneas y redes, realizar ejercicios para determinar su comportamiento, para el presente trabajo se realiza la implementación de la coordinación de protecciones en la zona nororiental de Bogotá en el software Digsilent PowerFactory®, con el fin que mediante el esquema de protecciones permita disminuir el impacto de las fallas y mejorar los indicadores de calidad de suministro. Debido a esto se desarrolló como actividades:
Modelo de las subestaciones y conexión de la red: Se realizó el modelo de las S/E ATD/MT, AT/MT y MT/MT de ENEL Codensa en Digsilent PowerFactory®, el cual está debidamente licenciado; posteriormente se incorporaron las S/E ATD/MT y AT/MT en el coordinado entregado por XM y en las zonas de frontera con otros agentes del sistema se incorporará equivalentes de red y con esto obtener la topología de la red en el Software anteriormente mencionado. En la Tabla 4 es un resumen de la cantidad de subestaciones que fueron modelas en Digsilent PowerFactory®, por nivel de tensión.
Tabla 4 S/E Modeladas en DIGSILENT
Tipo Numero de S/E AT/MT 53 ATD/MT 5
En la Figura 11 se muestra un ejemplo de cómo fue el producto final del modelado en Digsilent de cada una de las Subestaciones. Para su posterior implementación en el coordinado como sitios.
Figura 11 Diagrama unifilar de una subestación y con su sitio.
AJ/B1.2112
AJ18AJ17AJ16AJ15AJ14AJ13AJ12AJ11
212
202
192
182
172
152
142
132
a
162
2042
01TR
A..
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Nota: Debido a las políticas de la empresa no es posible mostrar en este documento la topología completa de las subestaciones, ni información detallada de su sistema eléctrico.
La zona nororiental de Bogotá consta de 5 subestaciones Torca, Usaquén, Aranjuez, Autopista y Castellana, la conexión entre esta se verá en la Figura 12 en la cual se puede observar la topología de la interconexión de las subestaciones seleccionadas para el caso de estudio y en la Tabla 5 un resumen de las líneas que las interconectan.
Tabla 5 Topología Zona nororiental de Bogotá en AT
Código Línea Subestación 1 Subestación 2 Voltaje Nominal AJTO ARANJUEZ TORCA 115,00 AJUS ARANJUEZ USAQUEN 115,00 AUCT AUTOPISTA CASTELLANA 115,00 AUTO1 AUTOPISTA TORCA 1 115,00 AUTO2 AUTOPISTA TORCA 2 115,00 CTTO CASTELLANA TORCA 115,00
Figura 12 Topología Zona nororiental de Bogotá en AT
6.1.MODELOS
En la implementación de esquema de protecciones en algún elemento del sistema eléctrico, primero de debe identificar cual es la protección más óptima de utilizar teniendo en cuenta características de la topología, nivel de tensión, entre otras.
Para el caso de las líneas su esquema de protección se compone de las siguientes protecciones:
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1. Relé de distancia (21): Es una protección relativamente selectiva debido a que protege otras líneas anexas debido a las zonas de protección, puede ver fallas cercanas al relé, se puede ver afectada por la resistencia y también por la corriente inffed. Al momento de realizar la coordinación se debe tener cuidado con los sobrealcance y subalcance.
2. Relé de direccional de sobrecorriente (67): Es una protección relativamente selectiva es capaz de identificar el sentido de los flujos de corriente, al utilizar medidas de tensión como par polarizante, ante perdidas de señal de PT’s o que haya eventos de tensión, la protección no podrá actuar ante perturbaciones en el sistema.
3. Relé instantáneo/temporizado de sobrecorriente (50/51): Son de fácil aplicación, presentan baja confiabilidad, deben ser reajustados por cambios en las topologías del sistema eléctrico o por aumento de la demanda.
Para diseño que se plateara se utiliza el relé de distancia como protección principal debido a que no es dependiente de la generación del sistema, así como de su configuración. Como protección secundaria el relé 50/51 para que ante la pérdida de señales de los PT’s se mantenga la línea protegida.
Para los circuitos de media tensión se utilizará de igual manera los relés 50/51 pero esta vez como protección principal ya que esta protección es de gran utilidad para circuitos radiales.
6.2. DISEÑO
El proceso que se debe llevar acabó para el desarrollo de los criterios de coordinación y por confidencialidad de los datos de la compañía tomaremos un ejemplo de cada coordinación realizada.
Relé de distancia (21) en líneas:
Como ejemplo tomaremos la línea Aranjuez – Usaquén (AJ-US) la cual cuenta con las siguientes características técnicas:
• Nivel de tensión: 115 kV • Longitud:5,31 km • Impedancia (Ω/km): 0,0952 + 0,4647j
Para realizar el ajuste de esta protección realizaron los siguientes pasos:
1. Selección de Transformadores de instrumentos Para la selección del PT se tiene en cuenta el nivel de tensión de la línea en la cual se colocará para este caso será de 115kV y para el secundario se determina por el nivel de tensión de los equipos de protección, control y medida que se colocaran en el secundario, el cual será de 115V. Teniendo como relación de transformación (RPT) de 1000. De igual manera para la selección del CT se tiene en cuenta las características de la línea, como 1,2 veces la corriente de carga y el 5% de la corriente máxima de corto circuito. Para esta línea se utilizará un CT de 800/5, teniendo como relación de transformación 160.
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2. Adecuación de parámetros de la línea Para los análisis de ajuste del relé 21 se debe tener la impedancia equivalente en el secundario es decir la impedancia que vería el relé y además que debe estar expresado en polares para facilitar los cálculos. Lo primero que se realiza el producto de la impedancia por kilómetro de red, por la longitud de la línea. Además, expresar la impedancia en polares, seria 2,52 ∠78,42. Para expresar la impedancia equivalente en el secundario, se realiza un cambio por unidad (pu), el cálculo de una impedancia base la cual está determinada por la relación de trasformación del PT y del CT (Ecuación 1), esta impedancia base de 6,25 pu. Una vez realizado los cálculos anteriores podemos obtener la impedancia vista desde el secundario, para obtenerla se realiza un cambio de base (pu), es decir el cociente entre la impedancia vista en el primario y la impedancia base calculada anteriormente, la impedancia en pu es de 0,403 ∠78,42.
3. Ajuste por Zona. Este relé cuenta con 4 o 5 zonas de protección, para esta aplicación se va a disponer de 4 zonas, y como zona de reveza será la zona 4. Se debe ajustar en ambos extremos de la línea es decir para el caso que analizara la vista del relé ubicado en S/E Aranjuez (21 AJ-US) y el que se encuentra en S/E Usaquén (21 US-AJ). ZONA 1 Es decir, una relación porcentual de la línea esto debido a los errores de medición propios de los transformadores de instrumentos, también a la longitud de la línea y si esta posee o no compensación de reactivos; de esta manera se evita que el relé tenga problema de sobre alcance. Se ajusta un valor cercano al 80%, exceptuando las líneas con una longitud menor a 10km que oscila entre al 50% y el 80%. Ya que la línea Aranjuez – Usaquén es considerada una línea corta por su longitud. Se utiliza la Ecuación 3 para Zona 1
Tabla 6 Ajuste Zona 1
Relé Alcance Zona 1 AJ-US 60% 0,24 ∠78,42 US-AJ 87% 0,35 ∠78,42
ZONA 2
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En esta zona se cuentan con dos posibilidades se realizar el ajuste, la primera es usar el 1,2 veces la impedancia de la línea protegida, como se expresa en al Ecuación 4. Para este criterio (21 AJ-US) y (21 US-AJ) tendrán el mismo alcance de 0,4836 ∠78,42. La segunda es la adición de la línea protegida y un 50% de la línea adyacente más corta como se expresa en la Ecuación 5, también debe estar expresada en términos del secundario. En la Tabla 7 se puede observar los criterios de ajuste para esta Zona los cuales son explicados para cada una de las líneas a continuación: (21 AJ-US): Para este caso en la subestación remota es Usaquén, la cual tiene dos líneas asociadas, de estas la de más corta es la que permite conexión con la S/E Morato. (21 US-AJ): Para este caso en la subestación remota es Aranjuez, la cual tiene una línea asociada que permite conexión con la S/E Torca.
Tabla 7 Ajuste Zona 2
Relé 𝑍𝑍𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 Zona 2 AJ-US 0,404 ∠78,41 0,605 ∠78,418 US-AJ 0,38 ∠78,412 0,593 ∠78,416
Para la selección del ajuste más pertinente tener en cuenta la zona 1 de las protecciones adyacentes de menor longitud en cada uno de los casos, de manera que la Zona 2 de la línea protegida no sobre pase la Zona 1 de la línea adyacente más corta. El tiempo de operación utilizara 300ms. ZONA 3 De igual manera que la zona 2, esta zona cuenta con 2 criterios para su ajuste, el primero consiste en el producto de 1,2 veces la adición de la línea adyacente más larga y la línea protegida como se puede ver en la Ecuación 7, en la Tabla 8 encontramos la aplicación de la Ecuación 7. (21 AJ-US): Para este caso en la subestación remota es Usaquén, la cual tiene dos líneas asociadas, de estas la de más larga es la que permite conexión con la S/E Calera. (21 US-AJ): Para este caso en la subestación remota es Aranjuez, la cual tiene una línea asociada que permite conexión con la S/E Torca.
Tabla 8 Ajuste Zona 3 primer criterio.
Relé 𝑍𝑍𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 Zona 3 AJ-US 1,33 ∠78,59 2,09 ∠78,55 US-AJ 0,38 ∠78,412 0,94 ∠78,416
La segunda es la suma entra la impedancia de la línea protegida y al 80% de la impedancia equivalente de los transformadores adyacentes (Ecuación 6). En la
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Tabla 9 encontramos aplicado el segundo criterio a tener en cuenta en la coordinación de esta Zona.
Tabla 9 Ajuste Zona 3 segundo criterio.
Relé 𝑍𝑍𝐸𝐸𝐸𝐸 Zona 3 AJ-US 0,446 ∠90 0,756 ∠83,85 US-AJ 0,286∠90 0,629 ∠82,6
Es toma el mínimo valor de ajuste, de esta manera evitar el sobrealcance de la protección creando conflictos con las protecciones de los transformadores de potencia, el tiempo de operación utilizara 900ms. ZONA 4 Para esta zona se utiliza como criterio a considerar los equipos asociados a la barra de la subestación. Se aplica la Ecuación 8 donde para el primer caso que se observa en la Tabla 10 se toma el 20% de la línea que esta atrás de menor impedancia y en el segundo caso Tabla 11 se usa el 20% de la impedancia de los transformadores asociados a la barra.
Tabla 10 Ajuste Zona 4 con impedancia equivalente transformadores
Relé 𝑍𝑍𝐸𝐸𝐸𝐸 Zona 4 AJ-US 0,286∠90 0,0572 ∠90 US-AJ 0,446∠90 0,0892 ∠90
Tabla 11 Ajuste Zona 4 con impedancia de la línea más corta
Relé 𝑍𝑍𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙 𝑚𝑚𝑙𝑙𝑚𝑚 𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑙𝑙 Zona 4 AJ-US 0,38 ∠78,41 0,07605 ∠ 78,41 US-AJ 0,404 ∠78,41 0,08083 ∠ 78,41
Es toma el mínimo valor de ajuste, para evitar actuaciones indeseadas de la protección, el tiempo de operación utilizara 1000ms debido a que esta zona es utilizada como respaldo de la protección diferencial de barras (87B).
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Relé instantáneo / temporizado de sobrecorriente (50/51) como protección secundaria en líneas de transmisión, transformadores de potencia:
En los relés de sobrecorriente al igual se debe tener conocimiento de la topología de la red en el caso de la línea Aranjuez – Usaquén, se tomarán las mismas características y transformadores de instrumentos que para la protección de distancia.
En el caso de los transformadores tomaremos 2, uno de S/E Aranjuez el D1 y otro de S/E Usaquén el D2
• Potencia: 30 MVA. • Tensión:115 /11,4 kV.
Para lo anterior se tendrá en cuenta los siguientes pasos:
1. Selección de transformadores de instrumentos: En los transformadores de potencia la selección de los PT’s se calcula igual que en las líneas, es decir para el primario del trasformador que tiene como nivel de tensión 115kV, así que RPT es de 1000. Para el secundario de 11,4kV, la RPT es de 99,13. Para los CT’s se hace la selección con la corriente nominal del transformador para un transformador de 30MVA, la corriente nominal será en el primario (115kV) de 150,613 A y en el secundario (11,4kV) de 1519,34 A De manera que la relación de transformación de los CT’s será de 200/5 para el primario y para el secundario de 2000/5.
2. Ajuste: Lo primero que se debe realizar los cálculos de flujo de potencia y análisis de cortocircuito (Tabla 12). Estos valores deben ser expresados en los secundarios.
Tabla 12 Corrientes de los estudios de flujo de potencia y cortocircuito (sec).
Dispositivo I(A) Isc(A) AJ-US 2,27937671 44,6387953 D2 US 2,16852735 106,449415 US-AJ 2,27933122 48,874014 D1 AJ 2,21788742 107,113436
Para realizar la coordinación de esta protección se inicia por la protección más cercana a la carga para este caso la protección es la ubicada en el lado de alta del transformador de potencia, en el secundario se anula la protección del lado de la baja buscando darlo mayor selectividad a las protecciones aguas abajo. El ajuste de las protecciones se dé la siguiente manera AJ-US la cual es la protección ubicada en la subestación Aranjuez viendo hacia la barra de 115 kV de Usaquén tiene asociado el relé D2_US en el cual está el relé ubicado en el lado de alta tensión del transformador mirando hacia los circuitos de media tensión. (Figura 13). Para la línea
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US-AJ la cual se encuentra ubicada en la subestación Usaquén observando la barra de 115kV de la subestación Aranjuez y a la cual se encuentra conectado el transformador D1 AJ. (Figura 14)
Figura 13 Esquema de coordinación línea AJ-US y transformador de potencia D2_US.
Figura 14 Esquema de coordinación línea US-AJ y transformador de potencia D1_AJ.
3. Coordinación relé temporizado de sobrecorriente (51). Lo primero que se debe realizar es seleccionar una curva con la cual trabajar, para este caso se va a calcular con la curva IEC normalmente inversa. Constantes de la curva 𝛽𝛽 = 0,14 𝛼𝛼 = 0,02 𝐿𝐿 = 0. Se deben calcular los tiempos de operación locales y remotos de la protección al igual que su ajuste de corriente (TAP), se utiliza la Ecuación 2. Para el TAP o Pick-up (𝑘𝑘) se ajusta entre el 125 y el 200% de la corriente nominal como resultado se observa en la Tabla 13.
𝑰𝑰𝑰𝑰 = 𝒌𝒌 ∗ 𝑰𝑰𝑵𝑵 ∗𝟏𝟏
𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹 Ecuación 10
Tabla 13 Ajuste relé 51 lado de alta de transformador
Relé Ajuste 𝐼𝐼𝑚𝑚𝑐𝑐𝐼𝐼𝑝𝑝 Dial Tiempo de actuación
Trafo D2 1,25 4,7 0,125 0,272 Trafo D1 1,25 4,7 0,125 0,272
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Con un TMS o dial de 0,125 se calcula el tiempo de operación local de la protección ubicada en D2 Y D1. Una vez obtenido este tiempo, se ajustó el remoto de protección de la línea AJ-US (𝑅𝑅2) , con un tiempo mínimo de coordinación entre protecciones de 0,15 s, el tiempo de coordinación entre el tiempo remoto y el tiempo local, es el mínimo sugerido para la coordinación de protecciones por el libro de BUFF BOOK (IEEE Estándar 242-1986).
𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝑡𝑡𝑅𝑅1 + 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑐𝑐𝑙𝑙ó𝑙𝑙
𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 0,272 + 0,15 = 0,422 𝐴𝐴
Para tener el dial que permita ajustar a este tiempo, se empleó la Ecuación 11:
𝑹𝑹𝑻𝑻𝑺𝑺 = 𝒕𝒕∗𝑰𝑰𝑨𝑨𝒔𝒔 𝑰𝑰𝑰𝑰
𝜶𝜶−𝟏𝟏
𝜷𝜷 Ecuación 11
La corriente de cortocircuito que se utiliza para caso del remoto se usa la corriente de corto que ve el relé aguas abajo. En cuanto al ajuste del TAP o Pick-up se ajusta entre el 125 y el 200% de la corriente de carga (Tabla 14).
Tabla 14 Ajuste de los remotos relés 51
Relé Ajuste TAP Tiempo de actuación DIAL AJ-US 1,25 9,34 0,422 0,1377 US-AJ 1,25 9,34 0,422 0,1377
Para el ajuste se tomará un Dial un poco más alto de 0,15 y con este se comprobará el tiempo remoto con la Ecuación 2, obteniendo como resultado 0,459 s. Una vez comprobado el tiempo remoto se calcula el tiempo local de 𝑅𝑅2 (Tabla 15).
Tabla 15 Ajuste de los locales de los relés de las líneas (𝑹𝑹𝟐𝟐)
Relé Ajuste TAP Dial Tiempo de actuación (s) AJ-US 1,25 15,66 0,15 0,37 US-AJ 1,25 15,66 0,15 0,37
Coordinación relé instantáneo de sobrecorriente (50). El ajuste de esta protección, para el caso de los transformadores se ajustan entre 1,25 y 1,5 veces la corriente de cortocircuito trifásica. (Tabla 16)
𝑹𝑹𝑳𝑳𝑷𝑷 = 𝒌𝒌 ∗ 𝑰𝑰𝑺𝑺𝑹𝑹 𝟑𝟑𝟑𝟑 ∗𝟏𝟏
𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹𝑹 Ecuación 12
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Tabla 16 Ajuste relé 50
Relé Ajuste (k) 𝐼𝐼𝑆𝑆𝐿𝐿 3Φ TAP (A) AJ-US 1,25 44,63 55,79 TRAFO D2 1,25 106,44 133,062 US-AJ 1,25 48,874 55,79 TRAFO D1 1,25 107,113 133,892
Relé instantáneo / temporizado de sobrecorriente (50/51) como primaria en circuitos MT:
En los relés de sobrecorriente al igual se debe tener conocimiento de la topología de dos circuitos de distribución. Se debe coordinar el Reconectador ubicado en el circuito y el interruptor de cabecera.
1. Selección de transformadores de instrumentos: Para la selección de los transformadores de instrumentos se tendrá en cuenta 1,2 veces de la corriente máxima de carga y el 5% de la corriente máxima de cortocircuito; esto se realiza para las cabeceras de los circuitos como para los reconectadores ubicados en el circuito. (Tabla 17)
Tabla 17 Corrientes máxima de carga y cortocircuito para la selección de CT’s
Disman Ic 1,2*Ic Isc 5%*Isc CT BELLASUIZA 176,067589 220,084486 5939,40068 296,970034 300/5 RC782 58,2775865 72,8469832 4562,52184 228,126092 300/5 CONVENTOS 123,68206 154,602575 12066,4455 603,322274 600/5 RC644 24,2587365 32,7492942 6762,77094 338,138547 400/5
2. Ajuste:
Se realiza los cálculos de flujo de potencia y análisis de cortocircuito. Para realizar la coordinación de esta protección se inicia por la protección más cercana a la carga para este caso la protección es el reconectador. Las protecciones se ajustan así: BELLASUIZA y aguas abajo RC782. Y CONVENTOS y RC644. (Figura 15)
Figura 15 Esquema de coordinación circuito de MT.
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Coordinación relé temporizado de sobrecorriente (51). Lo primero que se realiza es seleccionar una curva con la cual trabajar, para este caso se va a calcular con la curva IEC normalmente inversa. Constantes de la curva 𝛽𝛽 =0,14 𝛼𝛼 = 0,02 𝐿𝐿 = 0. Se calcula los tiempos de operación locales y remotos de la protección al igual que su ajuste de corriente (TAP), se utilizará la Ecuación 2. Para el ajuste del TAP o Pick-up se usa un intervalo entre el 125 y el 200% de la corriente nominal, se implementa la Ecuación 10. Se calcula el tiempo de operación local de la protección ubicada en RC782 y para RC644 se utilizó un DIAL de 0,15.(Ver Tabla 18)
Tabla 18 Ajuste relé 51 en reconectadores
Relé Ajuste (k) 𝐼𝐼𝑝𝑝 Dial Tiempo de actuación (s) RC782 1,25 1,214 0,15 0,2028 RC644 1,5 0,455 0,15 0,1906
Una vez obtenido este tiempo, se ajusta el remoto de protección cabecera de cada circuito Bellasuiza (Int 162) y conventos (Int 172) , con un tiempo mínimo de coordinación entre protecciones de 0,15 s.
RC782 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝑡𝑡𝑅𝑅1 + 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑐𝑐𝑙𝑙ó𝑙𝑙
𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 0,2082 + 0,15 = 0,3528 𝐴𝐴 RC644
𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 𝑡𝑡𝑅𝑅1 + 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑐𝑐𝑙𝑙ó𝑙𝑙 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑙𝑙𝑚𝑚𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = 0,1906 + 0,15 = 0,3406 𝐴𝐴
Para tener el dial con que permita ajustar a este tiempo, se calculara mediante el uso de la Ecuación 11 La corriente de cortocircuito que se utiliza para coordinar el remoto es la corriente de corto que ven los reconectadores. En cuanto al ajuste del TAP o Pick-up se ajusta entre el 125 y el 200% de la corriente de carga que ven los interruptores de cabecera. En la Tabla 19 se observa el resultado de la aplicación mencionada anteriormente.
Tabla 19 Ajuste de los remotos del relé en cabecera de cada circuito
Relé Ajuste TAP Tiempo de actuación DIAL BELLASUIZA 1,25 3,67 0,3528 0,1575 CONVENTOS 1,25 1,288 0,3406 0,19
34
Para el ajuste del relé de cabecera de BELLASUIZA se tomará un Dial de 0,175 y el relé en CONVENTOS se tomará un Dial de 0,2. En la Tabla 20 encontramos la verificación de los criterios establecidos anteriormente.
Tabla 20 Verificación del ajuste de los remotos de los reles
Relé 𝐼𝐼𝑝𝑝 Dial Tiempo de actuación (s) BELLASUIZA 3,67 0,175 0,392 CONVENTOS 1,288 0,2 0,357
Una vez comprobado el tiempo remoto se calcula el tiempo local de las cabeceras de Bellasuiza y conventos. (Ver Tabla 21)
Tabla 21 Ajuste de los locales de los relés de cabeceras de cada circuito
Relé 𝐼𝐼𝑝𝑝 Dial Tiempo de actuación (s) BELLASUIZA 3,67 0,175 0,359 CONVENTOS 1,288 0,2 0,307
Coordinación relé instantáneo de sobrecorriente (50). El ajuste de esta protección, para el caso de los interruptores de cabecera se ajustan entre 1,25 y 1,5 veces la corriente de cortocircuito trifásica, y para los reconectadores de utiliza al 50 % veces la corriente de cortocircuito trifásica. (Ver Tabla 22).
Tabla 22 Coordinación del relé (50)
Relé Ajuste (k) 𝐼𝐼𝑆𝑆𝐿𝐿 3Φ TAP (A) BELLASUIZA 1,5 5939,4 148,48 RC782 0,5 4562,52 53,22 CONVENTOS 1,5 12066,45 150,83 RC644 0,5 6762,771 59,17
6.3.IMPLEMENTACIÓN
La implementación de la coordinación de protecciones será en Digsilent PowerFactory®, se utilizó el relé SEL 321 para la protección de línea. (Figura 16). Una vez seleccionado el relé en listado de ranuras se encuentra los campos para ingresar los ajustes de la protección (Figura 16), En las ranuras Ph – Ph se ingresan los datos obtenidos de la coordinación y Z2PD se colocar los tiempos de operación de las zonas.
35
Figura 16 Vista desde el simulador de la interfaz del SEL 321.
Dentro de la ranura Ph-Ph por zona (Figura 17) se ingresa tanto la magnitud como el ángulo del ajuste, esto se realiza para las cuatro zonas.
Figura 17 Vista de la ranura Ph-Ph 2, ajuste zona 2.
Para los tiempos de operación la única zona que no se ingresa es la zona 1 debido a su operación es instantánea, aunque en realidad se debe considera el tiempo de apertura del interruptor es alrededor de los 20ms (Figura 18). El ingreso de estos tiempos se hace en ciclo es decir debe calcular por ejemplo un ciclo son 0,0166s que corresponden a los 60Hz, para los 300ms de zona 2. Con una regla de 3 da como resultado 18 ciclos.
36
Figura 18 Tiempo de operación de Zona 2
Una vez ingresado los parámetros necesarios para cada una de las zonas se observa el ajuste en un diagrama R-X (Figura 19).
Figura 19 Diagrama R-X del Relé 21 AJ-US
Relé instantáneo / temporizado de sobrecorriente (50/51) como protección secundaria en líneas de transmisión, transformadores de potencia y como primaria en circuitos MT:
Para la implementación de los relés de sobrecorriente sin importar su aplicación se programan de la misma manera en Digsilent, en el simulador se utilizó el relé GE Alstom serie KCGG142-5A. (Figura 20)
37
Figura 20 Vista desde el simulador de la interfaz del GE Alstom serie KCGG142-5A
Una vez seleccionado el relé en listado de ranuras se encuentran los campos para ingresar los ajustes de la protección (Figura 20).
En la ranura 𝐼𝐼/𝑡𝑡 > se ingresa los ajustes de protección temporizada de sobrecorriente (Figura 21), se debe seleccionar el tipo de curva a utilizar, el TAP y el dial calculado con anterioridad.
Figura 21 Ajuste protección temporizada de sobrecorriente (51).
En la ranura 𝐼𝐼 ≫/𝑡𝑡 ≫ se ingresa los ajustes de protección instantánea de sobrecorriente (Figura 22), se debe seleccionar el tipo de curva a utilizar, el TAP.
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Figura 22 Ajuste protección instantánea de sobrecorriente (50).
Una vez ingresado los parámetros necesarios para cada una de las curvas se puede observar el ajuste en una curva 𝑡𝑡−1(Figura 23)
Figura 23 Curva 𝒕𝒕−𝟏𝟏de los relés AJ-US y US_D2.
39
7. PRUEBA Y VALIDACIÓN
En la realización de la prueba y validación, se simularon diferentes contingencias ante las cuales deben o no actúa las protecciones, cumpliendo así con la característica de confiablidad de la protección evitando que actúen de manera indeseada. En la Tabla 23, se encuentran resumidas las pruebas realizadas a las protecciones.
Tabla 23 Pruebas protecciones
Protección Prueba Distancia (21) Zona 1 Cortocircuito al 50, 90 y 10% de la línea
Zona 2 Corrientes de cortocircuito en las líneas Adyacentes más cortas
Zona 3 Corrientes de cortocircuito en los secundarios de los transformadores de S/E remota
Zona 4 Corrientes de cortocircuito en reversa Sobrecorriente instantánea (50) Cortocircuito al final del circuito y en el relé de
cabecera Sobrecorriente temporizada (51) Variaciones de carga
7.1.RESULTADOS
Relé de distancia (21)
Cortocircuito al 50% de la línea:
Verificar el correcto comportamiento de Zona 1, se realiza un cortocircuito a lo largo de la línea teniendo en cuenta los ajustes anteriormente hechos. (Figura 24)
Figura 24 Resultados Cortocircuito al 50% de la línea
En Figura 24 se observa los resultados de potencia y corriente ante este caso y la distancia que se realiza el cálculo de la barra principal de Aranjuez. En la Figura 25, se aprecia la ubicación del corto respecto a cómo lo vería cada una de las protecciones.
40
Figura 25 Diagrama R-X de US-AJ con Isc al 50% de la SE AJ
Corrientes de cortocircuito al 90% y 10% de la línea vistas desde Aranjuez:
En la Figura 26 y Figura 27 se observa los resultados de potencia y corriente ante este caso y la distancia que se realizó el cálculo de la barra principal de Aranjuez.
Figura 26 Resultados Cortocircuito al 90% de la línea desde Aranjuez. 1) Vista desde
Aranjuez (AJ-US) 2) Vista desde Usaquén (US-AJ)
Figura 27 Resultados Cortocircuito al 10% de la línea desde Aranjuez. 1) Vista desde Aranjuez (AJ-US) 2) Vista desde Usaquén (US-AJ)
En la Figura 28, se aprecia la ubicación del corto respecto a cómo lo vería cada una de las protecciones. Es decir, para el análisis al 90% de la línea partiendo de la subestación
41
Aranjuez, la protección AJ-US ubicada en la Aranjuez debería ver es la falla en su Zona 2 y la protección US-AJ ubicada en Usaquén debe ver la falla en Zona 1.
Figura 28 Diagrama R-X de AJ-US y US-AJ con Isc al 90% de la SE AJ
Para el análisis al 10% de la línea partiendo de la subestación Aranjuez, la protección AJ-US ubicada en la Aranjuez debería ver es la falla en su Zona 1 y la protección US-AJ ubicada en Usaquén debe ver la falla en Zona 2. (Figura 29)
Figura 29 Diagrama R-X de AJ-US y US-AJ con Isc al 10% de la SE AJ
Corrientes de cortocircuito en las líneas Adyacentes más cortas:
La línea más corta adyacente para la SE Usaquén es la línea Morato – Usaquén, la cual sería la línea más corta vista por el relé AJ-US, el ajuste para Zona 1 de esta línea será del 80%, es decir el relé AJ-US no debería ver una falla al 80% de la línea, para que no entre en conflicto con las protecciones de esta.(Figura 30)
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Figura 30 Resultados de cortocircuito al 80% de la línea Morato – Usaquén y Diagrama R-X de AJ-US.
En el caso de la línea más corta adyacente para la SE Aranjuez es la línea Aranjuez – Torca, la cual sería la línea más corta vista por el relé US-AJ, el ajuste para Zona 1 de esta línea será del 80%, es decir el relé US-AJ no debería ver una falla al 80% de la línea, para que no entre en conflicto con las protecciones de esta. (Figura 31)
Figura 31 Resultados de cortocircuito al 80% de la línea Aranjuez - Torca y Diagrama R-X de US-AJ.
Corrientes de cortocircuito en los secundarios del transformadores de la subestación remota:
Para verificar que Zona 3 tenga un adecuado ajuste se realiza un corto circuito en el lado de baja tensión uno de los transformadores de la subestación adyacente y la protección de línea no debe ver la en ninguna de sus Zonas. (Figura 32)
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Figura 32 Resultados de cortocircuito en el lado de Baja tensión del transformador AJ_D1 y Diagrama R-X de US-AJ.
Corrientes de cortocircuito en reversa:
Para verificar que la Zona 4 tenga un adecuado ajuste se realiza un corto circuito en la barra principal de la subestación o sobre uno de los circuitos asociados a la barra de 115kV de la subestación que no sea el circuito protegido. (Ver Figura 33)
Figura 33 Verificación de Zona 4
3 ,6 03 ,3 03 ,0 02 ,7 02 ,4 02 ,1 01 ,8 01 ,5 01 ,2 00 ,9 00 ,6 00 ,3 0-0 , 3 0-0 , 6 0-0 , 9 0-1 , 2 0-1 , 5 0-1 , 8 0-2 , 1 00
4 ,5 0
4 ,2 0
3 ,9 0
3 ,6 0
3 ,3 0
3 ,0 0
2 ,7 0
2 ,4 0
2 ,1 0
1 ,8 0
1 ,5 0
1 ,2 0
0 ,9 0
0 ,6 0
0 ,3 0
-0 , 3 0
[p r i .O h m ]
2 1 A J - U SZ o n e (T o d o s ) : P o la r i z in g Z l A 0 , 3 8 p r i . O h m -1 0 1 , 5 9 ° Z l B 0 ,3 8 p r i .O h m -1 0 1 ,5 9 ° Z l C 0 ,3 8 p r i .O h m -1 0 1 ,5 9 °T ip o d e F a lla : A B C (5 0 P P 1 )T ip o d e F a lla : A B C (5 0 P P 2 )T ip o d e F a lla : A B C (5 0 P P 3 )T ip o d e F a lla : A B C (5 0 P P 4 )Tipo de Falla: ABC (50G1/50L1)Tipo de Falla: ABC (50G2/50L2)Tipo de Falla: ABC (50G3/50L3)Tipo de Falla: ABC (50G4/50L4)T ie m p o d e d is p a ro : 1 , 0 2 s
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Relé instantáneo /temporizado de sobrecorriente (50/51) circuitos MT
Cortocircuito al final del circuito
En los circuitos de media tensión el reconectador (RC644), se deben ajustar para que tengan una actuación instantánea ante cualquier tipo falla a lo largo de los ramales que se encuentren aguas debajo de este. Para la comprobación del ajuste, se calcula la corriente de corto circuito en el punto más lejano, de esta manera hacer la verificación con la corriente de cortocircuito más pequeña que vería el relé. En la Figura 34, se observa la magnitud de la corriente de cortocircuito y la curva de tiempo inverso.
Figura 34 Resultados de cortocircuito en el punto más lejano del circuito
Cortocircuito cerca al relé de cabecera:
Para esta comprobación se realizará un cortocircuito al 5% la barra de 11,4 kV de la subestación ARANJUEZ sobre el circuito CONVENTOS para comprobar que el relé, opere de manera adecuada ante fallas cercanas a la cabecera del circuito. En la Figura 35 se observa la magnitud de la corriente de cortocircuito y la actuacion del relé en la curva de tiempo inverso.
10 100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,01
0,1
1
10
100
[s]
11,40 kV 5011071\Cub 2\50/51 RC644 ARANJU\5010886\50/51 CONVENTOS
=6762,771 pri.A
45
Figura 35 Resultados de cortocircuito al 5% en la cabecera.
Variaciones de carga:
Para la variación de carga observaremos las corrientes de carga en condiciones normales e incrementaremos la carga para observar la actuación de los relés ante estas condiciones.
En el relé ubicado en la cabecera del circuito CONVENTOS observamos que la corriente en condiciones normales es de 124 A (Figura 36), se realizara un incremento de carga de 200%, en la Figura 37 se observa cómo debe ser la actuación del relé ante estas condiciones.
10 100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,01
0,1
1
10
100
[s]
11,40 kV 5011071\Cub 2\50/51 RC644 ARANJU\5010886\50/51 CONVENTOS
=59491,632 pri.A
0.020 s
46
Figura 36 Resultados de flujo en condiciones operativas (normales) del sistema eléctrico.
Figura 37 Resultados de flujo en condiciones de incremento de carga antes del reconectador
10 100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,01
0,1
1
10
100
[s]
11,40 kV 5011071\Cub 2\50/51 RC644 ARANJU\5010886\50/51 CONVENTOS
=123,682 pri.A = 24,259 pri.A = 24,259 pri.A
10 100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,01
0,1
1
10
100
[s]
11,40 kV 5011071\Cub 2\50/51 RC644 ARANJU\5010886\50/51 CONVENTOS
=239,384 pri.A
3.255 s
= 24,465 pri.A
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En el relé ubicado en el RC644 del circuito CONVENTOS observamos que la corriente en condiciones normales es de 24 A (Figura 36), se realiza un incremento de carga mayor al 125%, en la Figura 38 se observas cómo debería ser la actuación del relé ante estas condiciones.
Figura 38 Resultados de flujo en condiciones de incremento de carga después del reconectador.
10 100 1000 10000 100000 1000000[pri.A]0,01
0,1
1
10
100
[s]
11,40 kV 5011071\Cub 2\50/51 RC644 ARANJU\5010886\50/51 CONVENTOS
=171,519 pri.A
14.748 s
= 73,881 pri.A
1.450 s
48
8. ANÁLISIS DE RESULTADOS
A partir de la información del sistema de distribución con la que cuenta la empresa se logró modelar las S/E pertenecientes a la zona nororiental de Bogotá de ENEL Codensa en Digsilent PowerFactory® y la interconexión de estas, lo cual permitió realizar las simulaciones de coordinación de protecciones introduciendo en el software los parámetros y características relevantes de la zona seleccionada. En la metodología aplicada para obtener y organizar la información disponible de la Compañía, analizarla y procesarla para su posterior implementación en el software. Dicha implementación incluyó la realización de pruebas y validación del modelo a través del software de simulación Digsilent PowerFactory®, mostrando resultados de coordinación de protecciones.
A partir de los casos analizados durante el estudio, se observó una coordinación de protecciones con capacidad de actuar adecuadamente según la posible falla que se presente en el sistema. No obstante, como mejoras generales asociadas al esquema de protecciones se identificaron las siguientes:
Consolidar el análisis detallado de circuitos específicos de media tensión en los que exista la posibilidad de instalar equipos de corte y maniobra en ramales que por sus características lo requieran, o la reubicación de equipos existentes. Consolidar el análisis de casos en los que exista cambios temporales de topología, que, por su duración o aspectos de riesgo de los circuitos asociados, sea necesario modificar provisionalmente los ajustes de las protecciones, es decir mientras la topología se encuentre modificada.
49
9. EVALUACIÓN Y CUMPLIMIENTO DE OBJETIVOS Al finalizar el proceso de pasantía en ENEL CODENSA, se cumplieron los objetivos planteados, para cada uno de ellos se realizaron diferentes actividades, que conformaron una metodología para obtener y organizar la información disponible de la Compañía, analizarla para su posterior implementación, en la Figura 39, se muestra un diagrama que muestra la metodología usada.
Figura 39 Evaluación y cumplimento de objetivo
50
10. CONCLUSIONES
Un modelo de la red de AT y MT implementado Digsilent PowerFactory®, permite la realización de diferentes tipos de análisis del sistema eléctrico de una forma más detallada, lo cual dará una noción más clara para efectuar análisis y mejoras de la red. Para el estudio es fundamental contar con información de criterios para la coordinación de protecciones, entre instructivos de los criterios de coordinación de la compañía, los libros de colores de la IEEE y guías para la coordinación de protecciones de XM. La identificación de factores específicos asociados al comportamiento de la red bajo condiciones de falla es necesario para poder hacer los análisis requeridos para coordinación. En cuanto una adecuada coordinación de protecciones en media tensión, mitiga el impacto ante una falla de manera que disminuya la afectación de los indicadores de calidad, particularmente en las incidencias que se presenten actuaciones de las protecciones intermedias.
Todas estas actividades que se desempeñaron en la compañía permitieron fortalecer el conocimiento adquirido y desarrollar un nuevo pensamiento frente a las aplicaciones y la importancia de la carrera de ingeniería eléctrica. En cuanto a la formación profesional, la realización de la pasantía permitió aplicar los conocimientos adquiridos en las diferentes asignaturas vistas a lo largo de la carrera de ingeniería eléctrica, especialmente las áreas de análisis de sistemas de potencia, mercados eléctricos, subestaciones eléctricas y protecciones eléctricas.
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11. RECOMENDACIONES
Mantener actualizadas las librerías de relés para el software Digsilent PowerFactory® con el fin de poder seguir realizando análisis detallados según los relés que se vayan instalando en la red. Continuar la integración del modelo de transmisión regional y el de distribución permitiría ampliar la variedad de análisis y llevar un mayor detalle en el sistema eléctrico de la compañía. Realizar una actualización periódica de la topología de la red en el software, para garantizar mayor seguridad respecto a la información que brindan la realización de los estudios.
52
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53
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