Tesis de grado Wilson - UNEFA 2011

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA NACIONAL UNEFA- NÚCLEO MARACAY

COORDINACION DE PROTECCIONES EN LAS SUB-ESTACIONES NO ATENDIDAS REFERENTE A LOS CIRCUITOS DE LA COSTA EN CADAFE-CORPOELEC REGIÓN 4 ESPECÍFICAMENTE EN ARAGUA QUE CONLLEVEN A LA MEJORA DE LA CALIDAD DE SERVICIO

Informe de Pasantías Largas presentado ante la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Bolivariana como requisito indispensable para optar al título de Ingeniero Electricista

Tutor Industrial: Ing. Ruben Hernandez

Pasante: Br. Wilson Atehortua

Tutor Académico: Ing. Frednides Guillen

Maracay, Junio 2011

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA NACIONAL UNEFA

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO


Autor Br. Wilson Atehortua Tamayo

Certifico que he leído este informe y lo he encontrado aceptado en cuanto a contenido científico y lenguaje.

____________________________________ Ing. Frednides Guillen C.I Nº: V- 14.787.136

Maracay, Junio 2011

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA NACIONAL UNEFA

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL


Autor Br. Wilson Atehortua Tamayo

Certifico que he leído este informe y lo he encontrado aceptado en cuanto a contenido científico y lenguaje.

____________________________________ Ing. Rubén Hernández C.I Nº: V-

Maracay, Junio 2011

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL BOLIVARIANA NÚCLEO MARACAY

Fecha: Maracay, Junio 2011

APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR

Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe de la Pasantía Industrial presentado por el bachiller: Wilson Orlando Atehortua Tamayo, bajo el título de:COORDINACION DE PROTECCIONES EN LAS SUB-ESTACIONES NO ATENDIDAS REFERENTE A LOS CIRCUITOS DE LA COSTA EN CADAFECORPOELEC REGIÓN 4 ESPECÍFICAMENTE EN ARAGUA QUE CONLLEVEN A LA MEJORA DE LA CALIDAD DE SERVICIO, a los fines de cumplir con el último requisito académico para obtener el Título de Ingeniero Electricista, dejan constancia de que el Informe se consideró APROBADO. En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, a los 30 días del mes de Junio del 2.011. __________________________

____________________________

Ing. Frednides Guillén.

Ing. José Carrillo.

C.I. V- 12.995.674

C.I. V- 19.245170

___________________________ Ing. Arturo Hernández C.I. V-9.691.949

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DEDICATORIA

A DIOS, A mi Madre, DORA TAMAYO, A mi hermano, DIEGO, A todos mis familiares y amigos.

Wilson Orlando Atehortua Tamayo.

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AGRADECIMIENTO

A Dios, que con su grandeza siempre ha estado allí llenándome de fe, esperanza y fortaleza para seguir adelante y alcanzar mis metas.

A mi Madre que siempre ha dado lo mejor de si para formarme, siempre me ha apoyado y creído en mí, me dio la educación y el ejemplo para ser la persona que soy hoy y es participe en su mayoría de mi conducta y crecimiento personal gracias por todo lo que me has dado madre te amo.

A mi hermano Diego, por no solo ser mi hermano sino también mi mejor amigo, por siempre estar cuando lo necesito y por nunca haberme defraudado.

A todos mis familiares y amigos que de una forma o de otra me ayudaron durante toda mi formación personal y profesional. Muy en especial a mi padrastro Javier Giraldo; así como también a mis amigos Gerald, Luis, Dario, Daniel, Grisel, Armando y Ronald.

A Jose Carrillo y Elias Chaparro; que además de ser mis amigos son mis hermanos por empujarme hasta el final brindarme todo su apoyo tanto en lo personal como en lo académico y siempre ser las mejores personas del mundo conmigo, por ser excelentes amigos.

A Monica Rosas que siempre me apoyo en todo que siempre estuvo prestándome su colaboración y siempre creyó en mi ocupando un lugar muy especial en mi vida.

A mi tutor Ing. Ruben Hernandez por el interés mostrado en mi formación profesional suministrándome todas las herramientas para desempeñarme como un buen ingeniero; también por heredarme sus conocimientos en la configuración de

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protecciones eléctricas y el trabajo con equipos

como relés, Reconectadores y

pruebas a transformadores de todas sus clases, gracias por todo jefe.

A la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada y en especial al Departamento de Ingeniería Eléctrica, por haber siempre prestado toda su colaboración para mi formación, buscando excelentes profesores y profesionales y aplicando un nivel de exigencia acorde a la necesidad de una persona que desea salir lo mejor preparado posible.

A la empresa CORPOELEC y al personal del Laboratorio de Prueba y Mantenimiento Especializado, en especial a los técnicos Jesus Sarmiento y Simon Zambrano, que siempre estuvieron interesados en compartir su conocimientos conmigo sobre la manipulación de equipos que intervienen en los sistemas eléctricos, así como crearme una conciencia de trabajo con alta tensión que me permitironíadquirir normas de seguridad aplicables a mi vida y a la vida de un personal que esté a mi cargo en un futuro.

A mi tutor el Ing. Frednides Guillen que no solo es mi profesor sino un granamigo, por su capacidad de escuchar, de sacrificio de siempre desprenderse con sus alumnos para ayudarlos en su formación profesional y personal y por el apoyo brindado en este trabajo de grado, gracias por todo se le quiere y respeta mucho.

Y a todos a aquellos que no fueron nombrados pero que de alguna forma contribuyeron a que este proyecto fuese culminado. Me encuentro muy agradecido con todos.

Wilson Orlando Atehortua Tamayo

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA DE LA FUERZA ARMADA BOLIVARIANA NACIONAL UNEFA- NUCLEO MARACAY


RESUMEN La empresaCORPOELEC tiene entre sus prioridades la reducción, tanto en frecuencia como en duración de las interrupciones del servicio, lo que repercute directamente en la calidad y satisfacción de sus clientes. En la presente investigación se encuentra un estudio de las fallas en los circuitos de las subestaciones no atendidas;Cumboto, Cata e Independencia que están bajo la supervisión de CORPOELEC sede Aragua. El objetivo de esta investigación consistió en el análisis y clasificación del reporte de medicionesde los circuitos mediante el empleo de herramientas estadísticas como lo son los datos suministrados por los software de los relés de control de los circuitos, Se hará el estudio correspondiente de cortocircuito, lo cual nos permitirá realizar los cálculos para la coordinación de protecciones y luego ejecutar la implementación en los relés que protegen los circuitos antes mencionados. Además el presente trabajo contiene información sobre el desarrollo e implementación de una base de datos digital, que permitirá tener un control de los equipos más importantes que realizan funciones en los sistemas eléctricos de la región de Aragua.

Palabras Claves: Software de relés Estudio de cortocircuito, Cálculo de Protecciones, Implementación de Protecciones, base de datos digital.

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TABLA DE CONTENIDO

PRELIMINARES

ii

APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO

ii

APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL

iii

APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR

iv

DEDICATORIA

v

AGRADECIMIENTO

vi

RESUMEN

viii

TABLA DE CONTENIDO

ix

LISTA DE TABLAS

xiii

TABLA DE FIGURAS

xviii

Introducción………………………………………………………................................ 1

CAPITULO I

EL PROBLEMA

1.1 Antecedente del problema……………………………………................................

6

1.2 Planteamiento del Problema……………………………….....................................

7

1.3 Justificación……………………………..................................................................

9

1.4 Objetivos de la Investigación…………...................................................................

10

1.5 Alcance……………………………......................................................................... 10 1.6 Limitaciones……………………….........................................................................

12

15

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 Reseña Histórica de CORPOELEC…….............................................................. 13 2.1.2 Misión de CADAFE CORPOELEC Región 4....................................... 16 2.1.3 Visión de CADAFE CORPOELEC Región 4..................................... 16 2.2 Antecedentes de la Investigación…...…................................................................ 17 2.3 Base Teóricas. …................................................................................................... 18 2.3.1 Sub estaciones no atendidas..................................................................... 18 2.3.2 Equipos de Protección contra Sobrecorriente.......................................... 19 2.3.3 Disyuntor................................................................................................. 19 2.3.4 Los Reconectadores................................................................................. 19 2.3.5 Reconectadores GVR.............................................................................. 20 2.3.5.1 Definición y características....................................................

20

2.3.5.2 Confiabilidad........................................................................... 21 2.3.5.3 Interruptor................................................................................ 22 2.3.5.3.1 La Carcaza..................................................... 22 2.3.5.3.2 Conjunto del Interruptor................................ 23 2.3.5.3.3 Actuador magnético....................................... 23 2.3.6 Reconectadores OSM EN 15Kv Serie 200.............................. ............. 24 2.3.6.1 Especificación Técnica.......................................................... 24 2.3.6.2 Características de Operación............................ ...............

24

2.3.6.3 Sensores de Corriente y Voltaje............................ ...............

29

2.3.6.4 Sensores Rogowski................................................................. 29 2.3.6.5 Resumen de Características.................................................... 29

16

2.3.7 Los Seccionalizadores............................................................................. 30 2.3.8 Coordinación Reconectador – Seccionalizador...................................... 30 2.3.9 Seccionalizador GN3E............................................................................ 31 2.3.10 Colocación de los Equipos.................................................................... 31 2.3.11 Reglas básicas de coordinación............................................................ 32 2.3.12 Análisis de Cortocircuito...................................................................... 32 2.3.13 Análisis de Coordinación de Protecciones............................................ 33 2.3.14 Falla...................................................................................................... 33 2.3.15 Cortocircuito......................................................................................... 34 2.3.16 Sistemas de Protecciones...................................................................... 36 2.3.17 Objetivo de los Sistemas de Protección................................................ 36 2.3.18 Funciones Fundamentales de los Sistemas de Protección................... 37 2.3.19 Características de los Sistemas de Protección...................................... 38 2.3.20 Zona de Protección............................................................................... 39 2.3.21 Protección Primaria.............................................................................. 40 2.3.22 Protección de Respaldo......................................................................... 39 2.3.23 Equipos que conforman un Sistema de Protecciones.......................... 41 2.3.23.1 Transformadores de Corriente............................................... 41 2.3.23.2 Transformadores de Potencia................................................ 41 2.3.23.3 Relés....................................................................................... 41 2.3.23.4 Fusibles.................................................................................. 42 2.3.23.5 Interruptores......................................................................... 2.3.23.3 Relés................................................................................................... 42 2.3.24.1

Componentes

y

unidades

de

un 43

relé.....................................

43

2.3.24.2 Tipos de Relés........................................................................ 2.3.25 Protección por Sobrecorriente..................................... ......................... 44 2.3.26 Información necesaria para un estudio de coordinación de Protecciones.......................................................................................... 47 2.3.27 Intervalo de tiempo de Coordinación (CTI)......................................... 48

17

2.3.28 Relé de Sobrecorriente.......................................................................... 50 2.3.29 ETAP................................................................................................... 50 2.3.30 Relé PANACEA................................................................................... 52 2.3.30.1 Definición y Característica.................................................... 52 2.3.30.2 Módulos de Protección y Control.......................................... 55 2.3.30.3 Recierre y retención de fallas................................................ 55 2.3.30.4 Control Remoto...................................................................... 56 2.3.30.5 Fundamentos de las Protecciones de Comunicación............. 57 2.3.31 Relé Noja Power. Diseño del Control de Reconectador RC-

58

01ES...................................................................................................... 58 2.3.31.1 Características del Control..................................................... 58 2.3.31.2 Módulos................................................................................. 60 2.3.31.3 Interface Hombre-Máquina (MMI)........................................ 61 2.3.31.4 Ventajas del RC-01ES........................................................... 61 Glosario de Términos................................................................................................... 62

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Investigación............................................................................................. 61 3.2 Técnicas e Instrumentos para la Recolección de Datos......................................... 62 3.2.1 Observación Directa................................................................................. 62 3.2.2 Revisión de información técnica y documental........................................ 62 3.2.3 Consultas Técnicas................................................................................... 62 3.3 Herramientas Utilizadas......................................................................................... 63 3.4 Fases de la Investigación....................................................................................... 63 3.5 Cronograma de Actividades................................................................................... 67

18

CAPITULO IV CARACTERIZACION DEL SISTEMA ACTUAL

4. Recopilación de datos y equipos instalados en las SS/EE.......................................

70

4.1 SS/EE Cumboto.....................................................................................................

70

4.1.1 Datos del transformador......................................................................................

70

4.1.2 Datos de carga.....................................................................................................

70

4.2 SS/EE Cata.............................................................................................................

79


79

4.2.2 Datos de carga.....................................................................................................

79

4.3 SS/EE Independencia.............................................................................................

86


86

4.2.2 Datos de carga.....................................................................................................

86

CAPITULO V

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SS/EE CUMBOTO

5.1 CALCULO DE PROTECCIONES DE LOS RELES AGUAS ABAJO...............

91

5.1.1 Circuito Turiamo........................................................................................

91

5.1.1.1 Fase Circuito Turiamo................................................................

91

5.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Turiamo..................................

91

5.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Turiamo.........................................

95

5.1.1.2 Tierra, Circuito Turiamo..............................................................

96

5.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Turiamo..................................

96

19

5.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Turiamo.........................................

100

5.1.2 Circuito Pueblo..........................................................................................

102

5.1.2.1 Fase Circuito Pueblo................................................................... 103 5.1.2.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 103 5.1.2.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 104 5.1.2.2 Tierra, Circuito Pueblo................................................................

105

5.1.2.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 105 5.1.2.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 106 5.2 PROTECCIONES AGUAS ARRIBA................................................................... 107 5.2.1 RELE AGUAS ARRIBA DE LA SS/EE CUMBOTO.............................

107

5.2.1.1 Fase relé aguas arriba de la SS/EE Cumboto............................. 107 5.2.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 107 5.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 110 5.2.1.2 Tierra relé, aguas arriba de la SS/EE Cumboto...........................

111

5.2.1.2.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 111 5.2.1.2.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 114 5.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR SS/EE CUMBOTO................ 115 5.4 Calculo para la protección de Inrush.....................................................................

116

5.5 CALCULO DE COLD LOAD (CARGA FRIA). ................................................

116

20

CAPITULO VI

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SS/EE CATA

6.1 CALCULO DE PROTECCIONES DE LOS RELES AGUAS ABAJO............... 127 6.1.1 Circuito Bahia de Cata............................................................................... 127 6.1.1.1 Fase Circuito Bahia de Cata........................................................ 127 6.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Bahia de Cata.......................... 127 6.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Bahia de Cata................................. 131 6.1.1.2 Tierra, Bahia de Cata...................................................................

132

6.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, Bahia de Cata....................................... 132 6.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido Bahia de Cata............................................... 136 6.1.2 Circuito Pueblo...........................................................................................

137

6.1.2.1 Fase Circuito Pueblo.................................................................... 338 6.1.2.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 138 6.1.2.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 139 6.1.2.2 Tierra, Circuito Pueblo................................................................

140

6.1.2.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 140 6.1.2.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 141 6.2 PROTECCIONES AGUAS ARRIBA................................................................... 142

21

6.2.1 RELE AGUAS ARRIBA DE LA SS/EE CATA....................................... 142 6.2.1.1 Fase relé aguas arriba de la SS/EE Cata....................................

142

6.2.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 142 6.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 144 6.2.1.2 Tierra relé, aguas arriba de la SS/EE Cata................................... 146 6.2.1.2.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 146 6.2.1.2.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 148 6.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR SS/EE Cata.............................

149

6.4 Calculo para la protección de Inrush.....................................................................

150

6.5 CALCULO DE COLD LOAD (CARGA FRIA).................................................

150

CAPITULO VII

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SS/EE INDEPENDENCIA

7.1 CALCULO DE PROTECCIONES DE LOS RELES AGUAS ABAJO

161

7.1.1 Circuito Comando...................................................................................... 161 7.1.1.1 Fase Circuito Comando..............................................................

161

7.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Comando................................

161

7.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Comando.......................................

165

7.1.1.2 Tierra, Circuito Comando............................................................

166

22

7.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Comando................................

166

7.1.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Comando....................................... 170 7.1.2 Circuito Pueblo..........................................................................................

171

7.1.2.1 Fase Circuito Pueblo................................................................... 172 5.1.2.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 172 7.1.2.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 173 7.1.2.2 Tierra, Circuito Pueblo................................................................

174

7.1.2.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Pueblo..................................... 174 7.1.2.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Pueblo............................................ 175 7.1.3 Circuito Playón..........................................................................................

176

7.1.3.1 Fase Circuito Playón................................................................... 176 5.1.3.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, circuito Playón..................................... 176 7.1.3.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, circuito Playón............................................ 177 7.1.3.2 Tierra, Circuito Playón................................................................

177

7.1.3.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo Temporizado, circuito Playón..................................... 177 7.1.2.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo Definido, circuito Playón............................................ 179 7.2 PROTECCIONES AGUAS ARRIBA................................................................... 179 7.2.1 RELE AGUAS ARRIBA DE LA SS/EE INDEPENDENCIA.................

179

7.2.1.1 Fase relé aguas arriba de la SS/EE Independencia....................

180

23

7.2.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 180 7.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 182 7.2.1.2 Tierra relé, aguas arriba de la SS/EE Independencia

184

7.2.1.2.1 Protección falla a fase, curva de tiempo Temporizado, Relé de respaldo................................... 184 7.2.1.2.2 Protección falla a fase, curva de tiempo Definido, Relé de respaldo.......................................... 186 7.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR S/E INDEPENDENCIA

187

7.4 Calculo para la protección de Inrush.....................................................................

188

7.5 CALCULO DE COLD LOAD (CARGA FRIA)..................................................

188

CAPITULO VIII

BASE DE DATOS LAPRE

8.1 Definición del sistema...........................................................................................

199

8.2 Inicio del Sistema................................................................................................... 199 8.2.1 Pasos para ingresar a la selección de equipos............................................ 201 8.2.2 Pasos para recuperar los datos de acceso en caso de haberlos olvidado.... 202 8.2.3 Registro de un nuevo usuario..................................................................... 202 8.3 Como crear y revisar un registro de una termografía............................................

208

8.3.1 Como insertar Un equipo a la base de datos....................................................... 208 8.3.2 Que se debe hacer para consultar un equipo....................................................... 214 8.3.3 Con respecto al anexo de pruebas....................................................................... .215 8.3.4 Como MODIFICAR los datos de un equipo......................................................

217

8.3.5 Como ELIMINAR los datos de un equipo.........................................................

218

24

8.4 Como crear y revisar un registro de una termografía............................................

219

8.4.1 Pasos para REGISTRAR una termografía.......................................................... 220 8.4.2 Pasos para CONSULTAR una termografía........................................................ 213 8.4.3 Como registrar una prueba que en el historial de un equipo.............................. 224 8.4.4 Que hacer para MODIFICAR una termografía..................................................

225

8.4.5 Pasos para ELIMINAR una termografía............................................................. 227 8.5 Modulo Base de Datos........................................................................................... 228 8.5.1 Como Entrar al sistema....................................................................................... 228 8.5.2 Como ver la lista de equipo y sus datos en una tabla.......................................... 228

CAPITULO IX

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9.1 Conclusiones.......................................................................................................... 240 9.2 Recomendaciones..................................................................................................

243

REFERENCIAS........................................................................................................... 241 LISTA DE ABREVIATURAS.................................................................................... 244 ANEXOS.....................................................................................................................

246

ANEXOSA............................................................................................................

246

ANEXOS B............................................................................................................ 265 ANEXOS C............................................................................................................ 270

25

LISTA DE TABLAS

Tabla N° 2.1: CTI con calibración en campo.........................................................

49

Tabla N° 2.2: CTI sin calibración en campo........................................................

49

Tabla N° 3.1: Cronograma de Actividades...........................................................

67

Tabla N° 4.1 Datos del transformador SS/EE Cumboto......................................

71

Tabla N° 4.2

datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal

SS/EE Cumboto..................................................................................................... Tabla N° 4.3

72

datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal

SS/EE Cumboto....................................................................................................

73

Tabla N° 4.4 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE Cumboto....................................................................................................

74

Tabla N° 4.5 datos tomados del software PANACEA Plus. relé principal SS/EE Cumboto.....................................................................................................

75

Tabla N° 4.6 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE Cumboto.....................................................................................................

76


77


78

Tabla 4.9 Datos del transformador SS/EE Cata.....................................................

79

Tabla N 4.10 datos tomados del relé PANACEA, relé principal de la SS/EE lado de la barra de 34,5 Cata................................................................................. Tabla N° 4.11

80

datos tomados del software PANACEA Plus. role principal

SS/EE Cata...........................................................................................................

81

Tabla N° 4.12 datos tomados del software PANACEA Plus. relé principal SS/EE Cata.........................................................................................................

82

26

Tabla N° 4.13 datos tomados del software PANACEA Plus. role principal SS/EE Cata........................................................................................................

83

Tabla N° 4.14 datos tomados del software PANACEA Plus. Role principal

84

SS/EE Cata........................................................................................................... Tabla N° 4.15 Datos del transformador de la SS/EE Independencia...................

86

Tabla 4.16 CORRIENTES DE FASE DE LA SS/EE INDEPENDENCIA......

86

Tabla N° 5.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema SS/EE CUMBOTO....

91

Tabla N° 5.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito TURIAMO….

94

Tabla N° 5.3. CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito TURIAMO..........................................................................................................

94

Tabla N° 5.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito TURIAMO.................

95

Tabla N° 5.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito TURIAMO...................

96

Tabla N° 5.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito TURIAMO

99

Tabla 5.7.

CURVA EXTREMADAMENTE

INVERSA EI2

Circuito

TURIAMO..........................................................................................................

100

Tabla 5.8 CURVA INVERSA I1. Circuito TURIAMO....................................

100

Tabla 5.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito TURIAMO.......................

102

Tabla 5.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO.........

103

Tabla 5.11 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PUEBLO............................................................................................................

103

Tabla 5.12CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PUEBLO..........................

104

Tabla 5.13 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO.........................

104

Tabla 5.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO........

105

Tabla N° 5.15 curva EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO.............................................................................................................

105

Tabla N° 5.16 CURVA INVERSA I1. Circuito PUEBLO................................

106

Tabla N° 5.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO....................

106

Tabla N° 5.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.............................................................................................

109

27

Tabla N° 5.19 CURVA MUY INVERSA U3 Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.............................................................................. Tabla N° 5.20

CURVA DEFINIDO Fase

109

Relé de respaldo SS/EE

CUMBOTO.........................................................................................................

111

Tabla N° 5.21 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO............................................................................................. Tabla N° 5.22

113

CURVA INVERSA U2 Tierra TEMPORIZADO Relé de

respaldo SS/EE CUMBOTO.............................................................................

113

Tabla N° 5.23 CURVA INSTANTANEO Tierra Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.........................................................................................................

115

Tabla N° 5.24 Curva de daño del transformador................................................

116

Tabla N° 5.25 curva Inrush Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO....................

116

Tabla N° 6.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema SS/EE CATA............

127

Tabla N° 6.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito BAHIA DE CATA..................................................................................................................

130

Tabla N° 6.3 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito

130

BAHIA DE CATA............................................................................................... Tabla N° 6.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito BAHIA DE CATA.......

131

Tabla N° 6.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito BAHIA DE CATA.......

132

Tabla N° 6.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito BAHIA DE CATA....................................................................................................................

135

Tabla N° 6.7 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito BAHIA DE CATA...............................................................................................

135

Tabla N° 6.8 CURVA INVERSA. Circuito BAHIA DE CATA........................

136

Tabla N° 6.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito BAHIA DE CATA........

137

Tabla N° 6.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO...

138

Tabla N° 6.11 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PUEBLO...............................................................................................................

138

Tabla N° 6.12 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PUEBLO....................

139

Tabla N° 6.13 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO.....................

139

28

Tabla N° 6.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO...

140

Tabla N° 6.15 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO..............................................................................................................

140

Tabla N° 6.16 CURVA INVERSA. Circuito PUEBLO.......................................

141

Tabla N°6.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PUEBLO........................

141

TBALA

6.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo

SS/EE CATA........................................................................................................

144

Tabla N°6.19 CURVA MUY INVERSA S140 Fase TEMPORIZADO Relé Principal SS/EE CATA........................................................................................

144

Tabla N° 6.20 CURVA DEFINIDO Fase Relé Principal SS/EE CATA

145

Tabla N° 6.21 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé Principal SS/EE CATA.....................................................................................................................

147

Tabla N° 6.22 CURVA MUY INVERSA U3 Tierra TEMPORIZADO Relé Principal SS/EE CATA.........................................................................................

148

6.23 CURVA INSTANTANEO Tierra Relé de respaldo SS/EE CATA………

149

Tabla N° 6.24 Curva de daño del transformador SS/EE CATA………………

150

Tabla N° 6.25 curva Inrush SS/EE CATA…………………………………….

150

Tabla N° 7.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema SS/EE INDEPENDENCIA……………………………………………………………...

161

Tabla V 7.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito COMANDO....

164

Tabla N° 7.3 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito COMANDO……………………………………………………………………..

164

Tabla N° 7.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito COMANDO…………...

165

Tabla N° 7.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito COMANDO…………...

166

Tabla N° 7.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito

169

COMANDO……………………………………………………………………... Tabla N° 7.7 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito

169

COMANDO……………………………………………………………………... Tabla N° 7.8 CURVA INVERSA II. Circuito COMANDO……………………

170

Tabla N° 7.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito COMANDO……………

171

29

Tabla 7.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO……… Tabla N° 7.11

172

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito

PUEBLO..............................................................................................................

172

Tabla N° 7.12 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PUEBLO......................

173

Tabla N° 7.13 CURVA TIEMPODEFINIDO. Circuito PUEBLO.....................

173

Tabla N° 7.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO

174

Tabla N° 7.15 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO..............................................................................................................

174

Tabla N° 7.16 CURVA INVERSA. Circuito PUEBLO....................................

175

Tabla N° 7.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO...................

175

Tabla N° 7.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PLAYON…

176

Tabla N° 7.19 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PLAYON...............................................................................................................

176

Tabla N° 7.20 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PLAYON....................

177

Tabla N° 7.23 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PLAYON...............................................................................................................

177

Tabla N° 7.24 CURVA INVERSA. Circuito PLAYON......................................

177

Tabla N° 7.25 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PLAYON.....................

178

Tabla N° 7.26 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA. ..................................................................................

182

Tabla N° 7.27 CURVA MUY INVERSA U3 Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA....................................................................

182

Tabla N° 7.28 CURVA TIEMPO DEFINIDO Fase Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA..............................................................................................

183

Tabla N° 7.29 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA...................................................................................

185

Tabla N° 7.30 CURVA INVERSA U2 Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA................................................................... Tabla N° 7.31

CURVA DEFINIDO Tierra

Relé de respaldo, SS/EE

186

30

INDEPENDENCIA................................................................................................

187

Tabla N° 7.32 Curva de daño del transformador SS/EE INDEPENDENCIA.

188

Tabla N° 7.33 curva Inrush SS/EE INDEPENDENCIA.......................................

188

TABLA DE FIGURAS

Figura 2.1

Estructura Organizativa de la Junta Directiva de CADAFE

CORPOELEC. Tomado de la Resolución de la Junta Directiva. (2008)….... Figura 2.2

15

Estructura Organizativa de CADAFE CORPOELEC Región 4.

Tomado de la Resolución de la Junta Directiva. (2008)……………………...

16

Figura 2.3. Sección interna del Reconectador GVR…………………………

21

Figura 2.4 Vista transversal del Reconectador OSM………………………....

26

Figura 2.5 Vista Interna 3D del Reconectador…………………………….....

27

Figura 2.6

Reconectador OSM27……………………………………….......

28

Figura 2.7: Curvas características de los relés de sobrecorriente…………….

46

Figura 2.8 Vista frontal del relé PANACEA Plus……………………….......

58

Figura 2.9 Cubículo de Control RC01ES……………………………………..

59

Figura 2.10 Módulos…………………………………………………………..

60

Figura 2.11 Vista frontal del relé Noja Power………………………………...

61

Figura 4.1 Corrientes en Amperios vs Fecha/hora SS/EE Cumboto…………

78

Figura 4.2 Corrientes en Amperios vs Fecha/hora SS/EE Cata……………...

85

Figura 5.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Cumboto…………………….....

90

Figura 5.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Turiamo. ............................................................................................................

117

Figura 5.3 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Turiamo. ............................................................................................................

119

Figura 5.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo................................................................................................................. Figura 5.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito

121

31

Pueblo.................................................................................................................

122

Figura 6.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Cata Figura 6.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Bahia de Cata....................................................................................................

151

Figura 6.3 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Bahia de Cata....................................................................................................

153

Figura 6.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo Cata........................................................................................................

155

Figura 6.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo Cata........................................................................................................

156

Figura 7.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Independencia

160

Figura 7.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Comando............................................................................................................

189

Figura 7.3 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Comando............................................................................................................

191

Figura 7.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.................................................................................................................

193

Figura 7.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.................................................................................................................

194

Figura 7.6 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.................................................................................................................

195

Figura 7.7 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.................................................................................................................

196

Figura. 8.1 Ventana de Acceso al sistema.........................................................

200

Figura 8.2 Ventana de requisitos para recuperar los datos.................................

203

Figura 8.3 Ventana de

validación de requisitos del administrador para

ingresar un nuevo usuario..................................................................................

204

Figura. 8.4 Registro de nuevo usuario...............................................................

205

Figura. 8.5 Mensaje para finalizar registro de nuevo usuario............................

206

32

Figura 8.6 Ventana de menú principal de Dispositivos.....................................

207

Fig. 8 7 Ventana de submenú de acciones sobre un equipo..............................

208

Figura. 8.8 Ventana de validación para el proceso de insertar...........................

209

Figura. 8.9 Ventana de acceso para INSERTAR datos de acceso.....................

210

Figura. 8.10 Ventana que muestra el formulario de datos del equipo que se debe llenar para INSERTAR…………………………………………………..

212

Figura. 8.11 Ventana que muestra la manera de agregar la imagen predeterminada………………………………………………………………...

213

Figura. 8.12 Ventana que muestra resumen de los datos del equipo……….....

214

Figura 8.13 Ventana que muestra los datos del equipo consultado……….......

216

Figura 8.14 Ventana que muestra los datos que se necesitan validar para anexar una prueba..............................................................................................

217

Figura 8.15. Ventana a la que se accede para modificar datos del equipo.........

218

Figura 8.16.Ventana que muestra los datos que se desean ELIMINAR DE UN EQUIPO......................................................................................................

219

Figura. 8.17 Ventana que muestra el submenú de aplicaciones que se puede emplear a una termografía..................................................................................

220

Figura 8.18 Ventana de valida con del registro de termografía........................

221

Figura. 8.19. Ventana que muestra la planilla de datos que exige el sistema para INSERTAR la termografía........................................................................

215

Figura. 8.20 Ventana Que muestra los datos que fueron registrados del equipo.................................................................................................................

222

Figura. 8.21 Ventana que muestra la lista de datos de una termografía consultado...........................................................................................................

223

Figura. 8.22 Ventana que muestra los datos que se solicitas para registrar una prueba de una termografía...........................................................................

224

Figura. 8.23 Ventana que muestra la lista de datos de una termografía que se desea modificar..................................................................................................

225

Figura. 8.24 Ventana que muestra los datos actuales de la termografía con la respectiva modificación......................................................................................

226

33

Figura 8.25 Ventana que muestra los datos que se van a eliminar de una termografía.........................................................................................................

227

Figura. 8.26 Ventana que muestra el mensaje que indica que fue exitoso el proceso de borrar los datos y la termografía de la base de datos......................

228

Figura 8.27 Ventana principal del sistema para acceder a la base de datos LAPRE...............................................................................................................

229

Figura 8.28 Venta que muestra las condiciones de acceso al sistema

230

Figura 8.29 Ventana que muestra las funciones del sistema.............................

231

Figura 8.30 Ventana que muestra cómo acceder a la lista de tablas de la base de datos LAPRE.................................................................................................

232

Figura 8.33 Muestra las funciones de la tablas.................................................

233

Figura 8.34 Ventana que muestra la lista de datos de una tabla y como modificarlos........................................................................................................

INTRODUCCIÓN

234

34

La sociedad actual es fiel dependiente de la energía eléctrica, es por esto que empresas como CADAFE CORPOELEC Región 4,

en la cual se realizan los

procesos de generación, transmisión, distribución y comercialización de este recurso, busca brindar un servicio eficiente y confiable, logrando satisfacer la demanda máxima presente.

A pesar de los esfuerzos que realiza la empresa por mejorar la calidad de servicio, con el transcurso de los años ha ido sufriendo deterioros en los circuitos de distribución, es por ello que la investigación se desarrollará en un subconjunto de dichos circuitos, específicamente en el estado Aragua en la zona de la región costera (subestaciones Cumboto, Cata e Independencia); en donde se pretende solventar las fallas generadas por distintas causas,

haciendo énfasis en las que producen la

interrupción del servicio originadas por fallas detectadas en el relé aguas arribaque origina que salgan todos los circuitos derivados aguas abajo que alimenta la Subestación y de esta manera también disminuir el numero de despejes del mismo; así como también, evaluar y mejorar los parámetros de protección presentes en el sistema, para lo cual se necesitara realizar un estudio de cortocircuito, luego el cálculo de coordinación de protecciones e implementación de las protecciones en los relés que controlan los reconectadores que protegen las subestaciones no atendidas antes mencionada que están bajo la supervisión de CADAFE CORPOELEC Región 4.

Es importante tomar en cuenta, que debido al gran número de circuitos que son atendidos por CADAFE CORPOELEC Región 4, no se realiza un correcto estudio de protecciones en cada uno de estos circuitos, optando en algunos casos por la política de coordinar según la experiencia; debido a esto, los parámetros como la confiabilidad y selectividad del sistema se han visto afectados trayendo como consecuencias deficiencias en el suministro de energía eléctrica. Es por esto, que el estudio de la coordinación de protecciones se fundamenta en un cálculo con mayor

35

exactitud y precisión, característica que debe ser considerada primordial en cualquier sistema de potencia. La coordinación de protecciones, permitirá tener una base y un apoyo a la hora de analizar cualquier circuito.

Debido a lo anteriormente descrito, la realización de la investigación, no solo servirá para fortalecer, ampliar y afianzar los conocimientos, sino que también genera aportes a la empresa de CADAFE CORPOELEC Región 4 que van en beneficio con referencia a la mejora de la calidad de servicio eléctrico.

En la investigación, se propondrá el estudio análisis desarrollo

e

implementación de la coordinación de protecciones de los diversos circuitos, debido a que toma en cuenta la mayoría de las causas de posibles fallas, priorizando los problemas a resolver, asignar recursos para llevarlos a cabo y establecer la forma y periodicidad para medir los avances, de igual forma prevalecen las normas existentes en cada una de estas acciones expuestas.

Por todo lo antes planteado el objetivo principal de esta investigación será hacer un estudio e implementación de protecciones que permita tener una mayor confiabilidad y un mejor servicio a la comunidad de la costa.

Cabe acotar que esta investigación cuenta con un aporte fundamental que consiste en el desarrollo e implementación de una base de datos para el Laboratorio de pruebas y mantenimiento especializado

que le permitirá tener una mayor

información del historial de los equipos que entran y salen del laboratorio, y por qué estuvieron allí ya sea mantenimiento, evaluación prueba o cualquier otra causa.

Los tópicos relacionados con este Trabajo Especial de Grado se presentan, de la siguiente forma:

36

El Capítulo I expone la problemática presente el cual está conformado por los antecedentes del problema, planteamiento y formulación del mismo, posteriormente se indican los objetivos de la investigación y además presenta la justificación y delimitación de la misma. Así como también, comprende el cronograma de actividades, las actividades realizadas durante las dieciséis (16) semanas y los aportes realizados en la empresa CADAFE CORPORELEC Región 4.

El Capítulo II proporciona la información general de la empresa, donde se muestra una breve reseña histórica, misión, visión y estructura organizativa; adicionalmente presenta los estudios previos a la investigación y las bases teóricas que sustentan a la investigación.

El Capítulo III describe la metodología empleada, indicando diseño y tipo de investigación, la técnica de recolección de datos, instrumentos utilizados y fases de la investigación.

El Capítulo IV se efectúa una descripción de la situación actual, la cual comprende el diagnóstico de las mediciones actuales suministrada por los software de los relés que controlan los reconectadores, así como la información de los equipos fundamentales en el cálculo como son los transformadores de las SS/EE y los relés que controlan los reconectadores.

CapítuloV consiste en el cálculo de las protecciones de los circuitos, también la tabulación de los resultados incluyendo las respectivas graficas que comparan los resultados y la confiabilidad de las protecciones de los relés del circuito primario del transformador, así como de los relés derivados que protegen los circuitos (coordinación aguas arriba y aguas abajo). Por último se mostrar analgunas imágenes de la implementación y manejo del software de los relés. Todo lo antes mencionado

37

referido a la SS/EE de Cumboto.

Capítulo VI consiste en el cálculo de las protecciones de los circuitos, también la tabulación de los resultados incluyendo las respectivas graficas que comparan los resultados y la confiabilidad de las protecciones de los relés del circuito primario del transformador, así como los relés derivados que protegen los circuitos (coordinación aguas arriba y aguas abajo). Por último se mostraran algunas imágenes de la implementación y manejo del software de los relés. Todo lo antes mensionado referido a la SS/EE de Cata.

Capítulo VII consiste en el cálculo de las protecciones de los circuitos, también la tabulación de los resultados incluyendo las respectivas graficas que comparan los resultados y la confiabilidad de las protecciones de los relés del circuito primario del transformador, así como de los relés derivados que protegen los circuitos (coordinación aguas arriba y aguas abajo). Por último se mostraran algunas imágenes de la implementación y manejo del software de los relés. Todo lo antes mencionado referido a la SS/EE de Independencia.

El Capítulo VIII aquí se mostrara los aportes del pasante. Como se implementó la base de datos digital que tendrá como principal función permitir un control de los equipos que entran y salen del laboratorio, historial de pruebas ubicación y funcionabilidad actual etc. Todo esto proporcionará la opción de determinar cuáles son las zonas más afectadas por fallas, los equipos que más fallan y esto a su vez permitirá hacer un estudio de las medidas que se deben tomar para mejorar el servicio y la vida útil del equipo. Capitulo IX se especifican las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó en esta investigación.

38

Finalmente se establecen los anexos correspondientes, en donde se coloca en forma resumida los criterios empleados para el cálculo de cortocircuito, específicamente el diagrama unifilar simplificado y las tablas de datos del circuito utilizado. Las ecuaciones estandarizadas según la normas ANSI y IEC suministradas por el fabricante de los relés para el cálculo de los puntos de las curvas y vistas de las implementaciones en el software TELUS y software PANACEA.

CAPITULO I EL PROBLEMA

1.1

Antecedente del problema.

39

La necesidad actual de la mejora del servicio de suministro eléctrico, así como el remplazo de equipos que intervienen en los procesos eléctricos en alta, mediana y baja tensión por otros equiposmásmodernos que ofrezcan una mayor variedad de ventajas debido al constante progreso tecnológico, han ido ligada al crecimiento de la sociedad y de la población A medida que crecen las ciudades, las urbanizaciones barriadas y pueblos, ocurrenmás demandas sociales como;

el crecimiento

empresarial, mayores consumosdomésticos entre otros, y estas demandas sociales traen como consecuencia un mayor grado de exigencia al sistema eléctrico. Esto no ha sido la excepción en la región costera específicamente la zona de Ocumare, Cata y Cumboto, ellas cuentan con tres subestaciones no atendidas que se clasifican en subestación de Cumboto, que a su vez, alimenta dos circuitos; pueblo de Cumboto y Turiamo; la subestación Cata que alimenta Pueblo de Cata y Bahía de Cata y la subestación Independencia que alimenta a los circuitos Playón Comando y Pueblo de Ocumare. El crecimiento de estas poblaciones y el mayor consumo ha llevado a la empresa eléctrica CORPOELEC ha hacer mejoras en las Subestaciones haciendo cambios importantes como pasar de relés hidráulicos a relés digitales, los cuales trabajan en conjunto con reconectadores más modernos. Los relés digitales también ofrecen una mayor confiabilidad en las protecciones de los circuitos y una acción más rápida y automatizada a la hora del control de fallas. Estos equipos son más exactos, más precisos y permiten al operario tener un control de eventos que son registrados y almacenados permitiendo obtener una constante información del comportamiento de la carga del circuito. Durante los últimos tiempos en la región se han presentado una serie de fallas que dejan a la comunidad sin servicio eléctrico, lo cual conlleva al estudio de la causa de estos eventos

Como se dijo anteriormente la mejora tecnológicas hechas en las subestaciones mencionadas, han sido producto de la buena estrategia realizada por CORPOELEC estado Aragua región 4,específicamenteel laboratorio de prueba de mantenimiento especializado(LAPRE) que desde junio del 2008 se ha encargado

40

entre unas de sus tantas funciones de instalar reconectadores, programar e instalar sus respectivos relés para los eventos originadas por fallas. Y efectuar cambios de transformadores transformadores para la mejora de los circuitos.

1.2 Planteamiento del Problema

En la actualidad las subestaciones no atendidas de la región costera de Aragua en particular SS/EE Cumboto, SS/EE Cata y SS/EE Independencia, cuentan con unos de los mejores equipos de protección para los circuitos, entre estos equipos encontramos los relés PANACEA y NOJA POWERS, que controlan los reconectadores GVR y reconectadores OSM, equipos que presentan una diversidad de funciones que deberían brindar un mejor servicio a la comunidad costera.

En los últimos meses se ha estado presentando con continuidad la interrupción del suministro eléctrico de los circuitos derivados de las SS/EE con la irregularidad de que al detectarse una falla en uno de los circuitos derivados de la SS/EE aguas abajo se activa el relé principal aguas arriba despejando todos los circuitos derivados que pueden estar funcionando independientemente de la falla en uno de ellos, mostrándose con esto falta de selectividad en los sistemas de protección.

Debido a esto, se presenta la necesidad de hacer los análisis de fallas, estudios de cortocircuito, cálculoy estudio de la coordinación de protecciones eléctricas que sea necesarios para mejorar el funcionamiento en el despeje de fallas de los circuitos de las SS/EE y así ofrecer un mejor servicio a la comunidad afectada.

Ante estos planteamientos, se hace necesaria una evaluación de los consumos de carga de las comunidades afectadas y realizar los cambios necesarios en la configuración de la coordinación de protecciones para así ofrecer una solución a la falta de selectividad en el sistema.

41

A través de estos estudios, será posible disminuir la apertura innecesaria del Reconectador que se encuentra aguas arriba y que saca a todo el circuito de funcionamiento, para de esta manera ofrecer un servicio continuo, así como asegurar un mejor aprovechamiento de la operatividad de los equipos (reconectadores y relés) y ofrecerles un mayor tiempo de uso y de vida recordando por ejemplo que los reconectados vienen diseñados para una cierta cantidad de maniobras.

La empresa CORPOELEC cuenta con el privilegio de que en el Laboratorio de Prueba y mantenimiento especializado se pueden manipular los diversos software de los distintos relés antes mencionados, así como con equipos que permiten simular fallas a los dispositivos, todo esto nos permitirá mediante el cálculo, la graficación y la programación en los relés, ofrecer una mejor propuesta para la coordinación de protecciones de la SS/EE no atendidas de la costa.

Por eso durante el desarrollo de esta investigación se estarán suministrando imágenes de la manipulación en los diversos software para la configuración de los distintos relés.

Cabe acotar como aspecto secundario que día a día se van haciendo mejorasen las SS/EE no atendidas en general en la región de Aragua debido a laadquisición de nuevos equipos. Todos estos equipos necesitan un control de datos, de ubicación, de fallas, análisis de funcionamiento,etc. Por lo anterior mencionado es necesario crear una base de datos que permita tener un control de los equipos que operan en estas instalaciones, por lo cual en esta investigación como aporte se desarrollara y se implementarala base de datos.

1.3 Justificación

Debido al crecimiento de la población en la región costera de Aragua con lo

42

cual ha aumentado la demanda de energía eléctrica, CORPOELEC se ha visto en la necesidad de hacer inversiones en equipos que ofrezcan el mejoramiento de las protecciones de los circuitos principales y derivados de las SS/EE no atendidas que controlan el suministro eléctrico en las distintas localidades antes mencionadas. Esto ha consistido en la compra de equipos como relés electrónicos asociados a reconectadores que son controlados por ellos. Si los elementos de medición del Reconectador detectan una falla en el circuito al que esta acoplado esta se registra en el relé y automáticamente este efectuara una serie de maniobras predeterminadas de reinstalación después de cierto tiempo,a pesar de esta operatividad de los equipos el sistema ha estado presentado fallas constantes. La población de la costa específicamente Ocumare y sus cercanías han sido afectadas por la falta de selectividad de los equipos. La investigación consistirá en mejorar y evitar estas fallas constantes ofreciendo un mejor ajuste o configuración de protecciones que permita obtener un mejor provecho de los equipos adaptados para de esta manera, ofrecer un mejor servicio a la colectividad afectada

El estudio de cortocircuito y de protecciones eléctricas dejara una base para el ajuste y configuración de los relés de

las demás SS/EE no atendidas. Esta

información además dejara claro los criterios que se deben tomar para obtener un mejor funcionamiento de los equipos

Al desarrollar esta investigación con las mejoras de las coordinaciones de las protecciones eléctricas se busca ofrecer una mayor selectividad a la hora de sacar un circuito de funcionamiento y de esta manera, reducir los cortes de suministro de energía la comunidad de Ocumare y pueblos adyacentes y así brindar una mejor calidad de servicio y mayor aprovechamiento de la energía eléctrica apoyando a su crecimiento económico y social

1.4 Objetivos de la Investigación

43

Objetivo General

Coordinar el sistema de protecciones de las SS/EE no atendidas de la costa de Aragua (Cumboto, Cata e Independencia) bajo sus condiciones operativas.

Objetivos Específicos

1. Analizar los datos recopilados por los relés electrónicos. 2. Realizar los cálculos de cortocircuito y coordinación de protecciones a los circuitos. 3. Implementar los ajustes y configuraciones de los relés electrónicos en las SS/EE involucradas en el Estado. 4. Desarrollar una base de datos que permita tener un control de los principales equipos que operan en las SS/EE no atendidas y que están bajo la supervisión de LAPRE CORPOELEC.

1.5

Alcance

Una de las características más importantes en las SS/EE no atendidas de la costa de Aragua en específico la región de Ocumare y pueblos a sus alrededores son los equipos de protección. Los reconectadores controlados por relés electrónicos tienen un gran número de funciones que deberían permitir realizar un mejor trabajo a la hora de detectar fallas. Por lo antes mencionado se necesita un amplio conocimiento en el manejo de estos equipos ya que los relés cuentan con un software en el cual se edita la configuración que se desea para las protecciones de las distintas fallas que se presenten tanto en el circuito aguas arriba, como en el circuito aguas abajo de la subestación. Esto trae como consecuencia que se necesite manejar una amplia información de la manipulación tanto del software como de los conceptos de

44

protecciones en sistemas de potencias.

Para obtener esta información, se necesitara hacer un estudio de los relés y los reconectadores que operan en dichas SS/EE. Enfocándonos en el manejo del software de los relés el tipo de fallas que detectan y las acciones que toman en el momento que se presentan estas fallas. Otro estudio seria el análisis de cortocircuito del diagrama unifilar de la subestación que servirá de apoyo con la corriente nominal de los circuitos involucrados y otras condiciones de los equipos como por ejemplo el transformador de corriente de los reconectadores; para hacer el

cálculo de las

protecciones y así ofrecer el ajuste más conveniente para eliminar la interrupción total y constante de todo la Subestación.

La investigación abarco el cálculo de cortocircuito de las SS/EE no atendidas de las zonas antes mencionadas el cálculo de las protecciones por sobrecorriente, corriente fría y falla entre fases y a tierra.

La implementación de los ajustes y configuraciones de los relés se llevara a cabo en el estado Aragua específicamente en la SS/EE no atendidas de Cumboto, Cata e Independencia.

La investigación tendrá como fin crear un ajuste y configuración de protecciones en el relé del circuito Aguas arriba en conjunto con los relés aguas abajo, específicamente para evitar la apertura constante del relé aguas arriba que entre sus funciona actúa como un respaldo a los relés aguas abajo. La coordinación de protecciones tendrá como característica más importante la selectividad de apertura de los reconectadores evitando la interrupción constante de todo el sistema y la inhabilitación del circuito aguas arriba que a pesar de ser un respaldo tiene como función principal proteger el transformador de la SS/EE. Además evitando la salida del relé principal también evitamos que salgan circuitos que no están involucrados con las fallas y por los circuitos ser transferibles se puede mantener el suministro de

45

energía constante a la comunidad afectada mientras se solucione cualquier percance. Para realizar el informe por ello se tomara como dato de partida las fallas hasta la fecha y los datos estadísticos que suministra el relé para tener como punto de partida las corrientes medida por ellos en este periodo.

Al final los ajustes y configuraciones quedaran a disposición de LAPRE con la propósito de que ellos puedanseguir analizando y haciendo mejoras al suministro del servicio a la región en estudio, además también tener como base para el cálculo de otros circuitos semejantes o subestaciones de mediana capacidad como las estudiadas en este trabajo.

1.6

Limitaciones

Entre las principales limitaciones se encontró la distancia de la región central a la costa contando con pocos datos de corrientes del circuito. Así como el tiempo necesario para observar y comprobar la fiabilidad de las protecciones calculadas a pesar de quedar operativas.

CAPITULO II

MARCO TEORICO

46

2.1 Reseña Histórica de CORPOELEC

Como todos los pueblos del mundo, a los que convocó el siglo de las luces, Maracay vivió las etapas progresivas del Alumbrado Público: el vegetal, el animal y el mineral. Maracay llegó a alumbrase con candilejos de aceite de coco, farolillos de velas de cebo, bujías estáticas, manteca de ballena o de cerdo, mecheros de kerosén, faroles de gas y lámparas de carburo. No obstante, el cambio implacable que imponen los tiempos y la tecnología generaron una transformación profunda en los senderos de Aragua.

En el año de 1.912, durante las ferias de Maracay, el historiador venezolano José Gil Fortoul, para ese entonces en Ministro de instrucción pública del régimen del General Juan Vicente Gómez, anuncio la bendición desde la recién inaugurada Planta Eléctrica del Castaño donde el agua abundante y bulliciosa bajó desde la montaña por el pintoresco Valle del Castaño transformada en fuerza y luz para Maracay.

Durante la época Gomera en 1920, la electrificación de los valle de Aragua se realizaba mediante una planta de generación llamada Electricidad de Maracay, la misma

suministraba

un nivel

de voltaje de cuatro kilovatios (4 KV) a una

moderada población de techos rojos de la ciudad de Maracay, entre esta al Lactuario Maracay que para aquel entonces estaba ubicado al lado de la Electricidad de Maracay, la cual funcionaba en el actual edificio sede principal de la Electricidad del Centro (ELECENTRO) conservando este la misma arquitectura de la época.

En 1947, la Electricidad de Maracay pasa a formar parte de la corporación Venezolana de Fomento (CVF) y la población rural emigra a las ciudades, entre ellas a Maracay, atraídas por el desarrollo industrial y comercial. Con el derrocamiento del General Marcos Pérez Jiménez en el año 1958 y éxodo de la población hacía la zona central del país la demanda de energía eléctrica tomó un repunte considerable.

47

Los sistemas eléctricos de distribución en Venezuela comienzan a tener auge con la creación del complejo hidroeléctrico Raúl Leoni, conjuntamente con la puesta en marcha de la

compañía Anónima de Administración y fomento Eléctrico

(CADAFE), la cual entra en vigencia en el año de 1959; empresa encargada de transmitir, distribuir y comercializar el servicio eléctrico a más del noventa por ciento del territorio nacional.

Los sistemas de distribución venezolanos comienzan a experimentar una variación fija en el nivel de voltaje, el cual cambia de cuatro kilovatios (4 KV) a trece punto ocho kilovatios (13,8 KV), e igualmente una variación de frecuencia la cual pasa de cincuenta kiloherz (50 KHZ) a sesenta kiloherz (60 KHZ) debido a que los equipos de transmisión, distribución, protección y medición adquiridos por la empresa

CADAFE

estaban

sujetos

a

las

normativas

del

American

NationalStandardsInstitute (ANSI) conjuntamente con el instituto de Ingeniería eléctrica y electrónica (IEEE) organizados en Norteamérica en el año 1919, ambas con normalización y coordinación de sus actividades legales por la organización de naciones Unidas (ONU) en el año 1947.

Las políticas de descentralización del Gobierno Venezolano del año 1991 llevaron a la división y creación de CADAFE y sus empresas filiales con la cual, se crea la empresa Electricidad del Centro (ELECENTRO), la misma es la encargada del suministro eléctrico de la región de Aragua, Miranda, Guárico y Apure y Amazonas.

Actualmente la empresa ELECENTRO, tiene bajo su dominio treinta (30) subestaciones de transmisiónó distribución con niveles de voltajes comprendidos de 34,5 KV y 13,8 KV las cuales dentro de su clasificación según el diseño y operación están ligadas directamente con los esquemas de protección para el resguardo de la continuidad, confiabilidad y seguridad del suministro eléctrico que estas ofrezcan.

48

Ha sido creciente necesidad de optimizar el suministro eléctrico de la empresa ELECENTRO sujeto a los avances de la tecnología para mejorar los esquemas de distribución y protección los cuales datan desde el año 1960, pues los mismos deben adaptarse a una automatización a la par con la tecnología de avanzada.

2.1.1Estructura Organizativa

Figura2.1

Estructura Organizativa de la Junta Directiva de CADAFE

CORPOELEC. Tomado de la Resolución de la Junta Directiva. (2008).

JUNTA DIRECTIVA Contraloría

PRESIDENCIA

Gerencia de Seguridad y Prevención

Gerencia de ConsultoríaJurídica

Gerencia de AsuntosPúblicos

Gerencia de RecursosHumanos

DirecciónTécnica

Coordinación de Captación y Desarrllo Gerencia de Informática y Telecomunicaciones

Gerencia de Logística

Gerencia de Planificación

Gerencia de Desarrollo

DirecciónComercial

Dirección de Operaciones

Gerencia de

Gerencia de

Coordinación de

Coordinación de Bienestar Social

Coordinación de Nomina , Registro y Control

Coordinación y Seguridad Industrial

Gerencia de

Gerencia de

Dirección de Finanzas

Gerencia de

49

Figura 2.2

Estructura Organizativa de CADAFE CORPOELEC Región 4.

Tomado de la Resolución de la Junta Directiva. (2008).

2.1.2 Misión de CADAFE CORPOELEC Región 4

Proveer a la comunidad un servicio de suministro de energía eléctrica confiable, orientado hacia la excelencia, que impulse el desarrollo integral de la región, ofreciendo óptima atención con personal altamente capacitado y motivado para alcanzar una rentabilidad apropiada mejorando continuamente los procesos administrativos y técnicos.

2.1.3 Visión de CADAFE CORPOELEC Región 4

Alcanzar posiciones de liderazgo dentro del sector eléctrico nacional. 2.2Antecedentes de la Investigación

Correspondió al análisis de diversos estudios que guardaron relación con el tema en cuestión, entre los cuales se destacan:

50

Sorrentino E. (1998) Quien se refirió al diseño de un dispositivo de protección, control y adquisición de datos para reconectadores y seccionadores automáticos de distribución. Su objetivo, fue diseñar un dispositivo, basado en microprocesadores, desarrollado para comandar reconectadores y seccionadores automáticos de distribución controlados por voltaje para medir todos los parámetros de la red donde estos dispositivos estén conectados, las señalizaciones y sincronismo de la falla además de realizar funciones de protección y enlaces comunicacionales a los centros locales de distribución.

Por consiguiente, este estudio realizado para la Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela aplicado a larevisióndiagnóstico y coordinación de protecciones en las sub-estaciones no atendidas referente a los circuitos de la costa en CADAFECORPOELEC región 4 específicamente en Aragua que conlleven a la mejora de la calidad de servicios perfectamente adaptable como basamento teórico para el desarrollo de la propuesta planteada.

Carrillo J (2010) Quien se refirió a la coordinación de protecciones en los circuitos de interconexión entre las plantas de TURBOVEN y filiales del Sistema eléctrico Nacional. Su objetivo principal, fue Coordinar el sistema de protecciones de TURBOVEN y CORPOELEC, bajo condiciones de interconexión con diferentes esquemas de operación

Por consiguiente, este estudio realizado para la UNEFA, Maracay, Venezuela aplicado a la revisión diagnóstico y coordinación de protecciones en las subestaciones no atendidas referente a los circuitos de la costa en CADAFECORPOELEC región 4 específicamente en Aragua que conlleven a la mejora de la calidad de servicio es perfectamente adaptable como basamento teórico para el desarrollo de la propuesta planteada

2.3 Base Teóricas.

51

2.3.1 Sub estaciones no atendidas En este tipo de control, la presencia de personal en la subestaciones es mínima, solo ocurre en caso de mantenimiento o cuando en el sistema de control remoto sucede alguna falla. En las subestaciones no atendidas el equipo de control ya no se encuentra centralizado en un edificio, este se halla distribuido por lo general en dos grupos ubicados en el patio de la subestación, en un lugar cercano a los equipos a controlar. La distribución de los elementos de control, se puede realizar ubicando casetas en el patio de la subestación en las cuales se instalan los transductores, medidores y los relés y en el edificio de control alojar el control remoto, los equipo de control e instrumentación y un tablero mínimo que funciona como equipo de respaldo, a los cuales llegan las señales necesarias de la subestación. Otro tipo de distribución de los elementos de control que se puede realizar en las subestaciones no atendidas, es no contar con un edificio de control, a cambio en cada caseta se tendrá un tablero mímico, el equipo de comunicación y el control remoto; una de las casetas cuenta con un control remoto más sofisticado que los demás, el cual recolecta los datos de todos, los sincroniza y envía la información remotamente. Con este tipo de distribución, en caso de falla en el sistema de control el operador no cuenta con un panorama de la subestación lo que complica la operación manual. [18]

2.3.2 Equipos Protectores contra Sobrecorriente

El equipo más simple de protección contra sobrecorriente es el fusible. El elemento fusible más usado está hecho de una aleación metálica que se funde por calor causado por la corriente que pasa a través del elemento cuando excede algún

52

valor mínimo determinado por el valor nominal de ese elemento en particular. Circuitos aéreos de distribución son protegidos normalmente por corta-corriente de tipo abierto que usan láminas fusibles.

Cada vez que una sobrecorriente pasa a través del fusible, por un cierto tiempo mínimo, el elemento se funde y abre permanentemente el circuito. Así el fusible es un equipo de un solo uso, que no tiene posibilidad de recierre. Esto puede ser causa de interrupción en fallas temporales ocasionando pérdidas de servicio, de dinero y de horas – hombres, necesarias para reemplazar el fusible.

2.3.3 Disyuntores Pueden ser equipados con controles que permiten recierres automáticos al ocurrir una falla. Pero los disyuntores son usados normalmente para proteger el sistema contra corrientes de falla de alta magnitud en o cerca de la sub-estación. Además, recierre por disyuntores pueden ser causa de perturbaciones indeseables en el sistema total de distribución. 2.3.4 Los Reconectadores

Automáticos son similares a los disyuntores en su función básica de detectar e interrumpir las fallas. Los reconectadores se diferencian, al ser diseñados para interrumpir las fallas, muchas veces antes de necesitar mantenimiento, son usados generalmente en la línea de distribución o en sub-estaciones pequeñas y la mayoría de ellos tienen su propio control integral sin requerir señal ni potencia externa. El reconectador detecta el valor de la corriente en la línea y abre sus contactos cuando esa corriente excede un valor mínimo determinado por el control del reconectador. Después de un lapso pre-determinado de tiempo, los contactos cierran de nuevo para evaluar el valor de la corriente. Si la corriente todavía excede el valor mínimo de disparo, sus contactos vuelven a abrir.

53

Este proceso continúa hasta que la falla temporal cesa, o hasta que el reconectador abre permanentemente sus contactos (LOCK OUT) después de un predeterminado número de operaciones si la falla es permanente. Si el reconectador no abre (falla temporal), él automáticamente vuelve a su posición original y queda listo para una secuencia completa de operaciones para una nueva falla.

Así puede verse, que un reconectador evita pérdidas, interrupciones innecesarias y horas – hombres al discriminar entre fallas temporales y permanentes.

2.3.5 Reconectador GVR. [1]

2.3.5.1 Definición y características

Es un equipo de alta tecnología que se caracteriza por lo siguiente:

1. Puede operar como reconectador o seccionador.

2. Libre de mantenimiento por un período de diez 10 años o 10.000 operaciones.

3. Seccionado por medio de un actuador magnético de diseño exclusivo y controlado por un relé POLAR o PANACEA con microprocesadores.

4. Bushings a prueba de vandalismo, construidos en goma de EPDM, con una distancia de fuga de 800 mm para 27 KV y vástagos de cobre o aluminio. 5. Botellas de vacío para interrupción de la corriente, inmersas en una atmósfera de SF6 a una presión de servicio de cero punto (0,3) bar. Tal como se presenta en la figura uno.

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Figura 2.3. Sección interna del reconectador GVR.

Fuente: El Autor, 2002

2.3.5.2 Confiabilidad Todos los componentes que conforman al GVR se diseñaron para obtener un máximo de confiabilidad y un mínimo mantenimiento.

El reconectador utiliza botellas de vacío para interrumpir las corrientes, las mismas están inmersas en un ambiente de gas SF6 de tal forma, que al combinar la alta confiabilidad de la interrupción en vacío con el ambiente controlado, y la alta rigidez eléctrica del SF6, se obtiene una unidad compacta y libre de mantenimiento. El gas SF6 se utiliza solamente como aislamiento, por lo tanto, no existen peligros para la salud debido a subproductos tóxicos que pudiesen originarse por arcos

55

eléctricos. La vida eléctrica excede ampliamente los requerimientos de la Norma ANSI.

El actuador magnético proporciona un funcionamiento consistente y una reducción considerable en el número de partes móviles. Los materiales y su acabado han sido cuidadosamente seleccionados y preparados para su confiabilidad, desde los aisladores pasantes (bushing) en EPDM, los cuales se han probado efectivamente para “tracking” y erosión de acuerdo con la norma IEC 1109, hasta los imanes permanentes de aleación de Neodimio/hierro/boro. Empacaduras de goma (“O” rings) se usan para sellar de una manera controlada y confiable todas las juntas para altas y bajas temperaturas. Rigurosas pruebas de rutina a las unidades completas, incluyendo puestas en marcha y ciclos térmicos, al igual que, en cada relé POLARR.

El relé POLARR

posee un sistema de

autodiagnóstico, así como un chequeo de las características de apertura y cierre del reconectador, vida útil de los contactos de las botellas de vacío y de las baterías. La empacadura de goma está ubicada en la parte lateral del tanque del GVR.

2.3.5.3 El interruptor:

2.3.5.3.1 La Carcaza

Está construida con aluminio LM6 y una base en forma de plato de una resina moldeada. Se asegura a la carcasa con tornillos de acero inoxidable, incorporando empacaduras de goma (“O” rings). La ménsula para fijar el reconectador al poste es de acero galvanizado en acabado natural. Los aisladores (“bushings”) de goma EPDM tienen incorporados transformadores de corriente y los vástagos pueden ser de cobre o aluminio. Un conector a prueba de

56

vandalismo y de intemperie normalizado IP68 del tipo tapón y enchufe (plug& socket) conecta el conductor umbilical de control a la carcasa del reconectador.

2.3.5.3.2 Conjunto del Interruptor

Es una pieza aislante moldeada, soportada a las tres botellas de vacío y al mecanismo del actuador magnético. El accionamiento de los contactos se realiza mediante un brazo impulsador aislado. Posee un indicador mecánico a banderilla On/Off visible a través de una ventanilla en la placa base de la carcasa. Se puede abrir manualmente y bloquear el cierre del reconectador al usar una pértiga que actúe sobre la palanca de control externa (opcional) ubicada en la base.

2.3.5.3.3 Actuador magnético

El actuador magnético es un mecanismo simple basado en un émbolo solenoide que se mantiene en la posición “abierto” o “cerrado” por medio de un imán permanente. Esto hace al reconectador en su conjunto libre de mantenimiento. El actuador magnético se alimenta desde una batería de litio, ubicada en el gabinete de control.

El GVR no depende en su funcionamiento del suministro de alta tensión para realizar maniobras de apertura o cierre, esto es particularmente importante cuando se cierra sobre un circuito fallado. Esta dependencia permite que el flujo de energía pueda circular en cualquier dirección, lo que hace apropiado su uso en esquemas de redes malladas y además, facilita las pruebas de GVR. El actuador magnético desarrollado por WHIPP & BOURNE utiliza en el circuito de apertura y cierre una bobina de solenoide simple en lugar de dos.

El solenoide se energiza en una dirección para cerrar los contactos del GVR y para la apertura, en la dirección opuesta a fin de contrarrestar a la fuerza magnética

57

de cierre y destrabar al actuador magnético, como en el caso de cualquier bobina de disparo en derivación.

Una vez que el actuador está destrabado, la apertura se completa mediante la energía almacenada por la presión de los contactos y en los resortes de apertura, haciéndola completamente independiente de la corriente que circula por la bobina del actuador.

Cierre. El diseño biestable del actuador, asegura que el émbolo esté retenido en la posición “abierto” hasta que la corriente del solenoide aumente sobre el nivel requerido para garantizar el cierre. Una vez superada la fuerza de retención, el interruptor cierra sus contactos debido a la energía almacenada en el solenoide y los imanes permanentes.

Apertura. La energía acumulada durante el recorrido del cierre provee toda la fuerza necesaria para la apertura de los contactos, por lo tanto, esta operación resulta independiente del suministro de energía durante una apertura eléctrica o del operador durante una apertura manual. La corriente necesaria para abrir los contactos es aproximadamente 1/6 de la requerida para cerrarlos y la energía es aproximadamente 1/30. El reconectado es de disparo libre (siempre abre).

2.3.6 Reconectadores OSM EN 15Kv Serie 200 [2]

Es un equipo de alta tecnología que se caracteriza por lo siguiente

2.3.6.1 Especificación Técnica •

Rango de Voltaje

•

Rango de Corriente Nominal

15.5 kV

27 kV

630 A

630 A

58

•

Corriente de Falla (RMS)

•

Corriente de Falla (Peak)

40 kA

31.5 kA

•

Nivel BIL

110 kV

125 kV

•

Voltaje soportado a frecuencia de red

•

Operaciones a Corrientes nominal

•

Operaciones a corriente de falla

•

Temperatura de Operación

•

Ciclo de trabajo:

O-0.1 -CO-1 -CO-1 -CO

•

Peso:

85 kg

16 kA

50 kV 30.000 200

12.5 kA

60 kV 30.000 200

- 40ºC +55ºC

2.3.6.2 Características de Operación •

Reconectador Trifásico

•

Interrupción de Corriente de Carga y Falla: Vacío

•

Medio de Aislación: Dieléctrico Sólido

•

Operaciones de Apertura y Cierre: Actuador Magnético de Bajo Voltaje.

•

Capacidad de Medición de Corriente en cada fase y Corriente Residual (Sensores Rogowski)

•

Capacidad de Medición de Voltaje en cada terminal (Sensores Capacitivos).

Figura 2.4 Vista transversal del reconectador OSM

59

Fuente manual del fabricante Noja y reconectador OSM

Figura 2.5 Vista Interna 3D del Reconectador

60


Figura 2.6

Reconectador OSM27

61


2.3.6.3 Sensores de Corriente y Voltaje [2] •

Sensores incluidos como estándar 6 de Corriente y 6 de voltaje.

•

Usados para Medición y Protección.

•

Sensores ubicados al interior del tanque.

62

•

Sensores Rogowski usados para medición de Corriente

•

Sensores de voltaje hechos de goma metalizada

•

Cada Sensor es calibrado individualmente.

2.3.6.4 Sensores Rogowski [2] •

Sensores Rogowski ofrecen las siguientes transformadores de corriente:

ventajas sobre los tradicionales

– No se saturan a altos niveles de Corriente – No son influenciados por la histéresis – No son influenciados por componente DC – No generan voltaje peligroso cuando quedan en circuito abierto – Manor peso

2.3.6.5 Resumen de Características [2] •

Diseño simple, y confiable para una vida útil prolongada

•

Utiliza vacío como medio de interrupción

•

No utiliza aceite/gas para la aislación. Dieléctrico sólido con contención del Arco de Falla.

•

No contiene componentes electrónicos activos en el tanque

•

30000 operaciones mecánicas a corriente nominal

•

Sensores de corriente y voltaje (6) como estándar

•

ALTA CONFIABILIDAD probada en terreno.

63

2.3.7 Los seccionalizadores Son más fáciles de coordinar y más económicos que los reconectadores. Los siempre se usan en serie con un reconectador o disyuntor con recierre automático.

Un seccionalizadordetecta el valor de la corriente en la línea y cuenta el número de veces que el reconectador protegido interrumpe una falla. Después de un número predeterminado de interrupciones del reconectador, y un número correspondiente, contado por el seccionador; el seccionador abre sus contactos permanentemente si el seccionador no llega a abrirse, él también se repone, igual al reconectador.

Los seccionalizadoresno pueden interrumpir corriente de falla. Ellos pueden interrumpir cargas dentro de su valor nominal y pueden ser usados como interruptores rompecarga.

2.3.8 Coordinación Reconectador – Seccionalizador

La coordinación de un reconectador y Seccionalizadoren serie, será explicada usando dos equipos disponibles en el mercado. En esta forma, las características específicas de estos aparatos pueden ser usados para ilustrar el proceso de coordinación.

2.3.9 Seccionalizadores GN3E El Seccionalizador “GN3E” es trifásico, de un solo tanque con control electrónico propio, usándose el aceite como aislante y para interrumpir corriente de carga. El Seccionalizador está equipado también con detección de falla a tierra.

64

El seccionalizadores para 15,5 KV máxima tensión, 200 amperios permanentes, 440 amperios rms simétricos de capacidad de interrupción y 9000 amperios asimétricos momentáneos. La corriente mínima de fase de actuación es disponible desde 16 a 320 amperios y la corriente mínima de tierra es disponible desde tres punto cinco (3,5) a 320 amperios. Los seccionadores no tienen características tiempo corriente (TCC). El número de conteos antes de operar es ajustable a uno, dos ó tres.

2.3.10 Colocación de los Equipos

Los equipos deben usarse en puntos del sistema donde el voltaje, corriente máxima permanente y corriente máxima de falla, no excedan los valores nominales del equipo. Para el reconectador los límites son 15.5 KV máxima tensión 6000 amperios simétricos de corriente de falla, y 400 amperios de corriente de carga.

Para el seccionalizadorlos límites son 15.5hV máxima tensión 9000 amperios asimétricos de corriente de falla y 200 amperios de corriente de carga.

Después que las áreas de aplicación son definidas, se seleccionan puntos en el sistema donde los equipos son necesarios para proteger ordenadamente el sistema. Un reconectador puede ser usado como equipo protegido por más de un seccionador.

2.3.11 Reglas básicas de coordinación

1. La corriente mínima de actuación del seccionador debe ser ochenta por ciento de la corriente mínima de disparo del reconectador, para asegurar que el seccionador esté preparado para contar cualquier corriente que disparará el reconectador.

65

2. La detección de corriente de fase y la detección de las corrientes de tierra, deben ser coordinadas por separado.

3. El seccionador debe ser ajustado a por lo menos una operación menos que el reconectador para asegurar que la menor parte del sistema está sin energía al ocurrir la falla.

4. Los tiempos de apertura y cierre del reconectador deben ser coordinados con el tiempo de memoria del seccionador. El tiempo total de operación del reconectador, contado desde la primera operación de disparo hasta la operación de disparo que iguales el número de contajes del seccionador para abrir, no debe exceder el tiempo de memoria del seccionador. Esto asegura que el seccionador no olvide ninguna cuenta antes de abrir y así causar la apertura innecesaria del reconectador.

2.3.12 Análisis de Cortocircuito

Los estudios de corrientes de cortocircuitos son realizados para determinar la magnitud de las posibles corrientes que circularan por el sistema de potencia durante varios intervalos de tiempo después que la falla ocurre. Durante este tiempo los sistemas de protección deben interrumpir, detectar y aislar estas fallas. Estos se hacen para varios tipos de fallas (trifásicas, bifásicas, bifásicas a tierra y monofásicas) en diferentes localizaciones del sistema. Esta información es utilizada para seleccionar fusibles, interruptores y rangos de los switchgear. [13]

2.3.13 Análisis de Coordinación de Protecciones

El objetivo de un esquema de protecciones en un sistema de potencia es minimizar los riesgos para el personal y los equipos mientras que permite la menor cantidad de interrupciones del servicio. Los estudios de coordinación son requeridos para seleccionar o verificar las características de los dispositivos como fusibles,

66

interruptores y relés usados en la protección. Estos estudios también son necesarios para determinar los ajustes que los equipos de protección que proveerán un selectivo asilamiento de fallas. En una apropiada coordinación del sistema, una falla resulta en la apertura de una mínima cantidad de equipos necesarios para aislar porción fallada del sistema. La alimentación del resto de las cargas del sistema es mantenida. La meta se logra un óptimo balance entre los equipos de protección y el selectivo aislamiento de las fallas que es consistente con los requerimientos de operación de todo el sistema de potencia.

Cálculos de cortocircuito son un requisito previo para un estudio de coordinación. Los resultados de estos cálculos establecen un mínimo y un máximo nivel de corriente en la que la coordinación debe ser alcanzada y que ayuda en el ajuste y selección de los dispositivos para una adecuada protección. [13]

2.3.14 Falla

Es la condición que impide continuar la operación de uno o más componentes de un sistema y requiere la rápida acción de esquemas de protección para evitar el daño en los equipos. Una falla eléctrica generalmente implica una falla de aislamiento que se traduce en un cortocircuito o en una perdida en la continuidad del circuito que establece una condición de circuito abierto. [9]

Los principales tipos de fallas son los siguientes: [9]

a) Cortocircuitos 

Cortocircuito trifásico.



Cortocircuito trifásico a tierra.



Cortocircuito bifásico.



Cortocircuito bifásico a tierra.



Cortocircuito monofásico.

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b) Conductores Abiertos 

Una fase abierta



Dos fases abiertas

c) Fallas simultáneas. d) Fallas en devanados. e) Fallas evolutivas.

2.3.15 Cortocircuito

Según IEC un cortocircuito es toda conexión accidental o intencional, a través de una impedancia o resistencia relativamente baja, de dos o más puntos en un circuito, los cuales están normalmente a diferentes tensiones.

Las corrientes de cortocircuito están limitadas solo por la impedancia de los elementos del sistema entre las fuentes de energía y el punto de falla; habrá que incluir también la posible impedancia de “falla” en el punto de falla. [9]

Las corrientes de cortocircuito son normalmente altas, con la excepción de sistemas puestos a tierra a través de impedancias elevadas o en sistemas aislados. La magnitud de las corrientes de cortocircuito depende esencialmente de la configuración del sistema, del número de generadores conectados en el momento de la falla y del tipo de falla. Valores típicos de corrientes en el punto de falla están en un rango de 10 a 20 veces la corriente nominal del sistema en ese punto. [9]

Los efectos térmicos y mecánicos debido a las corrientes de cortocircuito pueden llegar a ser destructivos, por lo que conviene suprimir dichas corrientes lo más rápido posible.

68

De acuerdo a la duración de los cortocircuitos se pueden dividir en permanentes y transitorios; a estos últimos, cuando se repiten en intervalos cortos, se les llama intermitentes; es el caso por ejemplo de los originados por el balanceo de los conductores. [9] En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas por cortocircuito. Los cuales pueden serdivididos de acuerdo a la forma en que el evento tenga lugar, es decir, según el número de fases afectadas o que intervienen en él, dividiéndose: • Cortocircuito Trifásico: Se origina cuando los tres conductores de fases entren en contacto entre sí. •Cortocircuito Bifásico: Es causado cuando dos conductores de fases entren en contacto entre sí. • Cortocircuito Bifásico a Tierra: Tiene lugar cuando los conductores de dos fases distintas hacencontacto entre si y tierra. • Cortocircuito Línea a Tierra: Este cortocircuito es el más común, provocado cuando un conductorde fase energizado toca tierra. • Cortocircuito Trifásico a Tierra: La ocurrencia de este cortocircuito es remota pero posible, consisten que los conductores de las tres fases energizados realicen un contacto con tierra.

El cortocircuito de mayor frecuencia en los sistemas eléctricos es el Línea a Tierra. [10]

Consecuencias del cortocircuito: [9]

Las consecuencias de un cortocircuito se deben tanto a los efectos de la sobreintensidad como a los efectos de las caídas de tensión originados por este. Las consecuencias de estas sobrecorrientes son múltiples tales como:

69



Destrucción física del lugar y de los equipos involucrados.



Efectos electrodinámicos en barras, conductores y otros equipos del sistema.



Solicitación térmica en los equipos.



Caída de tensión que provoca en el resto del sistema una disminución de la capacidad de transferencia de potencia.



Interrupción del suministro de energía con el consiguiente perjuicio a ciertos tipos de consumidores.



Aumento peligroso de las tensiones de paso y toque.



Producción de perturbaciones electromagnéticas.

2.3.16 Sistemas de Protecciones

Son sistemas conformados por diversos equipos cuya finalidad es detectar fallas en los sistemas eléctricos de potencia para luego aislar el equipo o la parte del sistema que presento falla de forma rápida, confiable, eficiente y segura. Según la IEC 60255-20, se define como, una completa disposición de los equipos de protección y otros equipos necesarios para archivar una función específica basada en una protección principal.

Otra definición, seria, el conjunto de elementos y de sus circuitos de control asociados que se encuentran interconectados o dependientes entre sí, cuya función es proteger a un equipo o a un conjunto de equipos. Este conjunto de elementos operará bajo condiciones predeterminadas, usualmente anormales, desconectando un elemento del sistema de potencia o emitiendo una señal o ambas cosas.

Las protecciones eléctricas son los dispositivos que tienen como principal finalidad la de detectar condiciones anormales en la operación de un sistema eléctrico de potencia y tomar en forma automática las medidas que se requieran para restablecer la operación normal. En el caso de fallas en equipos eléctricos, la medida

70

será retirarlos del servicio y, en el caso de fallas en un sistema eléctrico, será necesario aislar el sector que produce la anormalidad. [16]

2.3.17 Objetivo de los Sistemas de Protección

El objetivo fundamental de los sistemas de protección es el de detectar la falla, localizar la falla y, retirar rápidamente del sistema la parte fallada, permitiendo que el resto del sistema continúe prestando un buen servicio. Los sistemas de protección modernos son, más que una protección a los sistemas de potencia, que una protección a los equipos; lógicamente que al mismo tiempo, se trata de proteger, fundamentalmente los equipos más costosos o más importantes del sistema de potencia. [14]

2.3.18 Funciones Fundamentales de los Sistemas de Protección

Para cumplir con su objetivo fundamental los sistemas de protección realizan diferentes funciones, orientadas a mantener la calidad y continuidad del servicio, algunas de ellas son: 

Retirar rápidamente del servicio cualquier elemento que afecte al sistema, como es el caso de un elemento en cortocircuito.



Accionar señales sonoras o luminosas cuando se presente una condición anormal que pueda afectar al sistema a objeto de que el personal de operaciones tome las medidas pertinentes como es el caso de la sobrecarga de un transformador.



Retirar del servicio los elementos o equipos en donde la condición anormal pueda poner en peligro al sistema o al mismo equipo, como es el caso de una sobrecarga mantenida en un transformador, es lógico que debe ser retirado antes de que pueda fallas por sobrecarga.



Impedir maniobras incorrectas que pueda cometer el personal de operaciones

71

y que puedan afectar al sistema de potencia, tal como una orden de sincronización sin cumplir las condiciones para ello. 

Seleccionar el sistema en el punto más adecuado frente a una pérdida de generación o frente a una pérdida de sincronismo.

Es imposible enumerar las funciones que debe realizar un sistema de protecciones, sin embargo puede decirse que, en general, debe realizar todas aquellas funciones tendientes a evitar que se afecte la calidad y continuidad del servicio y a mantener en su más alto grado de explotación y rentabilidad el sistema. [14]

2.3.19 Características de los Sistemas de Protección

Las características principales que debe presentar un sistema de protecciones son: [14] 

Sensibilidad: Poseer la suficiente sensibilidad para detectar las fallas que afectan al sistema.



Selectividad: Ser capaz de determinar la ubicación de la falla para retirarla del sistema.



Velocidad: Determinar con que velocidad debe despejar la falla y poseer la velocidad adecuada para ello.



Confiabilidad: Debe presentar la suficiente seguridad para garantizar que al ocurrir la falla, esta sea despejada.



Estabilidad: Debe ser lo suficientemente estable para no actuar innecesariamente y evitar retirar elementos sanos del sistema de potencia.

2.3.20 Zona de Protección

Cuando ocurre una falla en un sistema de potencia sus efectos se sienten en

72

muchas partes a la vez. Sería ilógico diseñar el sistema de protección para ordenar la apertura de todos los interruptores donde se detecten los efectos de la falla, lo ideal es que el despeje del cortocircuito ocurra abriendo el número mínimo de interruptores. Esto último se logra dividiendo el sistema de protección en porciones denominadas zonas de protección. Estas zonas de protección están definidas por la ubicación de los transformadores de corriente y por el tipo de relés utilizados.

Las zonas de protección se suelen definir alrededor de generadores, transformadores, barras y líneas de transmisión y distribución. Cuando ocurre una falla en una zona de protección determinada se ordena la apertura solamente de los interruptores que quedan dentro de la zona o que están controlados por ella. [11]

2.3.21 Protección Primaria

Las protecciones primarias son aquellas que tienen la responsabilidad de despejar la falla en primera instancia. Están definidas para desconectar el mínimo número de elementos necesarios para aislar la falla. [15]

Las protecciones primarias son la primera línea de defensa de un sistema fallado y opera primero para despejar la falla. Normalmente relés de alta velocidad son utilizados para estas aplicaciones. [7]

2.3.22 Protección de Respaldo [15]

Las protecciones de respaldo son aquellas que tienen la responsabilidad de despejar la falla en segunda instancia, es decir, solamente deben operar en el caso de que hayan fallado las protecciones primarias correspondientes. Por esta razón es muy importante independizar entre si las causas de fallo de la protección principal y de respaldo, de forma tal que nada que pueda producir el fallo de la protección principal

73

sea capaz también de provocar el fallo de la protección de respaldo. Usualmente esto se consigue empleando distintos elementos y circuitos de alimentación, control, entre otros., en uno y otro tipo de protección.

Las protecciones de respaldo deben operar con retardo en tiempo respecto a las principales con el fin de dejarles tiempo suficiente para que puedan actuar.

Se denomina protección de respaldo local a aquella que se ubica en la misma subestación que la protección primaria correspondiente. La duplicidad de elementos, como por ejemplo los transformadores de medida para protección que las alimentan, se hace imprescindible en algunos casos si se quiere conseguir independizar las causas de fallo en uno y otro tipo de protección. Cuando la protección de respaldo está instalada en una subestación contigua a la que contiene la protección principal recibe el nombre de protección de respaldo remoto. Las protecciones de respaldo remoto presentan la ventaja de separar, como consecuencia de su propia filosofía de instalación, las causas de fallo respecto a las protecciones primarias correspondientes. Sin embargo, presentan el inconveniente de que su actuación conduce siempre a la desconexión de un área de la red mayor que la estrictamente necesaria para aislar la falla. [15]

2.3.23 Equipos que conforman un Sistema de Protecciones

2.3.23.1 Transformadores de Corriente

Un transformador de corriente es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito al cual se le quiere medir la corriente, sobre el devanado secundario se conectan en serie los instrumentos relativos (por ejemplo un

74

amperímetro, un vatímetro, un medidor de energía, entre otros). La relación entre la corriente primaria y la corriente secundaria se le conoce como la relación de transformación del transformador de corriente (RTC). [17]

2.3.23.2 Transformadores de Potencial

El transformador de potencial es un transformador de tensión en el que el circuito primario se conecta en derivación (en paralelo) con el circuito del cual se desea conocer el voltaje. En el secundario, se conectan en paralelo los instrumentos correspondientes (por ejemplo un voltímetro, medidor de energía, relevadores etcétera). La relación entre la tensión primaria y la tensión secundaria se le conoce como la relación de transformación del transformador de potencial (RTP). [17]

2.3.23.3 Relés

Un relé es simplemente un elemento de vigilancia que recibe una o varias señales del sistema de potencia y que actúa dependiendo de la información recibida, abriendo o cerrando contactos, dando, generalmente, órdenes de apertura a uno o varios interruptores. [14]

2.3.23.4 Fusibles

Son dispositivos de protección eléctrica de una red que hacen las veces de un interruptor, siendo más baratos que estos. Se emplean en aquellas partes de una instalación eléctrica en que los relevadores y los interruptores no se justifican económicamente. Su función es la de interrumpir circuitos cuando se produce en ellos una sobrecorriente. [18]

2.3.23.5 Interruptores

75

Es un dispositivo destinado al cierre y apertura de la continuidad de un circuito eléctrico bajo carga, en condiciones normales, así como, y esta es su función principal, bajo condiciones de cortocircuito. Sirve para insertar o retirar de cualquier circuito energizado maquinas, líneas o cables. [18]

2.3.24 Relés

Los relés (o los equipos multifunción) son equipos que comparan permanentemente los valores de las magnitudes eléctricas de un circuito eléctrico (corriente, voltaje, frecuencia, etc.) con unos valores predeterminados (valores límite a partir de los cuáles se entiende que salen de los considerados como aceptables en nuestras instalaciones), y que generan automáticamente ordenes de acción, como generalmente es la apertura de un disyuntor para aislar el tramo en defecto, o activación de una alarma cuando se sobrepasan unos determinados valores prefijados. [19]

El relé de protección, que usualmente es denominado simplemente relé o protección, es el elementomás importante del equipo de protección. En sentido figurado puede decirse que desempeña lamisión de cerebro, ya que es el que recibe la información, la procesa, toma las decisiones y ordenala actuación en uno u otro sentido. [15]

2.3.24.1 Componentes y unidades de un relé

Un relé dependiendo de la función que requiera realizar, poseerá una estructura interna de componentes interconectados entre sí de una manera específica, estas configuraciones pueden variar dependiendo de: modelo, función, marca y tipo de tecnología empleada. [19]

76

Las funciones para la cual están diseñados, presentan una estructura similar internamente, estos ciertos elementos o unidades son como se describen a continuación [19]: 

Elementos de ajuste: Tienen como función la de poder dar diferentes niveles de operación y obtenercaracterísticas especiales de funcionamiento.



Elementos auxiliares: Son elementos internos del relé que se usan para adecuar las señales externas de modo de adaptarlas a la unidad de medida del relé. Por ejemplo, transformadores de corriente auxiliares, shunt para transformar una señal de corriente en voltaje.



Unidad de medida: Esta unidad es la que recibe en último término, la información acerca del equipo protegido, en la forma de corrientes y voltajes reducidos y determinando por comparación la existencia de una condición anormal.



Elementos de señalización y sello: Se agrupa aquí a los elementos internos del relé que permiten señalizar su operación y los que permiten aumentar la cantidad de potencia que puede manejar el relé (Contactos auxiliares).

2.3.24.2 Tipos de Relés [14]

En general, tomando como base su principio de operación, los relés que se emplean en la actualidad pueden agruparse en tres grandes grupos:  Relés de Atracción de Armadura: Son relés que utilizan principios de operación electromagnéticos, al igual que los contactores. El tiempo de operación de este tipo de relés es de tipo instantáneo o de acción inmediata; si se desea retardar la orden de disparo al interruptor se debe recurrir a un relé con retardo de tiempo.

77

 Relés De Inducción: Son relés que utilizan principios de operación de inducción, al igual que los motores. El tiempo de operación de estos es ajustable, modificando la distancia que debe recorrer el inducido para cerrar el contacto, además es de tiempo inverso, a mayor señal menor tiempo, ya que la velocidad del inducido depende de la magnitud del torque.  Relés Electrónicos: Son relés que utilizan elementos electrónicos en su operación, estos presentan la ventaja de que su característica de operación se puede modificar fácilmente, y por lo tanto, se pueden obtener tiempos instantáneos o retardados; e igualmente, se pueden obtener las características inversas que se deseen.

2.3.51 Protección por Sobrecorriente

Las protecciones de sobrecorriente son las más sencillas de todas las existentes. Su operación se basa en la función de sobrecorriente que consiste en la comparación del valor de la intensidad utilizada como dato de entrada a la protección con un valor de referencia. Este valor de referencia se establece en función de las condiciones que concurren en el punto en que se instala el relé, por lo que debe ser reajustado convenientemente si la configuración del sistema cambia. La protección opera cuando la intensidad de entrada supera el valor de la intensidad de referencia. Por esta razón, las protecciones de sobrecorriente solamente pueden ser utilizadas cuando la corriente que circula por el punto en que se instalan cumple la condición de que la máxima intensidad de carga, correspondiente a condiciones normales de operación del sistema, es menor que la mínima intensidad de falla. [15]

Los objetivos de una coordinación por sobrecorriente son determinar las características, rangos y ajustes de los dispositivos de protección por sobrecorriente para minimizar el daño en equipos y para interrumpir los cortocircuitos tan rápidamente como sea posible. Esos dispositivos son generalmente aplicados de

78

modo que sobre una falla o condición de sobrecarga, solo una mínima porción del sistema es interrumpido. Un estudio de coordinación por sobrecorriente es la comparación y selección de los tiempos de operación de los dispositivos de protección que alcancen los objetivos de protección del sistema bajo condiciones anormales. [7]

En función del tiempo de operación, las protecciones de sobrecorriente se clasifican en [15]:

a) Protecciones de sobrecorriente instantáneas (ANSI 50). b) Protecciones de sobrecorriente de tiempo diferido (ANSI 51): • De tiempo fijo. • De tiempo inverso. Las protecciones de sobrecorriente instantáneas son aquellas que operan de manera inmediata, esdecir, no introducen ningún tiempo intencionado de retraso en su operación desde el instante en que laintensidad de entrada sobrepasa el valor de referencia.

Las protecciones de sobrecorriente de tiempo diferido son aquellas que introducen un tiempointencionado de retraso en su operación. Cuando este tiempo es independiente del valor de laintensidad de entrada recibe el nombre de protección de sobrecorriente de tiempo fijo. Cuando el tiempo de retraso es función del valor de la intensidad de entrada se denominaprotecciones de tiempo inverso. En estos casos cuanto mayor es el valor de la intensidad menor es el tiempode retraso introducido y, por tanto, menor el tiempo que la protección tarda en operar.

La Figura 2.2 muestra las curvas características correspondientes a los distintos tipos de protecciones de sobrecorriente señalados. En ella puede apreciarse

79

como la característica correspondiente a lasprotecciones de tiempo inverso puede ser, en función de su pendiente, inversa, muy inversa oextremadamente inversa.

Figura 2.7: Curvas características de los relés de sobrecorriente.

Fuente: El Autor

En cada unidad de protección concreta los factores que definen su curva característica pueden será justados dentro del rango para el que ha sido diseñada. Por esta razón, cada protección dispone deuna familia de curvas características y, cuando se instala, debe ajustarse para que funcione con aquellaque mejor responda a las condiciones particulares del punto en que se ubica y mejor se adecue a lasnecesidades de coordinación con otras protecciones [15].

La función de los relés de sobrecorriente de fase (ANSI 50/51) consiste en detectar las sobrecorrientes monofásicas, bifásicas o trifásicas, ya sean debidas a una

80

sobrecarga o a un cortocircuito. Mientras que por otro lado la función de los relés de sobrecorriente de neutro (ANSI 50/51N) consiste en detectar las fugas de corriente que pueden ser debidas a un defecto de aislamiento por envejecimiento, degradación, contactos fortuitos, entre otros, o a la rotura de uno de los conductores de una fase activa, que provocará un cortocircuito a tierra.

El principio de funcionamiento de dicha protección es idéntico al de la protección de fase, salvo que se tiene que tener presente un solo factor de más, este factor es el sistema de detección empleado en función de la magnitud de corriente a tierra que pueda producirse. La detección de las corrientes a tierra puede realizarse mediante 2 métodos [19]: 

Suma vectorial de las tres intensidades de fase (a través de los tres TC de entrada al relé).



Con un TC Toroidal sobre los conductores el cual detectará toda corriente residual que seproduzca en la instalación

2.3.26 Información necesaria para un estudio de coordinación de protecciones

Cuando se realiza un estudio de coordinación, se hace necesario conocer una o todas las informaciones de las corrientes de cortocircuito por cada barra local que se presentan a continuación [7]:

a. Máxima y mínima corriente de cortocircuito instantánea monofásica y trifásica. b. Máxima y mínima corriente de cortocircuitos trifásica en 1.5 ciclos a 8 ciclos. c. Máxima y mínima corriente de cortocircuitos trifásica en 30 ciclos. d. Máxima y mínima corriente de cortocircuitos a tierra.

81

2.3.27 Intervalo de tiempo de Coordinación (CTI)

Cuando se trazan curvas de coordinación, ciertos intervalos de tiempo deben ser mantenidos entre las curvas de varios dispositivos de protección para asegurar una adecuada operación selectiva y reducir los disparos innecesarios [7]. El intervalo de tiempo de coordinación es el tiempo que existe entre curvas de dos o más equipos de protección, el cual debe ser lo suficientemente conservador para evitar maniobras y disparos innecesarios entre los equipos que conforman una zona de protección.

Cuando se coordinan relés de sobrecorriente con otros relés o con otros dispositivos, tener en cuenta la ubicación de los relés con respecto a los otros dispositivos es necesario. El intervalo de tiempo de coordinación deseado entre las curvas características es usualmente de 0.3 a 0.4 s cuando se coordina con relés de sobrecorriente con discos de inducción en serie uno con otro. [7]

Todos los ajustes de los dispositivos deben ser calibrados en campo. Las calibraciones en campo permiten disminuir en 0.05 s el CTI [7], esto será mostrado en las tablas 2.3 y 2.4:

Tabla 2.1: CTI con calibración en campo

Elemento

CTI Con Chequeo en Campo Electromecánico

Estático

82

Apertura del Interruptor ( 5 Ciclos)

0.08 s

0.08 s

Sobreviaje del Relé

0.10 s

0.00 s

Tolerancia del Relé y Errores

0.12 s

0.12s

Total CTI

0.30 s

0.20 s

Fuente: IEEE Standard 242-2001 [7]

Tabla 2.2: CTI sin calibración en campo CTI Sin Chequeo en Campo Elemento

Electromecánico

Estático

Apertura del Interruptor ( 5 Ciclos)

0.08 s

0.08 s

Sobreviaje del Relé

0.1 s

0s

Tolerancia del Relé y Errores

0.17 s

0.17 s

Total CTI

0.35 s

0.25 s

Fuente: IEEE Standard 242-2001 [7]

La Calibración y Chequeo en Campo de Relés permite conocer varias variables o errores debido a varios factores (como distorsión de ondas, regulación de las fuentes de alimentación, errores de medición), estos chequeos son necesarios para verificar el adecuado funcionamiento de los equipos. [7]

2.3.28 Relé de Sobrecorriente

Comúnmente el más usado de los relés de protección son los relés de tiempo inverso e instantáneo de sobrecorriente. Estos son usados tanto como para la protección principal como para la protección de respaldo y son aplicados en todas las

83

protecciones del sistema. Este relé es utilizado para dar retraso en los tiempos de disparo dependiendo de la corriente aplicada, mientras que los relés instantáneos son seleccionados para proveer de disparos a altas velocidades. [7] 2.3.29 ETAP™

ETAP

es

un

programa

totalmente

gráfico

desarrollado

por

la

OperationTechnology, Inc (OTI) que permiteel análisis de sistemas eléctricos de potencia; este trabaja en los sistemas operativos MicrosoftWindows XP, Vista y 7. Además de los módulos de simulación estándar para análisis off-line, ETAP puede utilizar datos de operación en tiempo real on-line para monitoreo avanzado, simulación en tiempo real, optimización y desprendimiento inteligente de carga en tiempo real, pero el empleo de estos módulos quedan a decisión del cliente en la adquisición de la licencia.

La OTI ofrece en el ETAP los módulos de Flujo de Potencia(PowerFlow), Cortocircuito (Shortcircuit), Aceleración de Motores (Motor Acceleration), Armónicos (Harmonics), Estabilidad Transitoria (TransientStability), Coordinación de

Protecciones

(DeviceCoordination),

Flujo

Óptimo

de

Potencia

(OptimalPowerFlow), Estudios de Confiabilidad (ReliabilityAssessment), Flujo de Potencia

DC

(DC

Load

Flow),

Cortocircuito

DC

(DC

Short-Circuit),

Dimensionamiento y Descarga de Baterías (BatterySizing and Discharge), Sistemas de Mallas de Puesta a Tierra (GroundGridSystems), Dimensionamiento de Transformadores

(Transformer

MVA

Sizing),

Transformadores

(TransformerTapOptimization),

Optimización Estimación

de de

Taps

en

Parámetros

(ParameterEstimation) y Sistemas de Tracción de Cables (Cable PullingSystems).

Adicionalmente a los módulos de análisis el ETAP contiene una barra de herramientas donde se encuentran todos los símbolos de los equipos y elementos que conforman un sistema de potencia como lo son: generadores síncronos,

84

transformadores monofásicos, transformadores trifásicos de dos y de tres devanados, barras,

cables,

líneas

de

transmisión,

interruptores,

capacitores,

cargas,

transformadores de medida, relés de protección, fusibles, reactores, entre otros.

El módulo de Flujo de Potencia permite realizar estudios para el diseño, análisis y operación de sistemas eléctricos de potencia, ya que provee de conocimientos del comportamiento del sistema en términos de potencia activa (P), reactiva (Q) y aparente (S), asimismo, muestra los niveles de tensión en las barras del sistema y el amperaje que circula por los conductores del mismo. De esto que se pueda determinar si una condición de operación o de diseño de un sistema de potencia sea adecuado o no. El método del cálculo empleado fue el Newton-Raphson con 2000 iteraciones con un error de 0.0001.

En el Modulo de Cortocircuito los métodos aplicados para el cálculo de cortocircuitos se basan en los Standards IEC y ANSI/IEEE. El método utilizado en el estudio fue basado en la norma ANSI/IEEE.Los cálculos de cortocircuito realizados por el programa son trifásicos, línea a tierra, línea a línea y doble línea a tierra.Todas las contribuciones de los generadores, motores y todos aquellos componentes que contribuyan a la falla son tomados en cuenta por el programa para el cálculo de las corrientes totales.El software calcula corrientes de cortocircuito en valores rms entre ½, 1.5 – 4 y de 30 ciclos; en este caso se realizaron los estudios en 30 ciclos.

Con el módulo de Coordinación de Protecciones no sólo puede trabajar con las curvas tiempo - corriente, también se puede determinar el tiempo de operación de los de dispositivos de protección al momento que se inserta una falla en el diagrama unifilar. La secuencia de operaciones se calcula y se enumera automáticamente en una ventana de secuencia y se relaciona dinámicamente con el diagrama unifilar. La Secuencia de operación proporciona un conocimiento amplio del tiempo de funcionamiento y del estado exacto de los dispositivos de protección tales como relés, fusibles, interruptores, entre otros. El tiempo de operación se calcula para cada

85

dispositivo de protección basado en sus ajustes, característica tiempo - corriente, tipo de falla y localización especifica de la falla.

2.3.30 Relé Panacea. 2.3.30.1 Definición y características Es un dispositivo de control, de recierre y protección, usado para operar en reconectadores tipo GVR. Puede ser programado para incluir cuatro recierres en diferentes tiempos. Se requiere una fuente auxiliar para energizar el relé panacea, desde un voltaje cualquiera del transformador conectado a las líneas de distribución u otra fuente similar de voltaje. (Ver figura 2.6)

Figura 2.8 Vista Frontal de relé PANACEA Plus

86

Fuente: Manual de fabricante de relé PANACEA Plus Lo anterior descrito, es la fuente auxiliar de voltaje, la cual es usada para alimentar al relé panacea bajo condiciones normales; sin embargo, en el caso que se perdiese la fuente de alimentación, entonces el relé panacea se resetea automáticamente, mediante una batería recargable. Esta fuente de energía, en el relé está sujeta a la capacidad de la batería auxiliar para la programación del mismo, cuando el relé se coloque por sí mismo en reposo.

87

Un rango de las curvas de rapidez o retardo son disponibles para la protecciones de inversión de fases, suelo, fallas sensibles de tierra (SEF) y sobrecorrientes. Los niveles de falla sobrecorriente son separablemente colocados para la falla de fase, y falla sensible de tierra. Esto se puede hacer, usando el panel central de interconexión de relé panacea o vía puerto serial del mismo.

Todos los parámetros y otras

protecciones pueden resetearse por la misma vía; igualmente la información sobre los niveles de falla.

El relé panacea registra automáticamente las últimas 28 operaciones, 14 ó 15 reportes de ciclo en memoria volátil y 30 reportes de ciclo en memoria duradera. Los reportes de evento largos son seleccionados por el usuario. Todos los tiempos de los eventos y fechas establecidas por el relé están en tiempos internos reales. Corrientes, voltaje, frecuencia y estados informativos contenidos cada uno en una confirmación de reporte de representación del control, el cual sistematiza y proyecta toda falla.

Un evento secuencial de conteo, registra los cambios de estado de condiciones programables, estos pueden ser cambiados en estado de control de elementos, dentro o fuera del relé. Este relé almacena los últimos 512 eventos en memoria duradera; el botón de control local está colocado en la parte central del mismo, este puede ejecutar operaciones manuales de cierre o apertura. Igualmente, están ubicados otros botones usados para el fácil acceso de otras medidas y eventos en pantalla (Display ) del relé.

Una unidad terminal remota está construida dentro del relé panacea y es accesado por conexión radio o módem para un puerto serial RS-232, que es lo más avanzado en protocolos de información, el cual está contenido en el manual de protocolo separado del relé panacea.

Otras características de este relé son las bajas frecuencias de

desprendimiento de carga, monitor puesto en reclose, muestra de carga y protección direccional. También posee todas las medidas de corriente, voltaje, potencia, energías, frecuencia y factor de potencia.

88

El relé panacea comprende lo siguiente: un módulo de protección y control, un módulo de cargador de capacitor, un módulo de fuente de corriente continua y una batería de litio.

Además, este relé tiene un espacio para el módulo de comunicación igual para radio o módem. [1]

2.3.30.2 Módulo de protección y control.

El relé panacea, tiene tres microprocesadores básicos colocados dentro de dos piezas de aluminio.

Este es un pulsador para pantalla básico, el cual está

interconectado entre el reconectador GVR y el microprocesador básico.[1]

2.3.30.3Recierre y detección de fallas.

La detección de fallas es obtenida mediante el constante monitoreo de las corrientes que fluyen a través de los transformadores de corriente (TC) del circuito primario del GVR. Las corrientes de salida pasan a través de los TC del GVR hacia el relé panacea, donde las mismas se transforman en cuatro pequeños valores usados para otros tc colocados sobre microprocesador básico interconectado a GVR. Estos valores de los tc son usados para medir las corrientes de fase IR, IS e IT y la corriente del neutro IN. Cuando se presenta una falla, una secuencia de cinco operaciones de disparo puede llevarse a cabo, una vez ocurrido el disparo esta secuencia puede ser terminada en una o tres clases de las mismas.

Si la falla es permanente, una secuencia de programas de disparo u operación de cierre se procede, partiendo que el GVR está en posición de apertura.

89

Esta posición es referida como “quedar fuera”. El relé es reseteado para operaciones normales o por cierre manual de iniciación.

Si la falla es transitoria y permanece evidenciada por el tiempo de recuperación de programación, el microprocesador básico permanecerá en posición cerrada.

El

módulo de protección se reseteará en la secuencia cero de protección después que el tiempo haya transcurrido.

Si el disparo es manual, requerido por el usuario al relé panacea, el mismo quedará fuera automáticamente conjuntamente con el reconectador GVR. [1]

2.3.30.4 Control remoto.

El control remoto del relé panacea archiva lo siguiente: Puertos seriales y una opción de circuitos de entrada conectados a los circuitos de salida.

Existen dos puertos seriales normalizados en la parte posterior del relé panacea, el RS-232 y el RS-485. El puerto RS-232 está subdividido a su vez por los puertos 2 y 3, los cuales están constituidos por nueve pines cada uno. Mientras que el puerto serial RS-485 se identifica como puerto 1 (Ver anexo 1).

Estos pueden ser conectados a radio o módem para obtener un control a distancia de las operaciones en el relé panacea. Una opción extra puede ser disponible para la comunicación configurando el puerto serial RS-485. Una fuente de corriente continua se dispone en el relé panacea, la cual puede usarse como fuente para las comunicaciones en éste.[1]

2.3.30.5 Fundamentos de los protocolos de comunicación

90

El control de comunicaciones permite agregar tanto una funcionalidad sencilla de estas a un puerto serie, como una funcionalidad avanzada para crear una herramienta de comunicaciones completa controlada por eventos. Uno de estos protocolos de comunicación es el control MSComm, el cual proporciona una interfaz con un conjunto estándar de comandos de comunicaciones.

El control MSComm permite establecer una conexión con un puerto serie, conectarlo con otro dispositivo de comunicaciones (por ejemplo, un módem), emitir comandos, intercambiar datos, supervisar y responder a varios eventos y errores que se puedan producir durante una conexión serie. Algunas de las aplicaciones del control de comunicaciones MSComm es la de marcar un número de teléfono, supervisar la llegada de datos a un puerto serie y crear un programa completo de terminal.

Las comunicaciones controladas por eventos son un método muy poderoso para el tratamiento de interacciones con el puerto serie. En muchas situaciones deseará que se le notifique cuándo tiene lugar un evento; por ejemplo, cuando llega un carácter o cuando se produce un cambio en las líneas de detección de portadora (CD) o petición de envío (RTS). En tales casos se utiliza el evento OnComm del control MSCommpara interceptar y tratar estos eventos de comunicaciones.

El evento OnComm también detecta y trata los errores en las comunicaciones, en la propiedad CommEvent puede ver una lista completa de todos los eventos y errores posibles en las comunicaciones. También puede sondear los eventos y errores si comprueba el valor de la propiedad CommEventdespués de cada función critica de su programa, esta alternativa es preferible si la aplicación es pequeña y autónoma.

91

Un ejemplo de esto es que si se está escribiendo un marcador telefónico sencillo, no tiene sentido generar un evento después de recibir cada carácter, ya que los únicos caracteres que piensa recibir son las respuestas de aceptación que envía el modem. Cada uno de los controles MSComm que use corresponde a puerto serie. Si necesita tener un acceso a más de un puerto serie en su aplicación, debe usar más de un control MSComm. La dirección del puerto y la dirección de la interrupción pueden cambiarse desde el panel de control de Windows. [1]

3.3.31 Relé Noja Power. Diseño del Control de Reconectador RC-01ES

2.3.31.1 Características del Control [2] •

Carcasa de Acero Inoxidable Pintada al Polvo

•

Mecanismo de fijación en 3 puntos

•

Protección IP65 para el cubículo entero

•

Porta documentos

•

Diseño modular para la electrónica del control

•

Electrónica envuelta en acero templado para mejor inmunidadEMI

•

Espacio para equipos de Comunicación

•

Conexiones Confiables, Robustas y Seguras para el Cable de Control

•

Entrada AC seleccionable, Entrada AC 100, 127, 240 Vac

•

Punto de Aterrizaje. Puntos de entrada para cables SCADA e IO

Figura 2.9 Cubículo de Control RC01ES

92

Fuente Manuel de fabricante del relé Noja Power

2.3.31.2 Módulos

93

Figura 2.10 Módulos

Fuente Manuel de frabicante del rele Noja Power

2.3.31.3 Interface Hombre-Máquina (MMI).

94

Figura 2.11 Vista frontal del relé Noja Power

Fuente Manuel de fabricante del relé Noja Power

2.3.31.4 Ventajas del RC-01ES. [2] •

Acero Inoxidable como estándar

•

Alto grado de protección (ambiental y electromagnética)

•

May seguro

95

•

Acceso interno fácil

•

Seguro para trabajar

Glosario de Términos

Pickup: El pickup de un relé de protección por sobrecorriente es generalmente considerado como el mínimo valor de corriente que ocasiona que el relé cierre sus contactos. Los ajustes de corriente (o tap) de un relé y el valor mínimo de pickup son sinónimos. [7]

Carga: La parte terminal de un sistema de potencia corresponde a la carga o usuarios. Normalmente, la expresión “cargas” se refiere a un dispositivo o a un grupo de dispositivos que consumen energía de una red eléctrica. [9] Sobrecarga: Es una elevación de la intensidad de la corriente por encima de los valores máximas permisibles para la instalación. [15]

Multiplier (Time Dial): Es un ajuste que poseen los relés de protecciones que permite variar el tiempo de actuación para un mismo nivel de corriente.

Tiempo de Retraso (Time Delay): Es el tiempo que tiene ajustado un relé para que a cierto valor de sobrecorriente de una señal de apertura a un interruptor.

Forward y Reverse: son direcciones del sentido de la corriente que puede censar y registrar un relé de sobrecorriente direccional electrónico.

96

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Investigación

De acuerdo a las características del proyecto de investigación que se está realizando, la misma se encuentra dentro de la modalidad de proyecto factible, se define como: El Proyecto Factible consiste en la investigación, elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo viable para solucionar problemas, requerimientos o necesidades de organizaciones o grupos sociales; puede referirse a la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos. El Proyecto debe tener apoyo en una investigación de tipo documental, de campo o un diseño que incluya ambas modalidades. [3].

Definido lo anterior esta investigación se contempla en un proyecto factible ya que una vez hechos los estudios de de cargas emitidos por los relés se determinaran condiciones más operativas y viables, los estudios de cortocircuito y de coordinación de protecciones se presentaran

propuestas de soluciones para la problemática

presentada al tener interconectados los sistemas de potencia.

Al mismo tiempo es una investigación de campo definida como: Se entiende por Investigación de Campo, el análisis sistemático de problemas en la realidad, con el propósito bien sea de describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos, o predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los paradigmas o enfoques de investigación conocidos o en desarrollo. Los datos de interés son recogidos en forma directa de la realidad; en este sentido se trata de investigaciones a partir de datos originales o primarios. [3]

97

En este caso la información se tomará directamente de los valores reales que nos ofrece la recopilación de datos que almacenan los relés de control en las Subestaciones. Por esto se estarán visitando las instalaciones de las Subestaciones de Cumboto, cata e Independencia

3.2 Técnicas e Instrumentos para la Recolección de Datos

Para la recopilación de información se utilizaron los siguientes métodos:

3.2.1 Observación Directa

Para obtener los datos se tuvo que ir a las S/E

de Cumboto,

Cata e

Independencia, y tomar de los propios equipos en este caso los relés de control los datos almacenados de carga en las fechas determinadas. Esto datos tomados del software de los relés fueron el pie de la investigación ya que nos dieron los eventos y status de cargas cotidianos del sistema.

3.2.2 Revisión de información técnica y documental

Esta consistió en la revisión y recolección de datos de información técnica pertenecientes a CORPOELEC tales como planos, manuales del manejo de los relés de control registros de mediciones en las SS/EE, entre otros; e información publicada por institutos y empresas tales como IEEE y CADAFE.

3.2.3 Consultas Técnicas

Esta fue una parte esencial para la investigación debido a que se consultó al personal de las empresas acerca de las dudas que se tenían en el desarrollo de la investigación, así como también para recolectar la información y consideraciones

98

necesarias para obtener las características, uso y manejo de los equipos y del funcionamiento general de las subestaciones no atendidas. Se hicieron consultas a los operadores de los relés de control, a los ingenieros del departamento de Distribución, de Operaciones y de la Coordinación de Ingeniería en la empresa CORPOELEC región Aragua.

3.3 Herramientas Utilizadas

Para los estudios y análisis de la presente investigación se utilizaron 4 herramientas computacionales, una para el análisis y estudio de cortocircuito como lo es el ETAP Power Station, este software permitirá el estudio de los sistemas, basado en sus módulos. El Etap se utilizara exclusivamente para el análisis de cortocircuito, con lo que se desarrollara y se propondrá las configuraciones operativas del sistema y los ajuste requeridos del sistema de protecciones. El segundo fue otro software es el TELUS DE NojaPower que permite la descarga, modificación y lectura de los ajuste que tienes los relés de sobrecorriente, este software también tiene la capacidad de generar graficas de curvas de protección.Por último el software PANACEA que cumplió la misma función del Noja Power

3.4 Fases de la Investigación

Fase I. Visita y reconocimiento de los S/E no atendidas y de los equipos que en estas trabajan

En esta fase se realizó visitas a las S/E no atendidas para familiarizarse con los equipos que en ellas trabajan haciendo énfasis en los trasformadores de potencia, los reconectadores y los relés, así como también el manejo de equipos de medición y pruebas a transformadores convencionales y de potencia

Fase II. Entrenamiento en el Software PANACEA PLUS

99

En esta fase se realizó un entrenamiento avanzado del software del rele PANACEA Plus aprendiendo todo lo necesario de la aplicación para la descarga de ajustes y estar en capacidad de cambiar la configuración de los mismos. De igual forma de como configurar el relé en forma física, cuales son las variables eléctricas que censa, que tipo de protección posee y cuáles son las condiciones de direccionalidad de las mismas.

Fase III. Entrenamiento sobre software TELUS del Noja Powers

En esta fase se realizó un entrenamiento avanzado del software del software TELUS del relé Noja Powers aprendiendo todo lo necesario de la aplicación para la descarga de ajustes y estar en capacidad de cambiar la configuración de los mismos. De igual forma de como configurar el relé en forma física, cuales son las variables eléctricas que censa, que tipo de protección posee y cuáles son las condiciones de direccionalidad de las mismas.

Fase IV. Recopilación de información sobre la operatividad de las protecciones y información de funcionamiento de los relés

Esta fase consistió en

la recopilación de la información asociada a la

observación directa de los relés de las SS/EE, entrevistas al personal de operaciones y revisión bibliográfica de los manuales de los equipos e informes de configuración del sistema de protecciones con el fin de conocer las variables, funcionamiento y parámetros de los elementos utilizados; el ambiente físico en donde operan y las fallas más frecuentes que se presentan..

Fase VI. Recopilación de la Información del Sistema Actual en las subestaciones

100

no atendidas Cumboto, Cata y Independencia

Esta fase consistió en la visita a las subestaciones no atendidas para la recopilación de la información asociada a la observación directa del sistema de protecciones en los circuitos desde las subestaciones, con el fin de conocer las variables y parámetros de los elementos utilizados y su funcionamiento; el ambiente físico en donde operan y las fallas más frecuentes que se presentan en los mismos. También se recopilara la información de los sistemas de protecciones de los circuitos de salida de las subestaciones tanto en la barra principal como en la barra de los circuitos derivados a los cuales se les suministra energía

Fase VII. Calculo de cortocircuito con el programa Etap

Se desarrolló el cálculo de cortocircuito a un diagrama de las S/e simplificado con la finalidad de conocer las corrientes de falla de los sistemas y asi simplificar los cálculos ded estudio de protecciones

Fase VIII. Estudio de coordinación de protecciones

Consiste en el cálculo de las protecciones eléctricas que serán implementadas en las en los relés de sobrecorriente de la SS/EE así como también por medio de la graficacion, podremos efectuarla comparación de las curvas de protecciones aguas arriba con respecto aguas abajo. Estos nos permitirán comprobar y demostrar que las coordinaciones suministradas son las acordes al sistema y cumplen con la selectividad deseada.

Fase IX Implementación del sistema en las S/E

101

Se programan los relés en el software PANACEA PLUS

y el software

TELUS, también se va a ir a sus diferentes ubicaciones en las distintas SS/EE y se les carga la información a los relés.

Fase X desarrollo de código de la base de datos para tener un control de los equipos que están bajo la supervisión de LAPRE

Desarrollo de algoritmo y codificación de la estructura de la base de datos que permitirá tener un control de los equipos así como su historial de fallas, operatividad, pruebas realizadas, eventos que se relacionen a su vida útil en el sistema, etc. Se manejó el sistema operativo APPSERVER así como los lenguajes de programación PHP y MySQL.

Fase XI Implementación de la base de datos.

Se procede a la instalación del sistema operativo APPSERVER en el módulo de trabajo principal de laboratorio de pruebas y mantenimiento especializado. El sistema operativo permite la manipulación de la base de datos, y la vista previa de la página web que permite la inserción, la consulta, la modificación y la eliminación de datos de un equipo.

Fase XII Creación de manual de usuario de la base de datos

Se desarrolla progresivamente un manual que le de la facilidad a las personas que laboran en el laboratorio el amplio manejo de la base de datos el instructivo traerá las instrucciones de instalación como entrar al sistema como editar consultar modificar y eliminar un equipo, también manipular la base de datos a la hora de no recordar un dispositivo entre otros. 3.5 Cronograma de Actividades

102

El plan de actividades a desarrollarse en la empresa CORPOELEC fue aprobado por la Coordinación de Ingeniería Eléctrica de la UNEFA Núcleo Maracay y que fue propuesto por el tutor industrial Ing.Ruben Hernández, consta del desarrollo de una serie de actividades en un lapso no mayor al de las semanas establecidas por la universidad para la realización de las pasantías industriales largas (16 semanas); el cual será detallado a continuación describiendo la ejecución de las actividades por periodos semanales.

Tabla 3.1: Cronograma de Actividades SEMANA

DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR RECONOCIMIENTO CONOCIMIENTO

DEL GENERAL

ÁREA DE

DE LAS

OBSERVACIONES

TRABAJO, ACTIVIDADES

INHERENTES LA SECCIÓN DE LABORATORIO DE PRUEBA Y DE RECUPERACIÓN DE EQUIPOS, MANEJO DEL TILT, 1 TTR, FLUKERS, MEMOBOX, CHEQUEO DE LOS RELÉ PANACEA Y POLAR, RECONECTADORES GVR, PRUEBAS A TRANSFORMADORES

DE

POTENCIA,

PRUEBA

DE

RESISTENCIA. REVISION 2

Y

SUBESTACIONES

DIAGMOSTICO Y

EN

DE

PROTECCIONES

TRANSFORMADORES

DE

DISTRIBUCIÓN DE CORPOELEC REGIÓN 4 . MANEJO DEL TILT, TTR, MEMOBOX, CHEQUEO DE LOS RELES PANACEA Y POLAR RECONECTADORES GVR, 3,4 PRUEBA A TRANSFORMADORES DE POTENCIA, PRUEBA DE RESISTENCIA A TIERRA INDEPENDIZACIÓN DE PUESTA A TIERRA EN LOS RELÉS 5

PANACEA DE LOS RECONECTADORES GVR EN S/E SAN CASIMIRO, SAN SEBASTIAN, CUMBOTO Y TOCORON.

6Y7

REVISIÓN DE RELÉ PANACEA Y POLAR, TOMA DE CARGA,

103

DE USO E INSTALACIÓN DE RELÉS NOJA POWER, PRUEBA DE DIAGNÓSTICO DE LOS EQUIPOS, COORDINACIÓN DE SISTEMA

DE

PROTECCIONES

SUBESTACIONES:CUMBOTO,

EMPLEANDO

INDEPENCIA,

CATA,

LOS

TANQUES, TOCOTRON, SAN CASIMIRO, SAN SEBASTIAN Y PEDREGAL CHARLA 8

EL

RELÉ

NOJA

POWER

Y

REVISIÓN

DE

RECONECTADOR OSM SERIE 200, SIMULACIÓN DE FALLAS EN EL EQUIPO. COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN S/E CUMBOTO EN

9

RELÉS PANACEA Y NOJA EMPLEANDO SOFTWARE PARA ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA ETAP Y SOFTWARE DE RELÉ PANACEA Y RELE NOJA (TELUS) COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN S/E CATA EN RELÉS PANACEA Y NOJA EMPLEANDO SOFTWARE PARA

10

ANÁLISIS DE SISTEMAS DE POTENCIA ETAP Y SOFTWARE DE RELÉ PANACEA Y RELE NOJA (TELUS COORDINACIÓN INDEPENDENCIA.

DE EN

PROTECCIONES RELÉS

PANACEA

EN Y

S/E POLAR

EMPLEANDO SOFTWARE PARA ANÁLISIS DE SISTEMAS DE 11 POTENCIA ETAP Y SOFTWARE DE RELÉ PANACEA Y RELE POLAR IMPLEMENTACIÓN

DE

LA

COORDINACIÓN

DE

PROTECCIONES EN EQUIPOS NOJAY PANACEA EN S/E 12 CUMBOTO, CATA Y INDEPENDENCIA DISEÑO DE BASE DE DATOS QUE PERMITA LLEVAR REGISTROS DE FALLAS POR TIPO DE EQUIPOS, TIPO DE 13-14

FALLAS PRESENTADAS, CAUSAS QUE LA ORIGINEN Y INTERVALO DE TIEMPO DE OCURRENCIA

104

IMPLEMENTACION DE ALGORITSMO DE BASE DE DATOS 15 Y PUESTA A PRUEBA DESARROLLO DE UN MANUAL PARA FACILITAR LA 16 MANIPULACION DE LA BASE DE DATOS LAPRE

Fuente: El Autor

CAPITULO IV

105

CARACTERIZACION DEL SISTEMA ACTUAL

4. Recopilación de Datos de Carga y Equipos Instalados en las Subestaciones

4.1 SS/EE CUMBOTO.

4.1.1 Datos del transformador.

La siguiente tabla contiene los datos más importantes del transformador. Los datos mas relevantes son la capacidad la tensión nominal y la impedancia ya que estos valores serán de gran utilidad mas adelante para el cálculo de cortocircuito

Tabla N° 4.1 Datos del transformador Potencia Aparente

2,5 MVA

Narca

CAIVET

Año

1975

Serial

1011A179

Tensión Nominal

34,5/13,8 Kv

Z%

7

Fuente. El Autor 4.1.2 Datos de carga.

Las tablas que se presentan a continuación fueron adquiridas de los eventos registrados y almacenados en el relé PANACEA Plus, ubicado en la barra de 34,5 KV. Este conjunto de valores presenta el comportamiento de la corriente en el sistema por fecha y hora. Esto datos nos permitirán graficar corrientes en función de fecha y hora y se tomara la corriente promedio más alta para el cálculo de protecciones en la SS/EE Cumboto.

106

Tabla N° 4.2 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE Cumboto Fuente El Autor Tabla N° 4.3 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE INTERVALO

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 6.82 5.76 6.51 17.05 14.40 16.28 6.76 5.64 6.43 16.90 14.10 16.08 6.56 5.55 6.54 16.40 13.88 16.35 6.55 5.47 6.54 16.38 13.68 16.35 6.88 5.77 6.54 17.20 14.43 16.35 6.49 5.3 6.13 16.23 13.25 15.33 5.81 4.99 5.78 14.53 12.48 14.45 5.35 4.51 4.91 13.38 11.28 12.28 6.74 6.09 7.8 16.85 15.23 19.50 09:00:00 6.89 6.54 8.02 17.23 16.35 20.05 7.29 6.86 8.01 18.23 17.15 20.03 7.62 7.18 8.61 19.05 17.95 21.53 02/07/2010 7.35 7 8.71 18.38 17.50 21.78 8.01 7.32 8.63 20.03 18.30 21.58 8.43 7.38 8.92 21.08 18.45 22.30 15:00:00 8.46 7.4 9.35 21.15 18.50 23.38 8.4 7.23 8.95 21.00 18.08 22.38 8.39 7.41 8.97 20.98 18.53 22.43 9.04 8 10.22 22.60 20.00 25.55 9.79 8.17 10.84 24.48 20.43 27.10 9.94 8.95 11.31 24.85 22.38 28.28 21:00:00 9.8 8.55 11.1 24.50 21.38 27.75 9.65 8.81 11.03 24.13 22.03 27.58 9.5 8.39 10.72 23.75 20.98 26.80 Cumboto Data

Hora

107

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

03/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 8.91 8.95 8.61 8.96 8.4 8.68 8.27 8.24 7.89 8.59 9.11 9.55 9.59 10.36 10.62 10.9 11 10.98 10.78 11.93 11.84 11.82 26.07 25.8

8.05 8.15 8.03 8.08 7.75 7.72 7.91 8.08 7.53 8.74 8.8 9.34 9.19 9.87 9.86 10.09 10.5 10.02 9.87 10.59 10.64 10.78 26.84 25.56

10.11 10.3 9.9 9.97 9.89 9.75 9.57 9.17 8.85 9.53 9.99 10.58 10.84 11.04 11.44 11.75 11.95 11.79 11.93 13.36 13.27 13.61 29.38 29.26

22.28 22.38 21.53 22.40 21.00 21.70 20.68 20.60 19.73 21.48 22.78 23.88 23.98 25.90 26.55 27.25 27.50 27.45 26.95 29.83 29.60 29.55 65.18 64.50

20.13 20.38 20.08 20.20 19.38 19.30 19.78 20.20 18.83 21.85 22.00 23.35 22.98 24.68 24.65 25.23 26.25 25.05 24.68 26.48 26.60 26.95 67.10 63.90

25.28 25.75 24.75 24.93 24.73 24.38 23.93 22.93 22.13 23.83 24.98 26.45 27.10 27.60 28.60 29.38 29.88 29.48 29.83 33.40 33.18 34.03 73.45 73.15

Fuente El Autor

Tabla N° 4.4 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE Cumboto

108

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

04/07/2010

15:00:00

19:00:00 20:00:00 21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 25.14 24.08 23.57 22.96 22.85 22.32 20.63 19.65 4.28 21.34 21.09 21.55 20.52 20.79 21.07 21.31 21.93 22.54 24.33 27.85 27.68 26.67 25.94 24.99

25.82 24.84 24.12 23.95 23.28 23.21 22.19 20.34 4.66 22.16 21.99 22.79 22.02 22.32 23.25 23.48 23.66 24.52 25.62 28.43 28.64 26.27 25.2 25.88

28.36 27.31 26.39 26.44 25.91 25.73 23.39 22.69 4.48 23.81 23.4 24.24 23.22 23.25 24.89 24.59 25.03 25.4 26.6 30.15 31.09 29.69 29.26 28.33

62.85 60.20 58.93 57.40 57.13 55.80 51.58 49.13 10.70 53.35 52.73 53.88 51.30 51.98 52.68 53.28 54.83 56.35 60.83 69.63 69.20 66.68 64.85 62.48

64.55 62.10 60.30 59.88 58.20 58.03 55.48 50.85 11.65 55.40 54.98 56.98 55.05 55.80 58.13 58.70 59.15 61.30 64.05 71.08 71.60 65.68 63.00 64.70

70.90 68.28 65.98 66.10 64.78 64.33 58.48 56.73 11.20 59.53 58.50 60.60 58.05 58.13 62.23 61.48 62.58 63.50 66.50 75.38 77.73 74.23 73.15 70.83

Fuente. El Autor


109

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

05/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV


25.61 23.98 24.15 23.95 23.02 22.56 21.05 20.5 21.61 21.25 21.92 21.69 21.15 21.39 21.56 21.75 20.62 20.55 20.83 22.94 23.16 23.22 22.25 21.43

27.85 26.69 26.02 26.53 25.34 24.76 22.81 22.27 23.49 23.74 24.25 24.2 23.41 23.64 23.95 23.79 22.45 22.14 22.4 25.14 25.33 25.13 24.86 24.24

61.10 59.65 57.65 56.63 55.13 53.10 51.05 49.43 50.60 51.50 53.95 51.90 52.10 51.35 51.33 51.50 49.30 48.48 50.40 57.10 57.73 57.33 55.45 52.90

64.03 59.95 60.38 59.88 57.55 56.40 52.63 51.25 54.03 53.13 54.80 54.23 52.88 53.48 53.90 54.38 51.55 51.38 52.08 57.35 57.90 58.05 55.63 53.58

69.63 66.73 65.05 66.33 63.35 61.90 57.03 55.68 58.73 59.35 60.63 60.50 58.53 59.10 59.88 59.48 56.13 55.35 56.00 62.85 63.33 62.83 62.15 60.60

Fuente El Autor

Tabla N° 4.6 datos tomados del software PANACEA Plus. relé principal SS/EE Cumboto

110

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

06/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV


20.77 21 20.6 20.08 19.77 19.56 17.88 16.92 17.25 18.2 18.88 19.39 19.73 19.94 20.24 19.65 19.89 18.68 19.71 22.04 22.47 21.17 20.55 20.02

23.69 23.41 23.25 22.63 21.94 22.03 19.39 18.28 18.29 19.09 20.21 20.52 20.79 21.6 21.64 21.47 20.95 20.15 21.86 24.77 24.88 23.91 23.39 22.51

51.73 51.28 50.60 48.90 47.43 47.83 42.20 40.28 41.55 41.65 43.68 45.18 45.65 46.83 46.98 45.03 44.93 44.28 46.90 54.23 54.13 52.35 50.43 47.23

51.93 52.50 51.50 50.20 49.43 48.90 44.70 42.30 43.13 45.50 47.20 48.48 49.33 49.85 50.60 49.13 49.73 46.70 49.28 55.10 56.18 52.93 51.38 50.05

59.23 58.53 58.13 56.58 54.85 55.08 48.48 45.70 45.73 47.73 50.53 51.30 51.98 54.00 54.10 53.68 52.38 50.38 54.65 61.93 62.20 59.78 58.48 56.28

Fuente El Autor


111

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

10/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 9.36 9.01 8.31 8.79 8.57 8.27 8.11 7.64 8.1 8.87 8.89 9.3 9.81 9.53 9.72 10.62 10.23 10.01 10.27 11.2 11.65 11.47 11.38 11

8.01 7.76 7.61 7.72 7.55 7.35 7.64 6.99 7.22 7.77 8.37 8.32 8.86 8.52 9.41 10.12 9.3 9.62 9.43 10.13 10.71 9.9 10.22 9.89

10.68 10.33 10.06 10.29 10.06 9.98 9.24 8.72 9.1 10.03 10.03 10.21 10.63 10.44 11.27 11.98 11.58 11.43 11.86 13.05 13.53 12.9 13.07 12.55

23.40 22.53 20.78 21.98 21.43 20.68 20.28 19.10 20.25 22.18 22.23 23.25 24.53 23.83 24.30 26.55 25.58 25.03 25.68 28.00 29.13 28.68 28.45 27.50

20.03 19.40 19.03 19.30 18.88 18.38 19.10 17.48 18.05 19.43 20.93 20.80 22.15 21.30 23.53 25.30 23.25 24.05 23.58 25.33 26.78 24.75 25.55 24.73

26.70 25.83 25.15 25.73 25.15 24.95 23.10 21.80 22.75 25.08 25.08 25.53 26.58 26.10 28.18 29.95 28.95 28.58 29.65 32.63 33.83 32.25 32.68 31.38

Fuente. El Autor


112

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

11/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 10.63 10.01 9.92 9.67 9.6 9.1 8.55 8.27 9.56 9.65 10.37 10.24 10.37 9.81 10.77 0 8.77 8.1 8.77 9.95 9.56 10.13 9.72 9.17

9.78 9.26 9.1 8.86 9.14 8.48 7.82 7.53 9.21 8.88 10 10.07 9.97 9.84 10.07 0 8.17 7.54 8.3 8.84 8.79 9.28 8.74 8.56

12.45 11.9 11.82 11.46 11.82 11.06 10.25 9.51 10.6 11.11 11.79 12.15 11.99 11.89 12.17 0 10.07 9.76 10.42 11.67 11.33 11.47 11.2 10.41

26.58 25.03 24.80 24.18 24.00 22.75 21.38 20.68 23.90 24.13 25.93 25.60 25.93 24.53 26.93 0.00 21.93 20.25 21.93 24.88 23.90 25.33 24.30 22.93

Fuente. El Autor

Corriente del lado de 34,5kV S/E CUMBOTO tx 2,5 MVA.

24.45 23.15 22.75 22.15 22.85 21.20 19.55 18.83 23.03 22.20 25.00 25.18 24.93 24.60 25.18 0.00 20.43 18.85 20.75 22.10 21.98 23.20 21.85 21.40

31.13 29.75 29.55 28.65 29.55 27.65 25.63 23.78 26.50 27.78 29.48 30.38 29.98 29.73 30.43 0.00 25.18 24.40 26.05 29.18 28.33 28.68 28.00 26.03

113

Figura N° 4.1 Corrientes en Amperios vs Fecha/horaSS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

Análisis de Resultados de la Gráfica Fecha y Hora vs Corrientes de los Eventos Registrados por el Relé PANACEA Plus S/E Cumboto.

La grafica representa la comparación de fecha y hora vs la corriente en las tres fases en el lado de alta del transformador. Estos valores nos permitirán tener el valor promedio de la corriente nominal en el lado de alta del transformador y a su vez esta corriente reflejada en el lado de baja, nos definirá la corriente nominal de los circuitos derivados. La corriente nominal será la base para los cálculos de las distintas protecciones en el transformador. Como se puede observar en la gráfica las corrientes superan los 30 amperios para la fecha del 04/07/2010, siendo este el valor más pronunciado de corriente y el que será asignado como valor de corriente nominal.

114

4.2 SS/EE CATA

4.2.1 Datos del transformador

La siguiente tabla contiene los datos más importantes del transformador. Los datos más relevantes son la capacidad la tensión nominal y la impedancia ya que estos valores serán de gran utilidad mas adelante para el cálculo de cortocircuito

Tabla 4.9 Datos del transformador Potencia Aparente

7,5 MVA

Narca

N/A

Año

N/A

Serial

N/A

Tensión Nominal

34,5/13,8 Kv

Z%

5,7

Fuente. El Autor

4.2.2 Datos de carga.

Las tablas que se presentan a continuación fueron adquiridas de los eventos registrados y almacenados en el relé PANACEA Plus, ubicado en la barra de 34,5 KV. Este conjunto de valores presenta el comportamiento de la corriente en el sistema por fecha y hora. Esto datos nos permitirán graficar corrientes en función de fecha y hora. y se tomara la corriente promedio más alta para el cálculo de protecciones en la SS/EE Cata. Tabla N° 4.10 Datos tomados del relé PANACEA, relé principal de la S/E lado de la barra de 34,5 SS/EE Cata.

115

INTERVALO Data

Hora

09:00:00

02/01/1900

15:00:00

20:00:00 21:00:00 22:00:00 23:00:00 23:45:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 16.32 17.06 24.43 40.80 42.65 61.08 16.09 17.11 24.29 40.23 42.78 60.73 15.84 16.78 23.86 39.60 41.95 59.65 15.65 16.80 23.53 39.13 42.00 58.83 15.94 17.15 23.81 39.85 42.88 59.53 15.36 16.75 23.14 38.40 41.88 57.85 15.57 16.52 22.86 38.93 41.30 57.15 15.15 15.94 21.79 37.88 39.85 54.48 14.60 15.87 21.50 36.50 39.68 53.75 15.14 16.05 22.18 37.85 40.13 55.45 15.59 16.25 22.21 38.98 40.63 55.53 17.15 17.67 22.85 42.88 44.18 57.13 15.98 16.44 22.40 39.95 41.10 56.00 15.54 16.24 22.55 38.85 40.60 56.38 16.46 16.63 23.33 41.15 41.58 58.33 18.00 18.09 24.40 45.00 45.23 61.00 16.51 16.82 23.15 41.28 42.05 57.88 17.25 17.31 24.93 43.13 43.28 62.33 18.53 18.36 25.94 46.33 45.90 64.85 23.35 22.00 31.84 58.38 55.00 79.60 25.42 23.58 34.22 63.55 58.95 85.55 10.91 12.34 19.77 27.28 30.85 49.43 25.41 24.28 34.48 63.53 60.70 86.20 25.25 23.90 33.64 63.13 59.75 84.10 24.21 23.02 33.09 60.53 57.55 82.73 Fuente. El Autor

Tabla N° 4.11 datos tomados del software PANACEA Plus. Rele principal SS/EE Cata.

116

INTERVALO Data

Hora 00:00:00 01:00:00

09:00:00

04/07/2010

15:00:00

19:00:00 21:00:00 22:00:00 23:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV


Tabla N° 4.12 datos tomados del software PANACEA Plus. Rele principal SS/EE Cata

117

INTERVALO Data

Hora 00:00:00 01:00:00

09:00:00

05/07/2010

15:00:00

21:00:00

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV


INTERVALO

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

118

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 13.96 13.94 20.51 34.90 34.85 51.28 14.02 14.27 20.60 35.05 35.68 51.50 13.69 13.77 20.08 34.23 34.43 50.20 13.73 13.96 20.13 34.33 34.90 50.33 13.92 14.35 20.78 34.80 35.88 51.95 13.90 14.20 20.73 34.75 35.50 51.83 13.45 13.73 19.76 33.63 34.33 49.40 12.86 13.61 19.14 32.15 34.03 47.85 13.08 13.49 19.24 32.70 33.73 48.10 09:00:00 13.03 13.26 19.52 32.58 33.15 48.80 13.16 13.58 19.29 32.90 33.95 48.23 12.30 12.95 18.28 30.75 32.38 45.70 10/07/2010 12.71 13.19 19.08 31.78 32.98 47.70 12.62 12.92 19.00 31.55 32.30 47.50 13.12 13.16 19.13 32.80 32.90 47.83 15:00:00 13.00 13.35 19.47 32.50 33.38 48.68 13.40 13.29 19.54 33.50 33.23 48.85 13.28 13.28 19.65 33.20 33.20 49.13 13.88 14.01 20.34 34.70 35.03 50.85 16.22 16.02 22.86 40.55 40.05 57.15 16.63 16.34 23.80 41.58 40.85 59.50 21:00:00 16.23 16.14 23.56 40.58 40.35 58.90 16.19 16.21 23.65 40.48 40.53 59.13 16.46 16.46 24.01 41.15 41.15 60.03 16.44 16.58 24.22 41.10 41.45 60.55 Tabla N° 4.13 datos tomados del software PANACEA Plus. Rele principal SS/EE Data

Hora

Cata

Fuente. El Autor

INTERVALO

LADO DE 34.5 KV

LADO DE 13.8 KV

119

Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Corriente Fase A Fase B Fase C Fase A Fase B Fase C 15.60 15.73 23.66 39.00 39.33 59.15 15.56 15.66 23.24 38.90 39.15 58.10 15.21 15.49 22.78 38.03 38.73 56.95 15.04 15.11 22.24 37.60 37.78 55.60 15.02 15.29 22.28 37.55 38.23 55.70 14.78 15.03 21.84 36.95 37.58 54.60 14.23 14.03 20.98 35.58 35.08 52.45 13.93 13.73 20.77 34.83 34.33 51.93 14.53 14.56 20.91 36.33 36.40 52.28 09:00:00 14.12 14.48 20.81 35.30 36.20 52.03 13.56 14.12 19.94 33.90 35.30 49.85 13.31 13.59 19.41 33.28 33.98 48.53 11/07/2010 14.35 14.07 20.62 35.88 35.18 51.55 13.99 14.28 20.25 34.98 35.70 50.63 14.38 14.74 21.36 35.95 36.85 53.40 15:00:00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 13.39 13.81 19.92 33.48 34.53 49.80 13.07 13.97 20.01 32.68 34.93 50.03 13.90 14.57 20.57 34.75 36.43 51.43 14.16 14.80 21.72 35.40 37.00 54.30 14.32 14.56 21.52 35.80 36.40 53.80 21:00:00 14.27 14.50 21.37 35.68 36.25 53.43 13.94 14.51 20.97 34.85 36.28 52.43 13.80 14.22 20.71 34.50 35.55 51.78 13.55 14.17 20.26 33.88 35.43 50.65 Tabla N° 4.14 datos tomados del software PANACEA Plus. Relé principal SS/EE Data

Hora

Cata

Fuente El Autor

120

Corriente de lado de 34,5kV SS/EECATA tx 10 MVA.

Figura N° 4.2 Fecha/hora vs CorrientesSS/EE Cata

Fuente. El Autor

Análisis de Resultados de la gráfica Fecha y hora vs corrientes de los eventos registrados por el Relé PANACEA Plus S/E Cata..

La grafica representa la comparación de fecha y hora vs la corriente en las tres fases en el lado de alta del transformador. Estos valores nos permitirán tener el valor promedio de la corriente nominal en el lado de alta del transformador y a su vez esta corriente reflejada en el lado de baja, nos definirá la corriente nominal de los circuitos derivados. La corriente nominal será la base para los cálculos de las distintas protecciones en el transformador. Como se puede observar en la gráfica las corrientes superan los 30 amperios para la fecha del 04/07/2010, siendo este el valor más pronunciado de corriente y el que será asignado como valor de corriente nominal. 4.3 SS/EE INDEPENDENCIA

121

4.3.1 Datos de Equipos.

La siguiente tabla contiene los datos más importantes del transformador. Los datos mas relevantes son la capacidad la tensión nominal y la impedancia ya que estos valores serán de gran utilidad mas adelante para el cálculo de cortocircuito

Tabla 4.15 Datos del transformador

Potencia Aparente

7,5 MVA

Narca

10 MVA

Año

N/A

Serial

311305

Tensión Nominal

34,5/13,8 Kv

Z%

8.92

Fuente. El Autor

4.3.2 Datos de carga.

La siguiente tabla anota los datos de corriente en las distintas fases tanto del relé de la barra de 34.5 kV como en la barra de los circuitos derivados barra de 13.5 kV en los circuitos derivados de la S/E Independencia. Estos valores no fueron tan específicos como los anteriores debidos al factor las medidas tomadas por los equipos para el instante de tiempo. Se tomara como corriente nominal el promedio de las corrientes. Estas corrientes nos servirán de utilidad para el cálculo de las protecciones del sistema. El rele de la barra de 34.5 kV era un relé PANACEA Plus y los relés de los circuitos derivados NOJA POWER.

122

Tabla 4.16 CORRIENTES DE FASE DE LA S/E INDEPENDENCIA

DATOS DE CARGA DE LOS RELES DE LA S/E INDEPENDENCIA RELES LINEAS R S T RELE PRINCIPAL 84 82 85 RELE COMANDO 59 59 53 RELE PLAYON 122 124 130 RELE PUEBLO 95 93 99 Fuente. El Autor

Como se puede observar el circuito de mayor consumo es el circuito Playón y el de menor consumo el circuito Comando. La corriente del rele principal esta referida al primario por lo tanto será aproximadamente igual a la suma de los circuitos referida al primario.

123

CAPITULO V

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SS/EE CUMBOTO

Para iniciar el estudio de la coordinación de protecciones empezaremos por mostrar un diagrama unifilar que permitiráubicar los distintos equiposdel circuito en estudio, luego se mostrara una tabla con las respectivas corrientes de cortocircuito obtenidas. Luego se procederá al cálculo de la coordinación de protecciones, la cual consistirá en el estudio de la protección de fase y de tierra para los circuitos aguas abajo y circuito aguas arriba.

El circuito aguas abajo está conformado por dos circuitos; circuito Turiamo y circuito Pueblo de Cumboto. Los circuitos son transferibles, por lo que se tomara entonces como corriente nominal la suma de la corriente de los circuitos aguas abajo. Se empezara con el estudio de la coordinación de protecciones del circuito Turiamo. Primeramente se calculara la protección de fase, esta consistirá en la programación de tres disparos, dos definidos por curvas de tiempo inverso y el otro disparopor una curva de tiempo definido. La secuencia de disparos estará determinada por un disparo rápido que estará condicionado por una curva de tiempo extremadamente inversa que es una curva de acción rápida, al alcanzar la corriente umbral trae como consecuencia la apertura del Reconectador, un tiempo después ocurrirá un recierre automático, de persistir la falla la siguiente apertura estará condicionada por una curva muy inversa, que es una curva de accionamiento más lento, al cierto tiempo habrá otro recierre automatico y si persiste la falla existirá otra apertura del Reconectador condicionada por un disparode tiempo definido.

Para el estudio de la

coordinación de la protección de tierra el

procedimiento será similar con las diferencias del cálculode los parámetros del TAP

y

la

que

serán

ecuaciones

similares

pero

condicionadas

124

porconstantes multiplicadoras distintas a las de la fase. La otra diferencia será que el segundo disparo estará condicionado por una curva inversa.

Para la coordinación del circuito Pueblo solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.

Para el estudio aguas arriba se referirá la corriente de los circuitos derivados al lado de alta, luego se calculara la protección de la fase que consistirá en dos aperturas. La primera apertura estará condicionada por una curva inversa y la siguiente apertura por una curva de tiempo definido. Bajo las mismas condiciones se calculara la protección de tierra.

Inmediatamente se calculara bajo ciertas normativas, la curva de daño del transformador de la subestación para darle validez a nuestros cálculos y también se calculara la protección de carga fría.

Para finalizar se presentara las gráficas de las curvas aguas arriba y aguas abajo tanto de fase como de tierra para cada circuito y se hará el análisis de la gráfica que demostrara la selectividad del estudio de protecciones

El relé Aguas arriba cumple la función de proteger a el transformador de la Subestación y a su vez también actúa como un respaldo si llega a fallar la protección de cualquiercircuitos. Por dichas razones en ciertas oportunidades se le llamara relé de respaldo y en otro relé principal.

125

Figura 5.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor.

126

Para este estudio se determinaron previamente las corrientes de cortocircuito a través del programa Etap Power Station (ver anexo A).

Tabla N° 5.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema SS/EE CUMBOTOTO. Punto y Tensión de Falla S/E Chumbote 13.8 kV

Falla Trifásica (kA) 1,289

Falla Monofásica (kA) 1,414

Fuente. El Autor

5.1CALCULO DE PROTECCIONES DE LOS RELES AGUAS ABAJO.

La corriente nominal fue tomada de eventos suministrados por el software del relé PANACEA principal los cuales están disponibles en el capítulo anterior. A pesar de que la carga en el circuito “Turiamo” es diferente que la carga en el circuito “Pueblo de Cumboto”,las cuales representan las derivaciones del circuito aguas abajo (Barra de 13,8 kV), hay que tener en cuenta que los circuitos son transferibles por lo que se realizará una coordinación que será la misma para ambos equipos de protección.

5.1.1 CIRCUITO TURIAMO.

5.1.1.1 FASE: CIRCUITO TURIAMO.

5.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito TURIAMO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Turiamo, barra de 13,8 kV.

127

(1)

(2)

A

(3)

Se obtiene unacorriente pick up de 300 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 1

La coordinación de fase en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por una curva muy inversa,que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

128

A continuación se presenta el cálculo de tiempo de operación o tiempo trip current para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA

POWER.La

ecuación

predeterminada

para

una

curva

extremadamenteinversa y una muy inversa, norma ANSI (ver anexo B) Procederemos a calcular los tiempos de operación de la curva.

(4)

Donde

A,B, p son constantes TM: Multiplicador de tiempo

Corriente pick up Tt: tiempo de tripcurrent I: Corriente asignada

:

Tt para curva Extremadamente Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B)

(5)

Tt=0,452s

Tt para curva Muy Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B).

(6)

129

Tt=0,262s

Tabla N° 5.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito TURIAMO. CURVA Ext. Inversa Muy Inversa

MT

Tt

TAP

1 1

(s) 0,452 0,262

(A) 0,5 0,5

RTC

Corriente

I/Ipick up

600 600

I(A) 1200 1200

4 4

Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculados bajo la condición de la ecuación (5)que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (6), que define las características de una curva muy inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo. Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B).

TablaN° 5.3. CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito TURIAMO.

MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,150 2,161 0,826 0,452 0,292 0,208 0,158 0,127

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,5 450 300 600/1 0,5 600 300 600/1 0,5 900 300 2 0,453 3 0,454 600/1 0,5 1500 300 600/1 0,5 1800 300 600/1 0,5 2100 300 600/1 0,5 2400 300 Fuente. El Autor

I(I/Ipick up) 1,5 2,0 3,0 4 5,0 6,0 7,0 8,0

130

Tabla N° 5.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito TURIAMO.

MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022 0,428 0,261 0,190 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA MUY INVERSA VI1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,5 450 300 0,5 600 300 0,5 900 300 0,5 1200 300 0,5 1500 300 0,5 1600 300 0,5 2100 300 0,5 2400 300

I(I/Ipick up) 1,5 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0

Fuente. El Autor

5.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito TURIAMO

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuito Turiamo, barra de 13,8 kV. . (1)

(7)

A

131

Según la norma establecida por el manual del Comité de Operación Económica del sistema Interconectado Nacional. La protección principal debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un tiempo máximo de 100 ms. Este tiempo equivale a una protección de 2 ciclos yun interruptor de 4 ciclos.

Tabla N°5.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito TURIAMO.

DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO. Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,667 1560 400 5 600/1 0,667 1560 400 2 600/1 0,667 1560 400 1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 12000 400 0,1 600/1 0,667 20000 400

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 30 50

Fuente. El Autor.

5.1.1.2

TIERRA, CIRCUITO TURIAMO.

5.1.1.2.1 Protección falla a TIERRA, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito TURIAMO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Turiamo, barra de 13,8 kV.

(1)

132

(8)

Mediante la Ecuación presentada por el manual

del NOJA POWER. La

ecuación predeterminada para una curva extremadamente inversa y una inversa, norma ANSI ver anexo procederemos a calcular los tiempos de la curva.

Debido a lo reflejado en los datos de la falla suministrada por el Etap, podemos asumir un menor valor de corriente de falla monofásica.

(3)

Se obtiene que una corriente pick up de 60 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 8 para la curva extremadamente inversa y de 1 para la inversa

La coordinación de tierra en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por una curva inversa, que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá

133

cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

A continuación se presenta el cálculo de tiempo de operación o tiempo trip current para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER.La ecuación predeterminada para una curva extremadamente inversa y una muy inversa, norma ANSI(ver anexo B).

Procederemos a calcular los tiempos de operación de la curva.

(4)

Dónde:



Tt para curva Extremadamente Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B). (5)

Tt=0.294 s

134

Tt para curva Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B)

(9)

Tt=0,131 s

Tabla N° 5.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito TURIAMO. CURVA

MT

Ext. Inversa Inversa

8 1

Tt (s) 0,294 0,151

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 600 600

Corriente I/Ipick up I(A) 1400 23,333 1400 23,333

Fuente. El Autor

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculada bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuacion (9), que define las características de una curva inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B).

135

Tabla N°5.7CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito TURIAMO. MT 8 8 8 8 8 8 8 8

Tt (s) 9,963 3,617 1,268 0,463 0,294 0,257 0,232 0,221

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 240 60 600/1 0,1 420 60 600/1 0,1 840 60 600/1 0,1 1400 60 600/1 0,1 1800 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 3000 60

I(I/Ipick up) 2,5 4 7 14 23,333 30 40 50

Fuentes. El Autor.

Tabla N°5.8 CURVA INVERSA I1. Circuito TURIAMO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 0,65 0,324 0,235 0,177 0,151 0,141 0,131 0,124

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA I1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 240 60 600/1 0,1 420 60 600/1 0,1 840 60 600/1 0,1 1400 60 600/1 0,1 1800 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 3000 60 Fuentes. El Autor.

I(I/Ipick up) 2,5 4 7 14 23,333 30 40 50

136

5.1.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, circuito TURIAMO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuito Turismo, barra de 13,8 kV.

(1)

10()

A


137

Tabla N°5.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito TURIAMO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

Tt (s) 10 5 2 1 0,1 0,1 0,1 0,1

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO. RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 3000 120 600/1 0,2 3600 120 600/1 0,2 4200 120

I(I/Ipick up) 15 15 15 15 15 25 30 50

Fuentes. El Autor.

Para la carga fría por criterio de CORPOELEC se tomara 8 veces la carga nominal.

Se obtiene que la corriente de carga fría de 800 A un tiempo de 500 ms.

5.1.2 CALCULO DE RELE NOJA POWER(CIRCUITO PUEBLO).

Como los dos circuitos son transferibles y tienen como elemento protector relés de la misma naturaleza es decir igual rango y mismo fabricante y marca con el mismo transformador de corriente los cálculos y la programación es la misma por lo que solo se presentan las tablas y las gráficas con los mismos valores pero con el nombre del correspondiente circuito al que pertenecen.

138

5.1.2.1 FASE, CIRCUITO PUEBLO.

5.1.2.1.1 Protección falla fase tiempo TEMPORIZADA circuito PUEBLO. Tabla N°5.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA Ext. Inversa Muy Inversa

MT

Tt

TAP

1 1

(s) 0,452 0,262

(A) 0,5 0,5

RTC

Corriente

I/Ipick up

600 600

I(A) 1200 1200

4 4

Fuente. El Autor.

TablaN°

5.11CURVA

EXTREMADAMENTE

INVERSA

EI1.

Circuito

PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,15 2,161 0,825 0,452 0,292 0,208 0,158 0,127

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,5 450 300 600/1 0,5 600 300 600/1 0,5 900 300 600/1 0,5 1200 300 600/1 0,5 1500 300 600/1 0,5 1800 300 600/1 0,5 2100 300 600/1 0,5 2400 300 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 1,5 2 3 4 5 6 7 8

139

Tabla N°5.12 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022 0,428 0,261 0,19 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA MUY INVERSA VI1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,5 450 300 0,5 600 300 0,5 900 300 0,5 1200 300 0,5 1500 300 0,5 1600 300 0,5 2100 300 0,5 2400 300 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 1,5 2 3 4 5 6 7 8

5.1.2.1.2 Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO.

Tabla N°5.13 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO. Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,667 1560 400 5 600/1 0,667 1560 400 2 600/1 0,667 1560 400 1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 1560 400 0,1 600/1 0,667 12000 400 0,1 600/1 0,667 20000 400 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 30 50

140

5.1.2.2 TIERRA, CIRCUITO PUEBLO.

5.1.2.1.1 Protección falla tierra tiempo TEMPORIZADA circuito PUEBLO.

Tabla N° 5.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO CURVA

MT


8 1

Tt (s) 0,294 0,151

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 600 600

Corriente I/Ipick up I(A) 1400 23,333 1400 23,333

Fuente. El Autor

Tabla N°5.15 curva extremadamente Inversa. Circuito PUEBLO. MT 8 8 8 8 8 8 8 8

Tt (s) 9,963 3,617 1,268 0,463 0,294 0,257 0,232 0,221

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 240 60 600/1 0,1 420 60 600/1 0,1 840 60 600/1 0,1 1400 60 600/1 0,1 1800 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 3000 60 Fuentes. El Autor.

I(I/Ipick up) 2,5 4 7 14 23,333 30 40 50

141

Tabla N°5.16 CURVA INVERSA I1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 0,65 0,324 0,235 0,177 0,151 0,141 0,131 0,124

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA I1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 240 60 600/1 0,1 420 60 600/1 0,1 840 60 600/1 0,1 1400 60 600/1 0,1 1800 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 3000 60

I(I/Ipick up) 2,5 4 7 14 23,333 30 40 50

Fuentes. El Autor.

5.1.2.1.3 Protección falla a tierra curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO.

Tabla 5.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

Tt (s) 10 5 2 1 0,1 0,1 0,1 0,1

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO. RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 1800 120 600/1 0,2 3000 120 600/1 0,2 3600 120 600/1 0,2 4200 120

I(I/Ipick up) 15 15 15 15 15 25 30 50

Fuentes. El Autor.


Se obtiene que la corriente de carga fría de 800 A en un tiempo de 500 ms.

142

5.2

PROTECCIONES AGUAS ARRIBA.

5.2.1 RELE AGUAS ARRIBA DE LA SS/EE CUMBOTO.

Relé PANACEA:

CORRIENTE NOMINAL

Se refiere la corriente del lado de baja hacia alta.

(11)

5.2.1.1 FASE RELE AGUAS ARRIBA DE LA SS/EE CUMBOTO.

5.2.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito de respaldo.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cumboto, barra de 34,5 kV. . (1)

(2)

143

A

Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva inversa y con esta determinamos el tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 4.

La coordinación de fase en la barra de 34,5 kV estará determinada por 2 disparos; uno de ellos será lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva inversa la cual se define como una curva lenta por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por un disparo por tiempo definido que es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

Las corrientes suministradas son las referidas de la barra de 13,8kV al primario del transformador.

(3)

(4)

Con M=

144

Dónde:

A, B, p son constantes TD: Multiplicador de tiempo

Corriente pick up Tp: tiempo de tripcurrent I: Corriente asignada

(12)

Tabla N° 5.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO. CURVA Muy Inversa

TD 3

Tt (s) 0,621

TAP (A) 0,2

RTC

Corriente I(A)

I/Ipick up

400

480

6

Fuentes. El Autor. TABLA N°5.19

CURVA MUY INVERSA U3Fase TEMPORIZADORelé de

respaldo SS/EE CUMBOTO.

TD Tt (s) RTC 3 3 3 3 3 3 3 3

3,15 1,74 0,894 0,621 0,5 0,434 0,395 0,37

400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U3 I TAP (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) (A) 0,2 180 80 2,25 0,2 240 80 3 0,2 360 80 4,5 0,2 480 80 6 0,2 600 80 7,5 0,2 720 80 9 0,2 840 80 10,5 0,2 960 80 12 Fuentes. El Autor

I Referia al sec. 450 600 900 1200 1500 1800 2100 2400

145

5.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cumboto, barra de 34,5 kV.

(1)

(7)

A

Según la norma establecida por el manual del Comité de Operación Económica del sistema Interconectado Nacional. La protección de respaldo debe proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un tiempo máximo de 500 ms. Este tiempo equivale a una protección de 10 ciclos y un interruptor de 20 ciclos.

146

Tabla N°20 CURVA DEFINIDO Fase Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO. DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,3 720 100 5 400/1 0,3 720 100 2 400/1 0,3 720 100 1 400/1 0,3 720 100 0,5 400/1 0,3 720 100 0,5 400/1 0,3 840 100 0,5 400/1 0,3 960 100 0,5 400/1 0,3 1080 100

I(I/Ipick up) 7.2 7,2 7,2 7,2 7,2 8,4 9,6 10,8

Fuentes. El Autor.

5.2.1.2 TIERRA RELE Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.

5.2.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo TEMPORIZADO, Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cumboto, barra de 34,5 kV.

(1)

(8)

147

A

Debido a lo reflejado en

los datos de la falla suministrada por el relé

PANACEA, podemos asumir un menor valor de corriente de falla monofásica.

Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva muy inversa y con esta determinamosel tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 4

La coordinación de tierra en la barra de 34,5 kV estará determinada por 2 disparos; uno de ellos será lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva inversa la cual se define como una curva lenta por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por un disparo por tiempo definido que es un accionamiento rápido y ya no existirán más rehierres automáticos.


(3)

(4)

Con M=

148

Dónde:



(13)

TABLA N°5.21 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO. CURVA

TD

Muy Inversa

3

Tt (s) 0,632

TAP (A) 0,1

RTC

Corriente I(A)

I/Ipick up

400

560

14

Fuentes. El Autor.

TABLA N°5.22

CURVA INVERSA U2 Tierra TEMPORIZADO Relé de

respaldo SS/EE CUMBOTO.

TD Tt (s) RTC 3 3 3 3 3 3 3 3

14,82 2,771 1,05 0,763 0,632 0,595 0,581 0,571

400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U2 I TAP (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) (A) 0,1 60 40 1,5 0,1 120 40 3 0,1 240 40 6 0,1 360 40 9 0,1 560 40 14 0,1 720 40 18 0,1 840 40 21 0,1 960 40 24 Fuentes. El Autor.

I Referida al sec. 150 300 600 900 1400 1800 2100 2400

149

5.2.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cumboto, barra de 34,5 kV. (1)

(10)

5A


150

TABLA N° 5.23 CURVA INSTANTANEO Tierra Relé de respaldo SS/EE CUMBOTO.

DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO INSTANTANEO Tt (s) RTC TAP (a) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,15 720 60 5 400/1 0,15 720 60 2 400/1 0,15 720 60 1 400/1 0,15 720 60 0,5 400/1 0,15 720 60 0,5 400/1 0,15 900 60 0,5 400/1 0,15 1080 60 0,5 400/1 0,15 1260 60

I(I/Ipick up) 12 12 12 12 12 15 18 21

Fuentes. El Autor.

5.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR S/E CUMBOTO

Según la norma ANSI y NEMA C.12.00-10.1 25 *CORRIENTE BASE para 2s 20 *CORRIENTE BASE para 3s 16.6 *CORRIENTE BASE para 4s 14,3*CORRIENTE BASE para 5s C7.92-06.200 11,3 *CORRIENTE BASE para 10s 6,7 *CORRIENTE BASE para 20s 4,75*CORRIENTE BASE para 30s

151

Tabla N° 5.24 Curva de daño del transformador CURVA DE DAÑO TIEMPO CORRIENTE Coeficiente Inominal (s) (A) 2 25 104,64 2616,00 3 20 104,64 2092,80 4 16,6 104,64 1737,02 5 14,3 104,64 1496,35 10 11,3 104,64 1182,43 20 8,7 104,64 910,37 30 4,75 104,64 497,04 Fuentes. El Autor.

5.4 Calculo para la protección de Inrush

Tabla N° 5.25 curva InrushRele Principal CUMBOTO CURVA DE Inrush TIEMPO CORRIENTE Coeficiente Inominal (s) (A) 0,01 25 41,84 1046,00 0,1 12 41,84 502,08 1 6 41,84 251,04 10 3 41,84 125,52 100 2 41,84 83,68 300 2 41,84 83,68 Fuentes. El Autor.

5.5 CALCULO DE COLD LOAD (CARGA FRIA).


Se obtiene que la corriente de carga fría de 3204 A un tiempo de 500 ms.

152

5.6 Demostración grafica de las coordinaciones, relés aguas arriba aguas abajo SS/EE Cumboto Figura 5.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Turiamo.

Fuente El Autor

153

Análisis de resultados de la coordinación de fase relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Cumboto, circuito Turismo.

La grafica muestra la coordinación de la falla de fase aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Cumboto. La coordinación aguas abajo está representada en esta grafica por el circuito de Turiamo,conectado a la barra de 13.8 kV. La protección está definida por tres disparos, dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido. El disparo 1 estácondicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida, ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,452 s cuando se detecta una medición de corriente de 1200 A y está representada en el grafico por el trazo de color violeta; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,261 s cuando se detecta una medición de corriente de 1200 A;está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,621 s cuando se detecta una medición de corriente de 480 A, que referida al secundario equivale a 1200 A;está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas Rombo. A pesar de que al principio las curvas del relé aguas abajo trazo violeta y relé aguas arriba trazo naranja se cruzan, no afecta en las secuencias de disparo ni trae consecuencias en la coordinación, ya que, la curva de relé aguas arriba tiende a elevarse y la delrelé aguas abajo a decaer estando diferenciadas en el punto de protección por aproximadamente 200ms. También se logra verla diferencia de tiempo en la protección entre la curva del segundo disparo y la curva del relé aguas arriba siendo más pronunciado el tiempo, también se visualiza la diferencia entre los disparos temporizados Relé aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa, la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. también se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo.

154

Figura 5.3 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Turiamo.

Fuente El Autor.

155

Análisis de resultados de la coordinación de tierra relé aguas arriba y rele aguas abajo de la SS/EE Cumboto, circuito Turismo.

La grafica muestra la coordinación de la falla de tierra aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Cumboto. La coordinación aguas abajo que en esta grafica está representada por el circuito de Turismo. Conectado a la barra de 13.8 kV, está definida por tres disparos dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,294 s cuando se detecta una medición de corriente de 1400 A y está representada en el grafico por el trazo violeta.; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,151 s cuando se detecta una medición de corriente de 1400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0.632 s cuando se detecta una medición de corriente de 560 A que referida al secundario equivale a 1400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas Rombo. En la gráfica se logra observar las curvas en sus distinto s niveles, el relé aguas abajo trazo violeta está por debajo de la curva delrelé aguas arriba trazo naranja estando diferenciadas en el punto de protección por aproximadamente 400ms. Ofreciendo una excelente confiabilidad en la operación. También se logra verla diferencia de tiempo en la protección entre la curva del segundo disparo y la curva del relé aguas arriba siendo más pronunciado el tiempo, También se logra ver la diferencia entre los disparos temporizados Relee aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. también se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo.

156

Figura 5.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo

Fuente, El Autor.

157

Figura 5.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo

Fuente El Autor.

158

NOTA: el análisis será el mismo que el obtenido para la coordinación de fase y tierra del circuito de Turiamo como consecuencia de ser la misma coordinación para ambos circuitos. Debido a que son transferibles.

CAPITULO VI

COORDINACION DE PROTECCIONES DE LA SS/EE CATA

Para iniciar el estudio de la coordinación de protecciones empezaremos por mostrar un diagrama unifilar que permitiráubicar los distintos equipos del circuito en estudio, luego se mostrara una tabla con las respectivas corrientes de cortocircuitos obtenidas. Luego se procederá al cálculo de la coordinación de protecciones, la cual consistirá en el estudio de la protección de fase y de tierra para los circuitos aguas abajo y circuito aguas arriba.

El circuito aguas abajo está conformado por dos circuitos; circuito Bahía de Cata y circuito Pueblo de Cata. Los circuitos son transferibles, por lo que se tomara entonces como corriente nominal la suma de la corriente de los circuitos aguas abajo. Se empezara con el estudio de la coordinación de protecciones del circuito Bahia de Cata. Primeramente se calculara la protección de fase, esta consistirá en la programación de tres disparos, dos definidos por curvas de tiempo inverso y el otro disparoestará definido por una curva de tiempo definido. La secuencia de disparos estará determinada por un disparo rápido que estará condicionado por una curva de tiempo extremadamente inversa que es una curva de acción rápida, al alcanzar la corriente umbral trae como consecuencia la apertura del Reconectador al cierto tiempo hay un recierre automático, de persistir la falla la siguiente apertura estará condicionada por una curva muy inversa, que es una curva de accionamiento lento, al cierto tiempo habrá otro recierre automático y si persiste la falla existirá otra apertura del Reconectador condicionada por un disparo de tiempo definido. Para el estudio de la

159

coordinación de la protección de tierra el procedimiento será similar con las diferencias del cálculo de los parámetros del TAP y la

que serán

ecuaciones similares pero condicionadas por constantes multiplicadoras distintas a las de la fase. La otra diferencia será que el segundo disparo estará condicionado por una curva inversa.

Para la coordinación del circuito Pueblo solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.

Para el estudio aguas arriba se referirá la corriente de los circuitos derivados al lado de alta Luego se calculara la protección de la fase que consistirá en dos aperturas. La primera apertura estará condicionada por una curva inversa y la siguiente apertura por una curva de tiempo definido. Bajo las mismas condiciones se calculara la protección de tierra.


Para finalizar se presentara las gráficas de las curvas aguas arriba y aguas abajo tanto de fase como de tierra para cada circuito y se hará el análisis de la gráfica que demostrara la selectividad del estudio de protecciones.

El relé Aguas arriba cumple la función de proteger a el transformador de la Subestación y a su vez también actúa como un respaldo si llega a fallar la protección de cualquiercircuitos. Por dichas razones en ciertas oportunidades se le llamara relé de respaldo y en otro relé principal.

160

Figura 6.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Cata.

161

Fuente. El Autor.. Para la este estudio se determinaron previamente las corrientes de cortocircuito a través del programa Etap Power Station (ver anexo A, figura 2)

Tabla N° 6.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema SS/EE CATA Punto y Tensión de Falla S/E CATA 13.8 kV



Fuente. El Autor.

6.1 CALCULO DE PROTECCIONES RELES AGUAS ABAJO.

La corriente nominal fue tomada de eventos suministrados por el software del relé PANACEA principal los cuales están disponibles en el capítulo anterior. A pesar de que la carga en el circuito “Bahía de Cata” es diferente que la carga en el circuito “Pueblo de Cata”, las cuales representan las derivaciones del circuito aguas abajo (Barra de 13,8 kV), hay que tener en cuenta que los circuitos son transferibles por lo que se realizará una coordinación que será la misma para ambos equipos de protección

6.1.1 CIRCUITO BAHIA DE CATA

6.1.1 1 FASE: CIRCUITO BAHIA DE CATA.

6.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito BAHIA DE CATA.

162

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de la fase para la curva de tiempo inverso de los circuitos aguas abajo, circuitoBahia de Cata, barra de 13,8 kV.

(1) (2)

A

(3)

Para una corriente pick up de 300 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 1

La coordinación de fase en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estar condicionada por una curva muy inversa que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

163

Calculo de tiempo de operación o tiempo tripcurrent para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER. La ecuación predeterminada para una curva extremadamentete inversa y una muy inversa, norma ANSI(ver anexo B).

Procederemos a calcular los tiempos de la curva. (4)

Donde A,B, p son constantes TM: Multiplicador de tiempo


Tt para curva Extremadamente Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B).

(5)

Tt=0,131s

Tt para curva Muy Inversa (ver el valor de las constantes en anexo B)

(6)

Tt=0,118s

164

Tabla

6.2

Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito BAHIA DE

CATA. CURVA

MT

Ext. Inversa Muy Inversa

1 1

Tt (s) 0,131 0,118

TAP (A) 0,5 0,5

RTC 600 600

Corriente I(A) 2350 2350

I/Ipick up 7,833 7,833

Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculados bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (6), que define las características de una curva muy inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo. Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B).

Tabla 6.3 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito BAHIA DE CATA. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,452 0,208 0,131 0,105 0,089 0,078


I(I/Ipick up) 1,5 2 4 6 7,833 9 10 11

165

Tabla 6.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito BAHIA DE CATA. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,023 0,262 0,153 0,118 0,107 0,1 0,095

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 4 6 7,83 9 10 11

Fuente. El Autor.

6.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito BAHIA DE CATA.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuito Bahia de Cata, barra de 13,8 kV

(1)

(7)

A

166

Tabla 6.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito BAHIA DE CATA. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIFO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,667 2820 400 5 600/1 0,667 2820 400 2 600/1 0,667 2820 400 1 600/1 0,667 2820 400 0,1 600/1 0,667 2820 400 0,1 600/1 0,667 3300 400 0,1 600/1 0,667 3600 400 0,1 600/1 0,667 4400 400

I(I/Ipick up) 6,26 6,26 6,26 6,26 6,26 8,25 9 11

Fuente. El Autor.

6.1.1.2 TIERRA, CIRCUITO BAHIA DE CATA.

6.1.1.2.1 Protección falla a TIERRA, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito BAHIA DE CATA.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito,Bahía de Cata barra de 13,8 kV.

(1)

(8)

167

Mediante la Ecuación presentada por el manual

del NOJA POWER. La

ecuación predeterminada para una curva extremadamentete inversa y una inversa, norma ANSI ver anexo procederemos a calcular los tiempos de la curva.

Debido a lo reflejado en los datos de la falla suministrada por el Etap, podemos asumir un menor valor de corriente de falla monofásica.

(3)

Para una corriente pick up de 60 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 8 para la curva extremadamente inversa y de 1 para la inversa.

La coordinación de tierra en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por una curva inversa, que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

A continuación se presenta el cálculo de tiempo de operación o tiempo tripcurrent para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual

168

del NOJA POWER. La ecuación predeterminada para una curva extremadamente inversa y una muy inversa, norma ANSI (ver anexo B)

(4) Dónde:



Tt para curva Extremadamente Inversa (ver el valor de las constantes en anexo).

(5)

Tt=0.222s

Tt para curva Muy Inversa (ver el valor de las constantes en anexo

(9)

Tt=0, 125s

169

Tabla N° 6.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito BAHIA DE CATA. CURVA

MT


8 1

Tt (s) 0,222 0,125

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 60 60

Corriente I/Ipick up I(A) 48,33 2900 48,33 2900

Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculada bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (9), que define las características de una curva inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B).

Tabla 6.7 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito BAHIA DE CATA. MT 8 8 8 8 8 8 8 8

Tt 9,963 2,336 0,718 0,328 0,232 0,222 0,214 0,21

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2 RTC TAP (a) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 300 60 600/1 0,1 600 60 600/1 0,1 1200 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 2900 60 600/1 0,1 3600 60 600/1 0,1 4200 60 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 2,5 5 10 20 40 48,333 60 70

170

Tabla 6.8 CURVA INVERSA. Circuito BAHIA DE CATA. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,483 0,281 0,201 0,157 0,131 0,125 0,119 0,115

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA I1 RTC TAP (a) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 300 60 600/1 0,1 600 60 600/1 0,1 1200 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 2900 60 600/1 0,1 3600 60 600/1 0,1 4200 60

I(I/Ipick up) 2,5 5 10 20 40 48,333 60 70

Fuente. El Autor.

6.1.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, circuito BAHIA DE CATA

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuitoBahía de Cata, barra de 13,8 kV.

(1)

10()

171


Tabla 6.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito BAHIA DE CATA. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100


I(I/Ipick up) 29 29 29 29 29 31,25 35 37,5

Fuente. El Autor.


Para una corriente de carga fría de 304 A un tiempo de 500 ms

6.1.2CALCULO DE RELE NOJA POWER (CIRCUITO PUEBLO DE CATA.

Como los dos circuitos son transferibles y tienen como elemento protector relés de la misma naturaleza es decir igual rango y mismo fabricante y marca con el

172

mismo transformador de corriente los cálculos y la programación es la misma por lo que solo se presentan las tablas y las gráficas con los mismos valores pero con el nombre del correspondiente circuito al que pertenecen. 6.1.2.1 FASE, CIRCUITO PUEBLO.

6.1.2.1.1 Protección falla fase tiempo TEMPORIZADA circuito PUEBLO.

Tabla 6.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,131 0,118

TAP (A) 0,5 0,5

RTC 600 600


I/Ipick up 7,833 7,833

Fuente. El Autor.

Tabla 6.11 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,452 0,208 0,131 0,105 0,089 0,078


I(I/Ipick up) 1,5 2 4 6 7,833 9 10 11

173

Tabla 6.12 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,023 0,262 0,153 0,118 0,107 0,1 0,095

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 4 6 7,83 9 10 11

Fuente. El Autor. 6.1.2.1.2 Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO. Tabla 6.13 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIFO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,667 2820 400 5 600/1 0,667 2820 400 2 600/1 0,667 2820 400 1 600/1 0,667 2820 400 0,1 600/1 0,667 2820 400 0,1 600/1 0,667 3300 400 0,1 600/1 0,667 3600 400 0,1 600/1 0,667 4400 400 Fuente. El Autor

I(I/Ipick up) 6,26 6,26 6,26 6,26 6,26 8,25 9 11

174

6.1.2.2

TIERRA, CIRCUITO PUEBLO

6.1.1.1.1 Protección falla tierra tiempo TEMPORIZADA circuito PUEBLO. Tabla N° 6.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO CURVA

MT


8 1

Tt (s) 0,222 0,125

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 60 60

Corriente I/Ipick up I(A) 48,33 2900 48,33 2900

Fuente. El Autor.

Tabla 6.15 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO. MT 8 8 8 8 8 8 8 8

Tt 9,963 2,336 0,718 0,328 0,232 0,222 0,214 0,21


I(I/Ipick up) 2,5 5 10 20 40 48,333 60 70

175

TABLA 6.16 CURVA INVERSA. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,483 0,281 0,201 0,157 0,131 0,125 0,119 0,115

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA I1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 150 60 600/1 0,1 300 60 600/1 0,1 600 60 600/1 0,1 1200 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 2900 60 600/1 0,1 3600 60 600/1 0,1 4200 60

I(I/Ipick up) 2,5 5 10 20 40 48,333 60 70

Fuente. El Autor.

6.1.1.1.2 Protección falla a tierra curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO. TABLA 6.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100


I(I/Ipick up) 29 29 29 29 29 31,25 35 37,5

Fuente. El Autor.


176

Se obtiene que la corriente de carga fría de 640 A en un tiempo de 500 ms. 6.2

PROTECCIONES AGUAS ARRIBA.

6.2.1 RELÉ DE RESPALDO DE SS/EE CATA.

Relé PANACEA:

CORRIENTE NOMINAL

(11)

6.2.1.1 FASE RELE DE RESPALDO SS/EE CATA


Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cata, barra de 34,5 kV.

(1)

(2)

177

A

Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva inversa y con esta determinamos el tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 3


Las corrientes suministradas son las referidas de la barra de 13,8kV al primario del transformador

(3)

(4)

Con M=

; y dónde:



178

(12)

TBALA 6.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CATA CURVA

Muy Inversa

TD

6

Tt

TAP

(s)

(A)

0,748

0,2

RTC

Corriente

I/Ipick up

I(A) 400

940

11,75

Fuente. El Autor

TABLA 6. 19 CURVA MUY INVERSA U3 Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CATA.

MT 6 6 6 6 6 6 6 6

TD 6,308 3,487 1,787 1,243 0,868 0,748 0,669 0,636

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U3 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,2 180 80 2,25 0,2 240 80 3 0,2 360 80 4,5 0,2 480 80 6 0,2 720 80 9 0,2 940 80 11,75 0,2 1280 80 16 0,2 1760 80 22 Fuente. El Autor.

i Referida sec. 450 600 900 1200 1800 2350 3200 4400

6.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito PRINCIPAL

179

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cata, barra de 34,5 kV. (1)

(7)


Tabla 6.20 CURVA de TIEMPO DEFINIDO Fase Relé de respaldo SS/EE CATA.

DILAY (ms) 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,3 1220 100 5 400/1 0,3 1220 100 2 400/1 0,3 1220 100 1 400/1 0,3 1220 100 0,5 400/1 0,3 1220 100

I(I/Ipick up) 12,2 12.2 12,2 12,2 12,2

180

500 500 500

0,5 0,5 0,5

400/1 400/1 400/1

0,3 0,3 0,3

1600 2000 4000

100 100 100

16 20 40

Fuente. El Autor. 6.2.1.2 TIERRA RELE DE RESPALDO S/SEE CATA.

6.2.1.2.1 Protección falla a tierra, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito de respaldo.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cata, barra de 34,5 kV.

(1)

(8)

A




Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva muy inversa y con esta determinamos el tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 4.

181



(3)

(4

A, B, p son constantes

Con M=

TD: Multiplicador de tiempo

; donde


(13)

TABLA 6 21 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CATA. CURVA

TD

Tt

TAP

(s)

(A)

RTC

Corriente I(A)

I/Ipick up

182

Inversa

3

0,476

0,1

400

1160

29

Fuente. El Autor.

TABLA 6 22 CURVA MUY INVERSA S140 Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo SS/EE CATA. MT 3 3 3 3 3 3 3 3

TD 14,82 1,05 0,643 0,595 0,572 0,561 0,557 0,547

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA INVERSA U2 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,1 60 40 1,5 0,1 240 40 6 0,1 480 40 2 0,1 720 40 18 0,1 940 40 23,5 0,1 1160 40 29 0,1 1280 40 32 0,1 1760 40 44

i Referida sec. 150 600 900 1200 1800 2900 3200 4400

Fuente. El Autor.

6.2.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, circuito DE RESPALDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Cata, barra de 34,5 kV. (1)

(10)

183

5A


6.23 CURVA TIEMPO DEFINIDO Tierra Relé de respaldo SS/EE CATA. DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (ms) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,15 1500 60 5 400/1 0,15 1500 60 2 400/1 0,15 1500 60 1 400/1 0,15 1500 60 0,5 400/1 0,15 1500 60 0,5 400/1 0,15 4200 60 0,5 400/1 0,15 4500 60 0,5 400/1 0,15 4800 60

I(I/Ipick up) 25 25 25 25 25 70 75 80

Fuente. El Autor.

6.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR SS/EE CATA

Según la norma ANSI y NEMA

C.12.00-10.1 25 *CORRIENTE BASE para 2s 20 *CORRIENTE BASE para 3s 16.6 *CORRIENTE BASE para 4s 14,3*CORRIENTE BASE para 5s

184

C7.92-06.200 11,3 *CORRIENTE BASE para 10s 6,7 *CORRIENTE BASE para 20s 4,75*CORRIENTE BASE para 30

6.4 Calculo para la protección de Inrush

Tabla N° 6.24 Curva de daño del transformadorSS/EE CATA. CURVA DE DAÑO TIEMPO (s) 2 3 4 5 10 20 30

Coeficiente Inominal 25 20 16,6 14,3 11,3 8,7 4,75

313,3 313,3 313,3 313,3 313,3 313,3 313,3

CORRIENTE (A) 7832,50 6266,00 5200,78 4480,19 3540,29 2725,71 1488,18

Fuente. El Autor

6.4.1 Calculo para la protección de InrushSS/EE CATA. Tabla N° 6.25 curva Inrush. CURVA DE Inrush TIEMPO CORRIENTE Coeficiente Inominal (s) (A) 0,01 25 125,32 1046 0,1 12 125,32 502,08 1 6 125,32 251,04 10 3 125,32 125,52 100 2 125,32 83,68 300 2 125,32 83,68 Fuente. El Autor

185


Se obtiene que la corriente de carga fría de 256 A un tiempo de 500 ms. 6.5 Demostración grafica de las coordinaciones, relés aguas arriba aguas abajo SS/EE Cata.

Figura 6.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Bahía de Cata.

186

Fuente El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de fase relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Cata, circuito Bahía de Cata.

La grafica muestra la coordinación de la falla de fase aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Cata. La coordinación aguas abajo está representada en esta grafica por el circuito Bahía de Cata, conectado a la barra de 13.8 kV. La protección está definida por tres disparos, dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido. El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida, ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,131 s cuando se detecta una medición de corriente de 1200 A y está representada en el grafico por el trazo de color violeta; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,118 s cuando se detecta una medición de corriente de 2350 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,748 s cuando se detecta una medición de corriente de 940 A, que referida al secundario equivale a 2350 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas Rombo. A pesar de que al final las curvas del relé aguas abajo trazo violeta y trazo naranja se cruzan, no afecta en las secuencias de disparo ni trae consecuencias en la coordinación, ya que, la curva de relé aguas abajo presenta una secuencia de disparos, además el punto de intersección entre lar curvas está alejado de la corriente umbral que origina la apertura del circuito. También se logra ver la diferencia de tiempo en la protección entre las curvas del relé aguas abajo y la curva del relé aguas arriba, observándose que no hay intersecciones entre ellas. También se

187

visualiza la diferencia entre los disparos temporizados Relé aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa, la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. también se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo. Figura 6.3 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Bahía de Cata.

188

Fuente El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de tierra relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Cata, circuitoBahía de Cata.

La grafica muestra la coordinación de la falla de tierra aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Cata. La coordinación aguas abajo que en esta grafica está representada por el circuito de Bahía de Cata. Conectado a la barra de 13.8kV, está definida por tres disparos dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,222 s cuando se detecta una medición de corriente de 2900 A y está representada en el grafico por el trazo violeta.; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,125 s cuando se detecta una medición de corriente de 2900 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,475 s cuando se detecta una medición de corriente de 1160 A que referida al secundario equivale a 2900 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas Rombo. En la gráfica se logra observar las curvas en sus distinto s niveles, el relé aguas abajo trazo violeta está por debajo de la curva del relé aguas arriba trazo naranja estando diferenciadas en el punto de protección por aproximadamente 250ms. Ofreciendo una excelente confiabilidad en la operación. También se logra verla diferencia de tiempo en la protección entre la curva del segundo disparo y la curva del relé aguas arriba siendo más pronunciado el tiempo, También se logra ver la diferencia entre los

189

disparos temporizados Relee aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. Además se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo

Figura 6.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.

190

Fuente. El Autor. Figura 6.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.

191

Fuente. El Autor

NOTA: el análisis será el mismo que el obtenido para la coordinación de fase y tierra del circuito de Bahía de Cata como consecuencia de ser la misma coordinación para ambos circuitos. Debido a que son transferibles.

192

CAPITULO VII


Para iniciar el estudio de la coordinación de protecciones empezaremos por mostrar un diagrama unifilar que permitirá ubicar los distintos equipos del circuito en estudio, luego se mostrara una tabla con las respectivas corrientes de cortocircuitos obtenidas. Luego se procederá al cálculo de la coordinación de protecciones, la cual consistirá en el estudio de la protección de fase y de tierra para los circuitos aguas abajo y circuito aguas arriba

El circuito aguas abajo está conformado por tres circuitos; circuito comando, circuito Pueblo y circuito Playón. Los circuitos son transferibles, por lo que se tomara entonces como corriente nominal la suma de la corriente de los circuitos aguas abajo. Se empezara con el estudio de la coordinación de protecciones del circuito Comando.Primeramente se calculara la protección de fase, esta consistirá en la programación de tres disparos, dos definidos por curvas de tiempo inverso y el otro disparoestará definido por una curva de tiempo definido. La secuencia de disparos estará determinada por un disparo rápido que estará condicionado por una curva de tiempo extremadamente inversa que es una curva de acción rápida, al alcanzar la corriente umbral trae como consecuencia la apertura del Reconectador al cierto tiempo hay un recierre automático, de persistir la falla la siguiente apertura estará condicionada por una curva muy inversa, que es una curva de accionamiento lento, al cierto tiempo habrá otro recierre automático y si persiste la falla existirá otra apertura del Reconectador condicionada por un disparo de tiempo definido. Para el estudio de la coordinación de la protección de tierra el procedimiento será similar con las diferencias del cálculo de los parámetros del TAP y la

que serán

ecuaciones similares pero condicionadas por constantes multiplicadoras distintas

193

a las de la fase. La otra diferencia será que el segundo disparo estará condicionado por una curva inversa. Para la coordinación del circuito Pueblo solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.

De igual manera para la coordinación del circuito Playon solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.




El relé Aguas arriba cumple la función de proteger a el transformador de la Subestación y a su vez también actúa como un respaldo si llega a fallar la protección de cualquiercircuito. Por dichas razones en ciertas oportunidades se le llamara relé de respaldo y en otro relé principal.

194

Figura 7.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Independencia.

Fuente. El Autor.

195

Para la este estudio se determinaron previamente las corrientes de cortocircuito a través del programa EtapPowerStation (ver anexo A).

Tabla N° 7.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema S/e INDEPENDENCIA. Punto y Tensión de Falla S/E Independencia 13.8 kV



Fuente. El Autor.


La corriente nominal fue tomada de mediciones suministradas por el software de los relés NOJA POWER de los circuitos derivados. Las medidas están disponibles en el capítulo anterior. A pesar de que la carga en el circuito “Comando” es diferente que la carga en el circuito “Pueblo”, y a la carga en el circuito “Playón”, las cuales representan las derivaciones del circuito aguas abajo (Barra de 13,8 kV), hay que tener en cuenta que los circuitos son transferibles por lo que se realizará una coordinación que será la misma para ambos equipos de protección.

7.1.1 CIRCUITO COMANDO. 7.1.1 1 FASE: CIRCUITO COMANDO.

7.1.1.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV.

196

(1)

(2)

A

(3)

Se obtiene una corriente pick up de 450 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 1.

La coordinación de fase en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estar condicionada por una curva muy inversa que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

197

Calculo de tiempo de operación o tiempo trip current para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER. La ecuación predeterminada para una curva extremadamente te inversa y una muy inversa, norma ANSI(ver anexo B).

Procederemos a calcular los tiempos de la curva.

(4)

Donde

A,B, p son constantes

Dónde: TM: Multiplicador de tiempo Corriente pick up Tt: tiempo de tripcurrent I: Corriente asignada


(5)

Tt=0,305s.


198

(6) Tt=0,232s.

Tabla N° 7.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito COMANDO. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600/1 600/1


I/Ipick up 4,33 4,33

Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculados bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (6), que define las características de una curva muy inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo. Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B)

TablaN° 7.3 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826 0,595 0,305 0,208 0,158 0,105


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

199

TablaN° 7.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA MUY INVERSA VI1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,75 675 450 0,75 900 450 0,75 1350 450 0,75 1575 450 0,75 1950 450 0,75 2700 450 0,75 3150 450 0,75 4050 450 Fuente. El Autor

I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

7.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuitoComando, barra de 13,8 kV.

(1)

(7)

A

200


TablaN° 7.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito COMANDO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (ms) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 1 2340 600 5 600/1 1 2340 600 2 600/1 1 2340 600 1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 3000 600 0,1 600/1 1 3600 600 0,1 600/1 1 4200 600

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

Fuente. El Autor.

7.1.1.2

TIERRA, CIRCUITO COMANDO.

7.1.1.2.1 Protección falla a TIERRA, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV.

(1)

(8)

201

Mediante la Ecuación presentada por el manual del Noja Power la ecuación predeterminada para una curva extremadamentete inversa norma ANSI ver anexo procederemos a calcular los tiempos de la curva.


los datos de la falla suministrada por el rele


(3)

Se obtiene que para una corriente pick up de 60 A, un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 8 para la curva extremadamente inversa y de 1 para la inversa.

La coordinación de tierra en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por una curva inversa, que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

202

A continuación se presenta el cálculo de tiempo de operación o tiempo tripcurrent para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER.La ecuación predeterminada para una curva extremadamente inversa y una muy inversa, norma ANSI (ver anexo B). Procederemos a calcular los tiempos de operación de la curva.

(4)

Dónde: A,B, p son constantes TM: Multiplicador de tiempo



(5)

Tt=0.232s


(9)

203

Tt=0, 297s

Tabla N° 7.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito COMANDO. CURVA

MT


12 1

Tt (s) 0,348 0,297

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 600/1 600/1

Corriente I/Ipick up I(A) 40 2400 40 2400

Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculada bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (9), que define las características de una curva inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B)

Tabla N°7.7 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito COMANDO. MT 12 12 12 12 12 12 12 12

Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321 0,316


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

204

Tabla N°7.8 CURVA INVERSA I1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA INVERSA I1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,1 180 60 0,1 240 60 0,1 480 60 0,1 1200 60 0,1 2400 60 0,1 3000 60 0,1 3600 60 0,1 4200 60

I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuentes. El autor.

7.1.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV.

(1)

10()

205


Tabla N°7.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito COMANDO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (ms) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,2 2880 120 5 600/1 0,2 2880 120 2 600/1 0,2 2880 120 1 600/1 0,2 2880 120 0,1 600/1 0,2 2880 120 0,1 600/1 0,2 3600 120 0,1 600/1 0,2 4200 120 0,1 600/1 0,2 4800 120

I(I/Ipick up) 26 26 26 26 26 30 35 40

Fuente. El Autor. Para la carga fría por criterio de CORPOELEC se tomara 8 veces la carga nominal.

Para una corriente de carga fría de 2400 A un tiempo de 500 ms.

7.1.2 CALCULO DE RELE NOJA POWER (CIRCUITO PUEBLO.

Como los dos circuitos son transferibles y tienen como elemento protector relés de la misma naturaleza es decir igual rango y mismo fabricante y marca con el mismo transformador de corriente los cálculos y la programación es la misma por lo que solo se presentan las tablas y las gráficas con los mismos valores pero con el nombre del correspondiente circuito al que pertenece.

206



Tabla N°7.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600 600



Fuente. El Autor.

Tabla N°7.11 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826 0,595 0,305 0,208 0,158 0,105


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

207


Tt (s) 2,355 1,022, 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

Fuente. El Autor. 7.1.2.1.2 N°Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO.

Tabla N°7.13 CURVA TIEMPODEFINIDO. Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 1 2340 600 5 600/1 1 2340 600 2 600/1 1 2340 600 1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 3000 600 0,1 600/1 1 3600 600 0,1 600/1 1 4200 600 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

208

7.1.2.2

TIERRA, CIRCUITO PUEBLO.


Tabla N° 7.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA

MT

Ext. Inversa

12 1

Tt (s) 0,348 0,297

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 60 60


Fuente. El Autor.

Tabla N°7.15 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO.

MT 12 12 12 12 12 12 12 12

Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321 0,316


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

209

TablaN° 7.16 CURVA INVERSA. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuente. El Autor.


TablaN° 7.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

Tt (s) 10 5 2 1 0,1 0,1 0,1 0,1

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 3600 120 600/1 0,2 4200 120 600/1 0,2 4800 120

I(I/Ipick up) 26 26 26 26 26 30 35 40

Fuente El Autor.



210

7.1.3 CALCULO DE RELE NOJA POWER (CIRCUITO PLAYON).


7.1.3.1 FASE, CIRCUITO PLAYON.

7.1.3.1.1 Protección falla fase tiempo TEMPORIZADA circuito PLAYON.

Tabla N°7.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PLAYON. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600 600


I/Ipick up

Fuente. El Autor.

Tabla N°7.19 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PLAYON. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826 0,595 0,305 0,208 0,158 0,105


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

4,33 4,33

211

TablaN° 7.20 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PLAYON. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022, 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

Fuente. El Autor.

7.1.2.1.2 Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PLATON.

Tabla N°7.21 CURVA TIEMPODEFINIDO. Circuito PLAYON. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100


I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

7.1.2.1.1 Protección falla tierra tiempo TEMPORIZADA circuito PLAYON.

Tabla N° 7.22 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PLAYON. CURVA Ext. Inversa Inversa

MT 12 1

Tt (s) TAP (A) 0,348 0,1 0,297 0,1 Fuente. El Autor.

RTC 60 60


I/Ipick up 40 40

212


Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321 0,316


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuente. El Autor.

Tabla N°7.24 CURVA INVERSA. Circuito PLAYON. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA INVERSA I1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,1 180 60 0,1 240 60 0,1 480 60 0,1 1200 60 0,1 2400 60 0,1 3000 60 0,1 3600 60 0,1 4200 60 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

213


Tabla N°7.25 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PLAYON. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 1 2340 600 5 600/1 1 2340 600 2 600/1 1 2340 600 1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 3000 600 0,1 600/1 1 3600 600 0,1 600/1 1 4200 600

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

Fuente. El Autor.



7.2 PORTECCIONES AGUAS ARRIBA.

7.2.1 RELE DE RESPALDO DE SS/EE INDEPENDENCIA.

Relé PANACEA:

CORRIENTE NOMINAL.

(11)

214

7.2.1.1 FASE RELE DE RESPALDO DE SS/EE INDEPENDENCIA.


Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV

(1)

(2)

215




(3)

(4)

Con M=

; Dónde:



216

(12)

TablaN°7.26 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA. CURVA

Muy Inversa

TD

2

Tt

TAP

(s)

(A)

0,739

0,5

RTC

Corriente

I/Ipick up

I(A) 400

780

3,9

Fuente. El Autor. TablaN° 7.27 CURVA MUY INVERSA U3 Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

TD 2 2 2 2 2 2 2 2

Tt (s) 17,829 3,657 1,823 1,163 0,739 0,596 0,414 0,316

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U3 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,2 240 80 2,25 0,2 360 80 3 0,2 480 80 4,5 0,2 600 80 6 0,2 780 80 7,5 0,2 720 80 9 0,2 840 80 10,5 0,2 960 80 12

I Referia al sec. 600 900 1200 1500 1950 2250 3000 4000

Fuente. El Autor.

7.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito de respaldo.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE, Independencia barra de 34,5 kV.

217

(1)

(7)

A


Tabla N°7.28 CURVA TIEMPO DEFINIDO Fase Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,3 1000 100 5 400/1 0,3 1000 100 2 400/1 0,3 1000 100 1 400/1 0,3 1000 100 0,5 400/1 0,3 1000 100 0,5 400/1 0,3 1600 100 0,5 400/1 0,3 2000 100 0,5 400/1 0,3 4000 100 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 10 10 10 10 10 16 20 40

218

7.2.1.2 TIERRA RELE PRINCIPAL SS/EE INDEPENDENCIA.


Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV.

(1)

(8)

A




Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva muy inversa y con esta determinamosel tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 4.

La coordinación de tierra en la barra de 34,5 kV estará determinada por 2 disparos; uno de ellos será lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva inversa la cual se define como una curva lenta por sus características.

219

Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por un disparo por tiempo definido que es un accionamiento rápido y ya no existirán más rehierres automáticos.


(3)

(4)

Con M=

; Dónde:



(13)

TablaN° 7.29 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA CURVA

TD

Muy Inversa

4

Tt (s) 0,761

TAP (A) 0,1

Fuente. El Autor.

RTC 400

Corriente I(A) 960

I/Ipick up 24

220

TablaN° 7.30 CURVA INVERSA U2 Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

TD 4 4 4 4 4 4 4 4

Tt (s) 19,76 3,695 1,400 0,886 0,761 0,746 0,73 0,727

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U2 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,1 60 40 1,5 0,1 120 40 3 0,1 240 40 6 0,1 480 40 12 0,1 960 40 24 0,1 1200 40 30 0,1 2000 40 50 0,1 2400 40 60

I Referia al sec. 150 300 600 1200 2400 3000 5000 6000

Fuente. El Autor. 7.2.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, de respaldo Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV. (1)

(10)

5A

Según la norma establecida por el manual del Comité de Operación Económica del sistema Interconectado Nacional. La protección de respaldo debe

221

proteger totalmente el sistema eléctrico y eliminar cualquier falla en un tiempo máximo de 500 ms. Este tiempo equivale a una protección de 10 ciclos y un interruptor de 20 ciclos.

Tabla N°7.31



INDEPENDENCIA. DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,15 1240 60 5 400/1 0,15 1240 60 2 400/1 0,15 1240 60 1 400/1 0,15 1240 60 0,5 400/1 0,15 1240 60 0,5 400/1 0,15 1800 60 0,5 400/1 0,15 2400 60 0,5 400/1 0,15 3600 60

I(I/Ipick up) 20,67 20,67 20,67 20,67 20,67 30 40 60

Fuente. El Autor. 7.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR S/E INDEPENDENCIA.


C.12.00-10.1 25 *CORRIENTE BASE para 2s 20 *CORRIENTE BASE para 3s 16.6 *CORRIENTE BASE para 4s 14,3*CORRIENTE BASE para 5s C7.92-06.200 11,3 *CORRIENTE BASE para 10s 6,7 *CORRIENTE BASE para 20s 4,75*CORRIENTE BASE para 30

222

Tabla N° 7.32 Curva de daño del transformador. CURVA DE DAÑO TIEMPO (s) Coeficiente Inominal CORRIENTE (A) 2 25 418,37 10459,25 3 20 418,37 8367,4 4 16,6 418,37 6944,942 5 14,3 418,37 5982,691 10 11,3 418,37 4727,581 20 8,7 418,37 3639,819 30 4,75 418,37 1987,2575 Fuente. El Autor. 7.3

Calculo para la protección de Inrush. Tabla N° 7.33 curva Inrush. CURVA DE Inrush TIEMPO (s)

Coeficiente Inominal CORRIENTE (A)

0,01

25

125,32

1046

0,1

12

125,32

502,08

1

6

125,32

251,04

10

3

125,32

125,52

100

2

125,32

83,68

300

2

125,32

83,68

Fuente. El Autor.


Para una corriente de carga fría de 2400 A un tiempo de 500 ms. 7.6 Demostración grafica de las coordinaciones, relé aguas arriba aguas abajo S/SEE Independencia

223

Figura 7.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Comando.

Fuente. El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de fase relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Independencia, circuito Comando.

224

La grafica muestra la coordinación de la falla de fase aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Independencia. La coordinación aguas abajo está representada en esta grafica por el circuitoComando, conectado a la barra de 13.8 kV. La protección está definida por tres disparos, dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido. El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida, ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,305 s cuando se detecta una medición de corriente de 1950 A y está representada en el grafico por el trazo de color violeta; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,232 s cuando se detecta una medición de corriente de 1950 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,739 s cuando se detecta una medición de corriente de 780 A, que referida al secundario equivale a 1950 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas Rombo. A pesar de que al final las curvas del relé aguas abajo trazo violeta y trazo naranja se cruzan, no afecta en las secuencias de disparo ni trae consecuencias en la coordinación, ya que, la curva de relé aguas abajo presenta una secuencia de disparos, además el punto de intersección entre lar curvas está alejado de la corriente umbral que origina la apertura del circuito. También se logra ver la diferencia de tiempo en la protección entre las curvas del relé aguas abajo y la curva del relé aguas arriba, observándose que no hay intersecciones entre ellas, También se visualiza la diferencia entre los disparos temporizados Relé aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa, la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. también se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo Figura 7.3 Grafica falla tierra relé Principal PANACEA, relé Noja circuito Comando

225

Fuente. El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de tierra relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Independencia, circuito Comando.

226

La grafica muestra la coordinación de la falla de tierra aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Independencia. La coordinación aguas abajo que en esta grafica está representada por el circuito Comando. Conectado a la barra de 13.8 kV, está definida por tres disparos dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,348 s cuando se detecta una medición de corriente de 2400 A y está representada en el grafico por el trazo violeta.; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,292 s cuando se detecta una medición de corriente de 2400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,761 s cuando se detecta una medición de corriente de 960 A que referida al secundario equivale a 2400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas Rombo. En la gráfica se logra observar las curvas en sus distinto s niveles, el relé aguas abajo trazo violeta está por debajo de la curva del relé aguas arriba trazo naranja estando diferenciadas en el punto de protección por aproximadamente 250 ms. Ofreciendo una excelente confiabilidad en la operación. También se logra verla diferencia de tiempo en la protección entre la curva del segundo disparo y la curva del relé aguas arriba siendo más pronunciado el tiempo, También se logra ver la diferencia entre los disparos temporizados Relee aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. Además se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo

Figura 7.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.

227

Fuente. El Autor. Figura 7.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.

228

Fuente. El Autor. Figura 7.6 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.

229

Fuente. El Autor

230


Fuente. El Autor.

231

NOTA: el análisis será el mismo que el obtenido para la coordinación de fase y tierra del circuito de Comando como consecuencia de ser la misma coordinación para ambos circuitos. Debido a que son transferibles CAPITULO VII


Para iniciar el estudio de la coordinación de protecciones empezaremos por mostrar un diagrama unifilar que permitirá ubicar los distintos equipos del circuito en estudio, luego se mostrara una tabla con las respectivas corrientes de cortocircuitos obtenidas. Luego se procederá al cálculo de la coordinación de protecciones, la cual consistirá en el estudio de la protección de fase y de tierra para los circuitos aguas abajo y circuito aguas arriba

El circuito aguas abajo está conformado por tres circuitos; circuito comando, circuito Pueblo y circuito Playón. Los circuitos son transferibles, por lo que se tomara entonces como corriente nominal la suma de la corriente de los circuitos aguas abajo. Se empezara con el estudio de la coordinación de protecciones del circuito Comando.Primeramente se calculara la protección de fase, esta consistirá en la programación de tres disparos, dos definidos por curvas de tiempo inverso y el otro disparoestará definido por una curva de tiempo definido. La secuencia de disparos estará determinada por un disparo rápido que estará condicionado por una curva de tiempo extremadamente inversa que es una curva de acción rápida, al alcanzar la corriente umbral trae como consecuencia la apertura del Reconectador al cierto tiempo hay un recierre automático, de persistir la falla la siguiente apertura estará condicionada por una curva muy inversa, que es una curva de accionamiento lento, al cierto tiempo habrá otro recierre automático y si persiste la falla existirá otra apertura del Reconectador condicionada por un disparo de tiempo definido. Para el estudio de la coordinación de la protección de tierra el procedimiento será similar con las

232

diferencias del cálculo de los parámetros del TAP y la

que serán

ecuaciones similares pero condicionadas por constantes multiplicadoras distintas a las de la fase. La otra diferencia será que el segundo disparo estará condicionado por una curva inversa. Para la coordinación del circuito Pueblo solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.

De igual manera para la coordinación del circuito Playon solo se presentaran las tablas, debido a que como se dijo anteriormente los circuitos son transferibles y por los equipos de protección ser de la misma naturaleza se hará la misma programación de protecciones para ambo circuitos.




El relé Aguas arriba cumple la función de proteger a el transformador de la Subestación y a su vez también actúa como un respaldo si llega a fallar la protección

233

de cualquiercircuito. Por dichas razones en ciertas oportunidades se le llamara relé de respaldo y en otro relé principal. Figura 7.1 Diagrama unifilar de la SS/EE de Independencia.

234

Fuente. El Autor. Para la este estudio se determinaron previamente las corrientes de cortocircuito a través del programa EtapPowerStation (ver anexo A).

Tabla N° 7.1 Valores de Corrientes en fallas del sistema S/e INDEPENDENCIA. Punto y Tensión de Falla S/E Independencia 13.8 kV



Fuente. El Autor.


La corriente nominal fue tomada de mediciones suministradas por el software de los relés NOJA POWER de los circuitos derivados. Las medidas están disponibles en el capítulo anterior. A pesar de que la carga en el circuito “Comando” es diferente que la carga en el circuito “Pueblo”, y a la carga en el circuito “Playón”, las cuales representan las derivaciones del circuito aguas abajo (Barra de 13,8 kV), hay que tener en cuenta que los circuitos son transferibles por lo que se realizará una coordinación que será la misma para ambos equipos de protección.

7.1.2 CIRCUITO COMANDO. 7.1.1 1 FASE: CIRCUITO COMANDO.

7.1.2.1.1 Protección falla a fase, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito COMANDO.

235

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV. (1)

(2)

A

(3)

Se obtiene una corriente pick up de 450 A y un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 1.

La coordinación de fase en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estar condicionada por una curva muy inversa que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro

236

recierre automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

Calculo de tiempo de operación o tiempo trip current para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER. La ecuación predeterminada para una curva extremadamente te inversa y una muy inversa, norma ANSI(ver anexo B).

Procederemos a calcular los tiempos de la curva.

(4)

Donde

A,B, p son constantes

Dónde: TM: Multiplicador de tiempo Corriente pick up Tt: tiempo de tripcurrent I: Corriente asignada


(5)

Tt=0,305s.

237


(6) Tt=0,232s.

Tabla N° 7.2 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito COMANDO. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600/1 600/1



Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculados bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (6), que define las características de una curva muy inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo. Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B)

TablaN° 7.3 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826 0,595 0,305 0,208 0,158

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,75 675 450 600/1 0,75 900 450 600/1 0,75 1350 450 600/1 0,75 1575 450 600/1 0,75 1950 450 600/1 0,75 2700 450 600/1 0,75 3150 450

I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7

238

1

0,105

600/1

0,75

4050

450

9

Fuente. El Autor. TablaN° 7.4 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA MUY INVERSA VI1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,75 675 450 0,75 900 450 0,75 1350 450 0,75 1575 450 0,75 1950 450 0,75 2700 450 0,75 3150 450 0,75 4050 450 Fuente. El Autor

I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

7.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuitoComando, barra de 13,8 kV.

(1)

(7)

A

239


TablaN° 7.5 CURVA TIEMPO DEFINIDO. Circuito COMANDO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (ms) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 1 2340 600 5 600/1 1 2340 600 2 600/1 1 2340 600 1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 3000 600 0,1 600/1 1 3600 600 0,1 600/1 1 4200 600

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

Fuente. El Autor.

7.1.1.3

TIERRA, CIRCUITO COMANDO.

7.1.1.2.1 Protección falla a TIERRA, curva de tiempo TEMPORIZADO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV.

(1)

240

(8)

Mediante la Ecuación presentada por el manual del Noja Power la ecuación predeterminada para una curva extremadamentete inversa norma ANSI ver anexo procederemos a calcular los tiempos de la curva.


los datos de la falla suministrada por el rele


(3)

Se obtiene que para una corriente pick up de 60 A, un multiplicador de tiempo (Time Dial) de 8 para la curva extremadamente inversa y de 1 para la inversa.

La coordinación de tierra en la barra de 13,8 kV estará determinada por tres disparos; dos de ellos serán rápidos y uno lento. La primera apertura del circuito está condicionada por una curva extremadamente inversa la cual se define como una curva rápida por sus características. Cuando en el circuito se detecta una medición que alcanza la corriente umbral se acciona la apertura del Reconectador, luego de cierto tiempo hay un recierre automático, si la falla persiste, la siguiente apertura estará condicionada por una curva inversa, que es una curva más lenta, la apertura ocurrirá cuando alcance la corriente umbral. Después de cierto tiempo habrá otro recierre

241

automático. Si la falla persiste ahora actuara un disparo por tiempo definido que también es un accionamiento rápido y ya no existirán más recierres automáticos.

A continuación se presenta el cálculo de tiempo de operación o tiempo tripcurrent para las curvas mediante ecuación característica presentada por el manual del NOJA POWER.La ecuación predeterminada para una curva extremadamente inversa y una muy inversa, norma ANSI (ver anexo B). Procederemos a calcular los tiempos de operación de la curva.

(4)

Dónde: A,B, p son constantes TM: Multiplicador de tiempo



(5)

Tt=0.232s


242

(9)

Tt=0, 297s

Tabla N° 7.6 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito COMANDO. CURVA

MT


12 1

Tt (s) 0,348 0,297

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 600/1 600/1


Fuente. El Autor.

La siguiente tabla contiene los puntos que serán de utilidad para la construcción de la curva. Fueron calculada bajo la condición de la ecuación (5) que define las características de una curva extremadamente inversa y la ecuación (9), que define las características de una curva inversa. El valor resaltado en las tablas representa el tiempo de disparo del equipo Se tomaron como constantes las asignadas por el fabricante (ver anexo B)

Tabla N°7.7 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito COMANDO. MT 12 12 12 12 12 12 12

Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,1 180 60 600/1 0,1 240 60 600/1 0,1 480 60 600/1 0,1 1200 60 600/1 0,1 2400 60 600/1 0,1 3000 60 600/1 0,1 3600 60

I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60

243

12

0,316

600/1

0,1

4200

60

70

Fuente. El Autor.

Tabla N°7.8 CURVA INVERSA I1. Circuito COMANDO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuentes. El autor.

7.1.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, circuito COMANDO.

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra, la curva de tiempo definido de los circuitos aguas abajo, circuito Comando, barra de 13,8 kV.

(1)

10()

244


Tabla N°7.9 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito COMANDO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (ms) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 0,2 2880 120 5 600/1 0,2 2880 120 2 600/1 0,2 2880 120 1 600/1 0,2 2880 120 0,1 600/1 0,2 2880 120 0,1 600/1 0,2 3600 120 0,1 600/1 0,2 4200 120 0,1 600/1 0,2 4800 120

I(I/Ipick up) 26 26 26 26 26 30 35 40

Fuente. El Autor. Para la carga fría por criterio de CORPOELEC se tomara 8 veces la carga nominal.


7.1.2 CALCULO DE RELE NOJA POWER (CIRCUITO PUEBLO.

Como los dos circuitos son transferibles y tienen como elemento protector relés de la misma naturaleza es decir igual rango y mismo fabricante y marca con el

245

mismo transformador de corriente los cálculos y la programación es la misma por lo que solo se presentan las tablas y las gráficas con los mismos valores pero con el nombre del correspondiente circuito al que pertenece.



Tabla N°7.10 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600 600



Fuente. El Autor.

Tabla N°7.11 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826 0,595 0,305 0,208 0,158 0,105


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

246


Tt (s) 2,355 1,022, 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

Fuente. El Autor. 7.1.2.1.2 N°Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PUEBLO.

Tabla N°7.13 CURVA TIEMPODEFINIDO. Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100


I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

247

7.3.2.2

TIERRA, CIRCUITO PUEBLO.


Tabla N° 7.14 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PUEBLO. CURVA

MT

Ext. Inversa

12 1

Tt (s) 0,348 0,297

TAP (A) 0,1 0,1

RTC 60 60


Fuente. El Autor.

Tabla N°7.15 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI2. Circuito PUEBLO.

MT 12 12 12 12 12 12 12 12

Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321 0,316


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

248

TablaN° 7.16 CURVA INVERSA. Circuito PUEBLO. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuente. El Autor.


TablaN° 7.17 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PUEBLO. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

Tt (s) 10 5 2 1 0,1 0,1 0,1 0,1

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 2880 120 600/1 0,2 3600 120 600/1 0,2 4200 120 600/1 0,2 4800 120 Fuente El Autor.

I(I/Ipick up) 26 26 26 26 26 30 35 40

249


Para una corriente de carga fría de 2400 A un tiempo de 500 ms. 7.1.3 CALCULO DE RELE NOJA POWER (CIRCUITO PLAYON).


7.1.3.1 FASE, CIRCUITO PLAYON.

7.1.3.1.1 Protección falla fase tiempo TEMPORIZADA circuito PLAYON.

Tabla N°7.18 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Circuito PLAYON. CURVA

MT


1 1

Tt (s) 0,305 0,232

TAP (A) 0,75 0,75

RTC 600 600


I/Ipick up

Fuente. El Autor.

Tabla N°7.19 CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1. Circuito PLAYON. MT 1 1 1

Tt (s) 5,151 2,161 0,826

CURVA EXTREMADAMENTE INVERSA EI1 RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 600/1 0,75 675 450 600/1 0,75 900 450 600/1 0,75 1350 450

I(I/Ipick up) 1,5 2 3

4,33 4,33

250

1 1 1 1 1

0,595 0,305 0,208 0,158 0,105

600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

0,75 1575 0,75 1950 0,75 2700 0,75 3150 0,75 4050 Fuente. El Autor.

450 450 450 450 450

3,5 4,33 6 7 9

TablaN° 7.20 CURVA MUY INVERSA VI1. Circuito PLAYON. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt (s) 2,355 1,022, 0,428 0,325 0,232 0,153 0,131 0,117

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1


I(I/Ipick up) 1,5 2 3 3,5 4,33 6 7 9

Fuente. El Autor.

7.1.2.1.2 Protección falla a fase curvas de tiempo DEFINDO circuito PLATON.

Tabla N°7.21 CURVA TIEMPODEFINIDO. Circuito PLAYON. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100


I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

7.1.2.1.1 Protección falla tierra tiempo TEMPORIZADA circuito PLAYON.

251

Tabla N° 7.22 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Circuito PLAYON. CURVA Ext. Inversa Inversa

MT 12 1

Tt (s) TAP (A) 0,348 0,1 0,297 0,1 Fuente. El Autor.

RTC 60 60


I/Ipick up 40 40


Tt 9,911 5,423 1,52 0,493 0,348 0,331 0,321 0,316


I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

Fuente. El Autor.

Tabla N°7.24 CURVA INVERSA. Circuito PLAYON. MT 1 1 1 1 1 1 1 1

Tt 0,592 0,491 0,388 0,324 0,297 0,291 0,286 0,282

RTC 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1 600/1

CURVA INVERSA I1 TAP (A) I (A) Ipick up (A) 0,1 180 60 0,1 240 60 0,1 480 60 0,1 1200 60 0,1 2400 60 0,1 3000 60 0,1 3600 60 0,1 4200 60 Fuente. El Autor.

I(I/Ipick up) 1,5 4 8 20 40 50 60 70

252


Tabla N°7.25 CURVA TIEMPO DEFINIDO Circuito PLAYON. DILAY (ms) 100 100 100 100 100 100 100 100

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO Tt (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 600/1 1 2340 600 5 600/1 1 2340 600 2 600/1 1 2340 600 1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 2340 600 0,1 600/1 1 3000 600 0,1 600/1 1 3600 600 0,1 600/1 1 4200 600

I(I/Ipick up) 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 5 6 7

Fuente. El Autor.



7.4 PORTECCIONES AGUAS ARRIBA.

7.2.1 RELE DE RESPALDO DE SS/EE INDEPENDENCIA.

Relé PANACEA:

CORRIENTE NOMINAL.

253

(11)

7.2.1.1 FASE RELE DE RESPALDO DE SS/EE INDEPENDENCIA.


Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV

(1)

(2)

254




(3)

(4)

Con M=

; Dónde:



255

(12)

TablaN°7.26 Puntos de disparo Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA. CURVA

Muy Inversa

TD

2

Tt

TAP

(s)

(A)

0,739

0,5

RTC

Corriente

I/Ipick up

I(A) 400

780

3,9

Fuente. El Autor. TablaN° 7.27 CURVA MUY INVERSA U3 Fase TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

TD 2 2 2 2 2 2 2 2

Tt (s) 17,829 3,657 1,823 1,163 0,739 0,596 0,414 0,316

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U3 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,2 240 80 2,25 0,2 360 80 3 0,2 480 80 4,5 0,2 600 80 6 0,2 780 80 7,5 0,2 720 80 9 0,2 840 80 10,5 0,2 960 80 12

I Referia al sec. 600 900 1200 1500 1950 2250 3000 4000

Fuente. El Autor.

7.2.1.1.2 Protección falla a fase, curva de tiempo DEFINIDO, circuito de respaldo.

256

Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de fase para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE, Independencia barra de 34,5 kV.

(1)

(7)

A


Tabla N°7.28 CURVA TIEMPO DEFINIDO Fase Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,3 1000 100 5 400/1 0,3 1000 100 2 400/1 0,3 1000 100 1 400/1 0,3 1000 100 0,5 400/1 0,3 1000 100 0,5 400/1 0,3 1600 100

I(I/Ipick up) 10 10 10 10 10 16

257

500 500

0,5 0,5

400/1 0,3 2000 400/1 0,3 4000 Fuente. El Autor.

100 100

20 40

7.2.1.2 TIERRA RELE PRINCIPAL SS/EE INDEPENDENCIA.


Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo inversos de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV.

(1)

(8)

A




Por medio de la ecuación que nos permite el fabricante en el manual PANACEA Plus anexo por calculo encontramos una curva muy inversa y con esta determinamosel tiempo de operación con un multiplicador de tiempo (TD) de 4.

258



(3)

(4)

Con M=

; Dónde:



(13)

TablaN° 7.29 Puntos de disparo Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA CURVA

TD

Tt

TAP

RTC

Corriente

I/Ipick up

259

Muy Inversa

4

(s) 0,761

(A) 0,1

I(A) 960

400

24

Fuente. El Autor.

TablaN° 7.30 CURVA INVERSA U2 Tierra TEMPORIZADO Relé de respaldo, SS/EE INDEPENDENCIA.

TD 4 4 4 4 4 4 4 4

Tt (s) 19,76 3,695 1,400 0,886 0,761 0,746 0,73 0,727

RTC 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1 400/1

CURVA MUY INVERSA U2 TAP (A) I (A) Ipick up (A) I(I/Ipick up) 0,1 60 40 1,5 0,1 120 40 3 0,1 240 40 6 0,1 480 40 12 0,1 960 40 24 0,1 1200 40 30 0,1 2000 40 50 0,1 2400 40 60

I Referia al sec. 150 300 600 1200 2400 3000 5000 6000

Fuente. El Autor. 7.2.1.2.2 Protección falla a tierra, curva de tiempo DEFINIDO, de respaldo Mediante las siguientes ecuaciones se iniciara el cálculo de la protección de tierra para las curvas de tiempo definido de los circuitos aguas arriba, SS/EE Independencia, barra de 34,5 kV. (1)

(10)

260

5A


Tabla N°7.31



INDEPENDENCIA. DILAY (ms) 500 500 500 500 500 500 500 500

CURVA DE TIEMPO DEFINIDO TD (s) RTC TAP (A) I (A) Ipick up (A) 10 400/1 0,15 1240 60 5 400/1 0,15 1240 60 2 400/1 0,15 1240 60 1 400/1 0,15 1240 60 0,5 400/1 0,15 1240 60 0,5 400/1 0,15 1800 60 0,5 400/1 0,15 2400 60 0,5 400/1 0,15 3600 60

I(I/Ipick up) 20,67 20,67 20,67 20,67 20,67 30 40 60

Fuente. El Autor. 7.3 CURVA DE DAÑO DEL TRANSFROMADOR S/E INDEPENDENCIA.


C.12.00-10.1 25 *CORRIENTE BASE para 2s 20 *CORRIENTE BASE para 3s 16.6 *CORRIENTE BASE para 4s 14,3*CORRIENTE BASE para 5s C7.92-06.200

261

11,3 *CORRIENTE BASE para 10s 6,7 *CORRIENTE BASE para 20s 4,75*CORRIENTE BASE para 30

Tabla N° 7.32 Curva de daño del transformador. CURVA DE DAÑO TIEMPO (s) Coeficiente Inominal CORRIENTE (A) 2 25 418,37 10459,25 3 20 418,37 8367,4 4 16,6 418,37 6944,942 5 14,3 418,37 5982,691 10 11,3 418,37 4727,581 20 8,7 418,37 3639,819 30 4,75 418,37 1987,2575 Fuente. El Autor. 7.5

Calculo para la protección de Inrush. Tabla N° 7.33 curva Inrush. CURVA DE Inrush TIEMPO (s)

Coeficiente Inominal CORRIENTE (A)

0,01

25

125,32

1046

0,1

12

125,32

502,08

1

6

125,32

251,04

10

3

125,32

125,52

100

2

125,32

83,68

300

2

125,32

83,68

Fuente. El Autor.


262

Para una corriente de carga fría de 2400 A un tiempo de 500 ms. 7.6 Demostración grafica de las coordinaciones, relé aguas arriba aguas abajo S/SEE Independencia Figura 7.2 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Comando.

263

Fuente. El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de fase relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Independencia, circuito Comando.

La grafica muestra la coordinación de la falla de fase aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Independencia. La coordinación aguas abajo está representada en esta grafica por el circuitoComando, conectado a la barra de 13.8 kV. La protección está definida por tres disparos, dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido. El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida, ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,305 s cuando se detecta una medición de corriente de 1950 A y está representada en el grafico por el trazo de color violeta; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,232 s cuando se detecta una medición de corriente de 1950 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,739 s cuando se detecta una medición de corriente de 780 A, que referida al secundario equivale a 1950 A; está representada en la gráfica por el trazo color naranja con marcas Rombo. A pesar de que al final las curvas del relé aguas abajo trazo violeta y trazo naranja se cruzan, no afecta en las secuencias de disparo ni trae consecuencias en la coordinación, ya que, la curva de relé aguas abajo presenta una secuencia de disparos, además el punto de intersección entre lar curvas está alejado de la corriente umbral que origina la apertura del circuito. También se logra ver la diferencia de tiempo en la protección entre las curvas del relé aguas abajo y la curva del relé aguas arriba, observándose que no hay intersecciones entre ellas, También se visualiza la diferencia entre los disparos temporizados Relé aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa, la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. también se logra visualizar la

264

diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo Figura 7.3 Grafica falla tierra relé Principal PANACEA, relé Noja circuito Comando

265

Fuente. El Autor. Análisis de resultados de la coordinación de tierra relé aguas arriba y relé aguas abajo de la SS/EE Independencia, circuito Comando.

La grafica muestra la coordinación de la falla de tierra aguas Arriba aguas abajo de la Subestación Independencia. La coordinación aguas abajo que en esta grafica está representada por el circuito Comando. Conectado a la barra de 13.8 kV, está definida por tres disparos dos de tiempo inverso y uno de tiempo definido El disparo 1 está condicionado por una curva extremadamente inversa que se conoce como una curva rápida ella se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,348 s cuando se detecta una medición de corriente de 2400 A y está representada en el grafico por el trazo violeta.; el segundo disparo está condicionado por una curva muy inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,292 s cuando se detecta una medición de corriente de 2400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas de triángulos con base circular. El temporizado aguas arriba condicionado por una curva inversa que se conoce como curva lenta, se caracteriza por activar su disparo en un tiempo de 0,761 s cuando se detecta una medición de corriente de 960 A que referida al secundario equivale a 2400 A, está representada en la gráfica por el trazo naranja con marcas Rombo. En la gráfica se logra observar las curvas en sus distinto s niveles, el relé aguas abajo trazo violeta está por debajo de la curva del relé aguas arriba trazo naranja estando diferenciadas en el punto de protección por aproximadamente 250 ms. Ofreciendo una excelente confiabilidad en la operación. También se logra verla diferencia de tiempo en la protección entre la curva del segundo disparo y la curva del relé aguas arriba siendo más pronunciado el tiempo, También se logra ver la

266

diferencia entre los disparos temporizados Relee aguas abajo trazo verde y relé aguas arriba trazo negro que por normativa la protección aguas abajo quedo programada a 0,1 s y la protección aguas arriba a 0,5 s. Además se logra visualizar la diferencia marcada de las protecciones con respecto a la curva de daño del transformador viendo la confiabilidad de la protección del mismo

Figura 7.4 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.

267

Fuente. El Autor. Figura 7.5 Grafica falla tierra relé principal PANACEA, relé Noja circuito Playón.

268

Fuente. El Autor. Figura 7.6 Grafica falla fase relé principal PANACEA, relé Noja circuito Pueblo.

269

Fuente. El Autor


270

Fuente. El Autor. NOTA: el análisis será el mismo que el obtenido para la coordinación de fase y tierra del circuito de Comando como consecuencia de ser la misma coordinación para ambos circuitos. Debido a que son transferibles

271

CAPITULO VIII

BASE DE DATOS LAPRE

Manual para el uso de la Base de Datos de

Bajo el desarrollo del presente documento se pretende suministrar una información simple y a la vez detallada de cómo manejar la base de datos. Es decir, que el usuario contará con una herramienta que le permite manipular el sistema según el ambiente en el que se desee adentrar.

Este manual contará con una ayuda escrita y una ayuda grafica de las distintas funciones del sistema, para así,agilizar el aprendizaje de la persona interesada en el tema.

La ayuda escrita consiste en un conjunto de pasos que la persona debe seguir a la hora de entrar en cualquier ambiente del sistema. La ayuda grafica consistirá en las imágenes de los distintos ambientes que necesitará utilizar el usuario.

272

Entre algunos tópicos se verá reflejado el manejo de la pantalla principal, es decir, lo que debe hacer el usuario a la hora de entrar al sistema, la forma de registrarse y en caso de estar registrado, como entrar a los diferentes menús, como registrar, visualizar y eliminar equipos en la base de datos y permite observarlas pruebas realizadas a estos.

Todas estas funciones permitirán que el manejo del sistema no sea realizado por una sola persona y evitando que se cree una dependencia del Administrador, sino que cualquier persona asignada al área tenga la capacidad y a su vez la oportunidad de manejar el sistema.

8.1 Definición del sistema.

El sistema está diseñado bajo el formato de PHP el cual es un lenguaje de scriptdel lado del servidor, embebido en HTML (server side HTML-embebedde scripting lenguaje) y es de plataforma cruzada (cross plataforma). Además, es un lenguaje de código abierto (open source).

El sistema está fundamentado enPHP que envuelve sentencias HTML, el cual te permite ligarse con sentencias MySQL en lo que está fundamentada la base de datos. Para poder tener acceso al sistema se necesita un servidor para lo cual se utilizó el APPSERVER. Procedemos a las instrucciones de instalación del APPSERVER.

8.2 Inicio del Sistema.

El sistema muestra una página, la página principal tal como si fuera una página web por lo tanto se puede generar la vista previa abriendo internet explore, Firefox o en su defecto con cualquier motor de acceso a internet usted puede entrar

273

automáticamente si tiene la dirección guardada en su historial. En caso contrario, se deberá colocar la ruta del sistema que dependerá de donde lo tenga guardado en el equipo. Por lo antes mencionado, para un rápido acceso se recomienda tener la ruta para entrar automáticamente. Figura. 8.1 Ventana de Acceso al sistema Dirección o ruta del documento

1. Nombre con que está registrado la persona 3. Acceso para ayuda en caso de haber olvidado un dato

4. Acceso para

2. Clave con que está

Registrar un nuevo

registrado la persona

Usuario.

Fuente. El Autor

274

8.2.1 Pasos para ingresar a la selección de equipos.

La base de datos cuenta con un administrador genérico predeterminado, así, facilita el acceso a la hora de tener que ser manipulado por varias personas del laboratorio. Los datos predeterminados son: 1. Clave: ademan. 2. Usuario: 1234. 3. Pulse Entrar para ingresar a la siguiente página del sistema. El ítems 3 Facilita una ayuda al usuario ya registrado que haya olvidado la clave, al ingresar en el hipervínculo te llevara a la siguiente página:

Figura. 8.2 Ventana de requisitos para recuperar los datos

1. Cedula del usuario

2. Email del usuario

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

275

8.2.2 Pasos para recuperar los datos de acceso en caso de haberlos olvidado

Tanto la cedula como el Email son requisitos obligatorios de la persona cuando se está registrando.

1. Ingrese la cedula de identidad en la casilla correspondiente. 2. Ingrese el email en la casilla correspondiente. 3. Pulse con el cursor del mouse en la casilla aceptar.

8.2.3 Registro de un nuevo usuario.

Si nos vamos a la Figura 8.1 en el ítems 4 al presionar con el cursor del mouse en el hipervínculo aquí nos llevara a otra ventana en la cual se necesitaran llenar una serie de casillas para validar al nuevo usuario.

Aparecerá una ventana como la de la Figura 8.2 que solo puede ser llenada por el administrador de la base de datos.

Sigue los siguientes pasos:

1. Cedula: 0000. 2. Email: [email protected]. 3. Con el cursor click izquierdo en la casilla aceptar (ver fig 8.3).

276

Figura 8.3 Ventana de validación de requisitos del administrador para ingresar un nuevo usuario

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

Luego para validar al usuario se deben llenar las casillas que aparecen en la ventana (ver fig 8.4). Note que el llenado de los campos es obligatorio

277

Figura. 8.4 Registro de nuevo usuario

Fuente. El Autor Luego de llenar las casillas correspondientes con nombre apellido, login

Fuente El Autor

Haga click en REGISTRAR y lo llevara a la siguiente ventana, la cual muestra el siguiente mensaje, hacer click en ACEPTAR para finalizar el registro.

278

Figura. 8.5 Mensaje para finalizar registro de nuevo usuario.

Fuente. El Autor 8.3

Como seleccionar insertar modificar y eliminar elementos de la base de datos.

Fuente. El Autor

279

Al ingresar los datos y escoger entrar al sistema, él nos llevara a la siguiente ventana (ver fig 8.6).

Figura 8.6 Ventana de menú principal de Dispositivos

Menú de Equipos que se pueden insertar modificar, consultar o eliminar de la base.

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

280

Dependiendo del equipo que se desee trabajar se hacen click en el botón con el nombre correspondiente lo cual nos llevara a la siguiente ventana. Ejemplo haciendo click en transformadores (Ver fig 8.7).

Fig. 8 7 Ventana de submenú de acciones sobre un equipo

Submenú de las acciones que se le pueden efectuar a un equipo

Fuente. El Autor

Fuente El Autor

281

8.3

Como crear y revisar un registro de un equipo.

8.3.1 Como INSERTAR Un equipo a la base de datos. Esta opción es para insertar un equipo a la base de datos. 

Haga click en el botón INSERTAR, esto lo llevara a la siguiente ventana, (ver fig. 8.8) Figura. 8.8 Ventana de validación para el proceso de insertar

Fuente. El Autor

282

 

Ingrese el número de SERIAL del equipo que se desea INSERTAR Haga click en aceptar. Para acceder a la ventana de llenado de características del equipo. Antes aparecerá un mensaje de si desea continuar (ver fig. 8.9)

Figura. 8.9 Ventana de acceso para INSERTAR datos de acceso.

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

283

Al seleccionar continuar te llevara a la siguiente ventana (ver fig 8.10).

Figura. 8.10 Ventana que muestra el formulario de datos del equipo que se debe llenar para INSERTAR

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

284

Se debe llenar cada casilla del formulario obligatoriamente en caso de no conocer alguno de los ítems se recomienda llenar con la palabra DESCONOCIDO. 

SERIAL: Aparece por defecto.



MARCA: tiene que ver con el fabricante.



MODELO: Dato del fabricante.



UBICACIÓN: Sitio donde se encuentra actualmente el equipo.



IMAGEN: Una imagen predeterminada bien sea una foto para tener una idea del equipo, la cual se obtendrá a elegir la opción examinar esta te llevara directamente a mis imágenes en donde se escogerá la imagen que se desea.En caso de no existir se recomienda tener una imagen predeterminada con la indicación NO APLICA.



ESTADO: Indica la operatividad del equipo, si esta en funcionamiento o no.

285

Figura. 8.11 Ventana que muestra la manera de agregar la imagen predeterminada

Fuente. El Autor

286

Al tener el formulario lleno se hace click en la tecla registrar, la cual te llevara a la siguiente ventana (ver figura 8.12)

Figura. 8.12 Ventana que muestra resumen de los datos del equipo

Opción para regresar al menú principal

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

287

8.3.2 Que se debe hacer para CONSULTAR un equipo:



Hacer click en el botón consultar (ver figura 8.7). Te llevara a la ventana que se muestra en la figura 8.8. Se debe colocar el numero de serial en caso de no conocerlo debes acceder a la base de datos y verificar en la lista que el equipo este registrado sino se procede a registrarlo.



Si conoces el serial y está registrado al colocarlo y hacer click en aceptar te arrojara los datos del equipo.

Figura 8.13 Ventana que muestra los datos del equipo consultado.

Fuente El Autor

Fuente. El Autor Fuente El Autor

288

8.3.3 Con respecto al anexo de pruebas.

Si el equipo posee alguna prueba será indicado con un mensaje de la misma manera que si no la posee.

Si se desea agregar alguna prueba aparecerá la siguiente ventana al hacer click en la opción aceptar y si la prueba existe se debe llenar el siguen te formulario. 

SERIAL: Aparecerá por defecto.



NÚMERO DE PRUEBA: la prueba que se contabilice que se están haciendo al equipo.



PRUEBA REALIZADA: Una pequeña especificación de lo que se le hizo al equipo.



ARCHIVO consiste en examinar en el equipo para encontrar el informe de lo que se le hizo al equipo. Los informes deben estar redactados en documentos Word (formato docx). Se recomienda tener una carpeta por tipos de equipos esto facilitara las búsquedas para registrar por primera vez.



Se hace click en agregar para actualizar el registro de la prueba.

289

Figura 8.14 Ventana que muestra los datos que se necesitan vaidar para anexar una prueba

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

290

8.3.4 Como MODIFICAR los datos de un equipo

Hacer click en MODIFICAR (ver Fig 8.7) eso te llevara a la ventana de la fig. (8.8). 

Ingrese el SERIAL del equipo



Haga click en Aceptar, esto te llevara a la siguiente ventana (ver fig 8.25)



Modifique el dato que desea luego haga click en la opción MODIFICAR. Y estará guardado el cambio en la base de datos.

Figura 8.15. Ventana a la que se accede para modificar datos del equipo

Fuente. El Autor

291

8.3.5 Como ELIMINAR los datos de un equipo

Hacer click en ELIMINAR (ver Fig 8.7) eso te llevara a la ventana de la figura (8.8) 

Ingrese el SERIAL del equipo



Haga click en Aceptar,esto te llevara a la siguiente ventana, (ver fig 8.16).



Haga click en eliminar y quedara eliminado el registro del equipo de la base de datos.

Figura 8.16.Ventana que muestra los datos que se desean ELIMINAR DE UN EQUIPO

Fuente El Autor

Fuente. El Autor

292

NOTA: Para todos los equipos se aplican los mismos procedimientos con la excepción de las termografías.

8.4

Como crear un registro de una termografía.

Hacer click en el botón termografía (ver fig. 8.7) esto te llevara al submenú que se muestra en la ventana (ver fig 8.17). Aquí podrás, INSERTAR, CONSULTAR, MODIFICAR y ELIMINAR una termografía.

Figura. 8.17 Ventana que muestra el submenú de aplicaciones que se puede emplear a una termografía

Fuente El Autor

293

8.4.1 Pasos para REGISTRAR una termografía 

Haga click en el botón del submenu INSERTAR, luego aparecerá la ventana (fig. 8.18).



Ingrese serial (este es un numero predeterminado por el usuario para llevar el control de las termografías puede ser un código de zona o el número de reporte del informe)



Haga click en Aceptar para pasar a la siguiente ventana. (ver fig. 8.19 )

Figura 8.18 Ventana de validación del registro de termografía

Fuente .El Autor Fuente. El Autor La siguiente ventana muestra los datos que se necesitan para registrar la termografía:

294



SERIAL: Código que aparece por defecto después de haber sido asignado por el usuario en la ventana anterior.



UBICACIÓN: Sitio donde se realiza el estudio termográfico.



MOTIVO: Las causas por las cuales se realiza la termografía.



Haga click en REGISTRAR y quedara grabada la información en la base de datos.( Ver fig. 8.20)

Figura. 8.19. Ventana que muestra la planilla de datos que exige el sistema para INSERTAR la termografía

Fuente. El Autor

295

Figura. 8.20 Ventana que muestra los datos que fueron registrados del equipo

Hacer click aquí para

Fuente. El Autor

volver al menú principal

Fuente. El Autor

296

8.4.2 Pasos para CONSULTAR una termografía

Hacer click en el botón consultar (fig 8.17). Esta acción te llevara a la ventana que se muestra en la figura 8.18. Se debe colocar el número del serial, en caso de no conocerlo debes acceder a la base de datos y verificar en la lista que el equipo esté registrado, sino procede a registrarlo 

Si conoces el serial y está registrado al colocarlo y hacer click en aceptar te arrojara los datos del equipo (ver fig. 8.21)

Figura. 8.21 Ventana que muestra la lista de datos de una termografía consultado

Fuente El Autor

Fuente. El Autor

297

8.4.3 Como registrar una prueba que en el historial de un equipo

Para registrar el informe has click en aceptar de inmediato te llevara a una ventana donde debes llenar el siguiente formulario (ver fig 8,22) 

Serial de termógrafo: Indica el código asignado a la termografía para tener el control.



Número de Prueba: Indica la vez que se ha hecho la termografía al circuito o sistema.



Prueba Realizada: Indica la causa de porque se está realizando la termografía.



Examinar: es el enlace para llegar a la prueba se recomienda tener esta en una carpeta llamada termografías.



Has click en agregar y volverás a la pantalla original.

Figura. 8.22 Ventana que muestra los datos que se solicitan para registrar una prueba de una termografía

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

298

8.4.4 Que hacer para MODIFICAR una termografía 

Ubíquese en la ventana principal figura 8.17 haga click en modificar esto te llevara a la siguiente ventana figura 8.18 luego ingrese el serial.



Haga click en Aceptar, esto te llevara a la siguiente ventana.



Aparecerá los datos del equipo con la posibilidad de modificar (ver fig. 8.23).



Modifique el dato que desea.



Haga click en modificar esto te llevara al reporte de datos con la actual modificación (ver fig. 8.24).



Haga click en aquí y volverá a la ventana principal.

Figura. 8.23 Ventana que muestra la lista de datos de una termografía que se desea modificar

Fuente El Autor

Fuente. El Autor

299

Figura. 8.24 Ventana que muestra los datos actuales de la termografia con la respectiva modificación

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

300

8.4.5 Pasos para ELIMINAR una termografía 

Ubíquese en la ventana principal figura 8.17 haga click en el botón eliminar esto te llevara a la siguiente ventana figura 8.18 luego ingrese el serial.



haga click en Aceptar, esto te llevara a la siguiente ventana.



Aparecerá los datos del equipo con la posibilidad de Eliminarlos (ver fig. 8.25)



Haga click en ELIMINAR esto te llevara al reporte de que se eliminaron los datos arrojando el siguiente mensaje datos eliminados satisfactoriamente (ver fig.8.26).

 Figura

Haga click en aquí y volverá a la ventana principal. 8.25 Ventana que muestra los datos que se van a eliminar de una

termografía

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor

301

Figura. 8.26 Ventana que muestra el mensaje que indica que fue exitoso el proceso de borrar los datos y la termografía de la base de datos

Fuente El Autor

8.5 Modulo Base de datos 8.5.1 Como entrar al sistema.

La base de datos se puede manipular como una dirección web de entrada apareciendo como página principal, tal como si fuera una página web por lo tanto ella puede generar la vista previa abriendo internet explorer, Firefox o cualquier motor de acceso a internet. Usted puede entrar automáticamente si tiene la dirección guardada en su historial sino deberá colocar la ruta del sistema que dependerá de donde lo tenga guardado en el equipo. Por lo antes mencionado, para un rápido acceso se recomienda tener la ruta para entrar automáticamente.

302

Figura 8.27 Ventana principal del sistema para acceder a la base de datos LAPRE 1. Direccion o ruta de acceso al sistema

2. Acceso a las funciones del sistema

Fuente. El Autor

Al hacer Click donde se indica en la figura aparecerá la siguiente ventana pidiendo nombre de usuario y contraseña:(Verfig 8.28)

303



Nombre de usuario: root.



Contraseña: elias.



Haga click en acepta



Aparecerá la siguiente ventana (ver fig 8.29).



Haga click base de datos para acceder a las bases de datos del sistema. Figura 8.28 Venta que muestra las condiciones de acceso al sistema

Fuente El Autor

304

Figura 8.29 Ventana que muestra las funciones del sistema

Link para acceder a la base de datos

Fuente El Autor

En la ventana aparecen las bases de datos que están en el servidor.

Haga click en Wilson esto te llevara a la base de datos LAPRE (ver figura 8.30)

305

Figura 8.30 Ventana que muestra como acceder a la lista de tablas de la base de datos LAPRE

Link de acceso a la base de datos LAPRE

Fuente El Autor

Al hacer click aparecerá la siguiente ventana donde aparecerá la lista de tablas (Ver Fig 8.31)

306

Figura 8.33 Muestra las funciones de la tablas

2. Muestra la estructura de la tabla 1. Ingresar a la tabla

3. Buscar

6. Eliminar Tabla.

5. Vaciar 4. Insertar

Fuente. El Autor

8.5.2 Como ver la lista de equipos y sus datos en una tabla

En la figura 8.33 haciendo click en ingresar a la tabla te permite visualizar y modificar los elementos de una tabla

307

Figura 8.34 Ventana que muestra la lista de datos de una tabla y como modificarlos

3. modificar conjunto

1. Editar datos de la tabla

de datos o eliminar datos seleccionando el cuadro de la tabla

2. Eliminar los datos del equipo en la tabla

Fuente. El Autor

Los demás ítems no son aplicables al manejo del usuario ya que son para modificación de tablas como eliminar

o modificar. Son de interés de quien

administre la tabla sea un técnico en informática o sistemas, el cual debería de tener la capacidad del manejo de los lenguajes de programación y del servidor.

308

CAPITULO IX

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

9.1 Conclusiones

Al finalizar la realización de este informe de pasantía se pueden establecen las siguientes conclusiones:

Para realizar las maniobras que involucran a los equipos de protección en las SS/EE, en específico a los reconectadores que trabajan en conjunto con los relés de protección y control de sobrecorriente, deben tomarse en cuenta una serie de normativas que a su vez traen como consecuencia una serie de restricciones. De aquí que entre los estudios más importantes en la protección de un sistema se encuentren el análisis de corrientes de cortocircuito y el análisis de coordinación de protecciones. Estos estudios permiten obtener la fiabilidad que viene dada por la precisión y la exactitud que representa el análisis de los sistemas, permitiendo el mejor aprovechamiento de los equipos que se encargan de despejar las fallas.

Se debe considerar que la carga en la región costera es variable debido a que es una zona turística y en ciertas temporadas del año hay mayor demanda, por eso es necesario realizar una constante toma de reportes de carga para así, aumentarla fiabilidad y confiabilidad del sistema.

Conocer variables como la carga que maneja el sistema, la capacidad del transformador, las funciones de nuestros equipos de protección, la capacidad de cortocircuito, entre otras cosas juegan un papel importante en la coordinación de protecciones ya que todos estos datos facilitaran al usuario el desarrollo del método de cálculo y le permitirán obtener una información precisa de las características a ser tomadas en cuenta durante el desarrollo del estudio de coordinación de protecciones.

309

Los estudios de corrientes de cortocircuito permiten conocer los elevados niveles de corriente que se tienen en un sistema, en nuestro caso particularen las Subestaciones. Ante la presencia de fallas es necesario determinar si los equipos que conforman el sistema son capaces de soportar estos niveles, en este caso hablamos de los más importantes como son el transformador y los reconectadores los cuales tienen la función de operar como un interruptor produciendo la apertura ante cortocircuito o de cierre para el suministro de carga a un circuito bajo una serie de condiciones que manipula el relé de control. El estudio de cortocircuito nos permite determinar la capacidad mínima para el accionamiento antes mencionado. Este estudio también juega un papel importante en los cálculos que se utilizan para determinar la coordinación de protecciones siendo fundamental en el criterio que se debe tomar para las diferentes fallas y la inhabilitación del sistema.

Los estudios de coordinación de protecciones es uno de los estudios más relevantes y complejos en el diseño y operación de los sistemas eléctricos de potencia, en específico en las Subestaciones. Considerando que estos dispositivos son los encargados de resguardar y mantener la seguridad de equipos costosos como son transformadores, generadores, motores, entre otros; por lo que deben ser estudiados y ajustados con la mayor exactitud posible a fin de evitar daños innecesarios al sistema, lo que será reflejado como pérdidas económicas para la empresa.

Asimismo, otra característica importante reflejada en las subestaciones es que el estudio de protecciones permite ofrecer un mejor servicio a la comunidad y sobre todo su precisión permitirá un despeje de fallas más acertado evitando por ejemplo, un despeje de todo el sistema que se convierte en una desventaja fatal cuando en la barra de aguas abajo existen sistema derivados,ya que una falla en cualquiera de ellos que pasara al circuito aguas arriba despejaría a los demás circuitos que no tiene nada que ver con la falla, esto traería como consecuencia una desmejora considerable en la operatividad del sistema de potencia.

310

Las Subestaciones de la costa están conformadas por una protección aguas arriba y una protección aguas abajo como se mencionó anteriormente el sistema aguas abajo está conformado por circuitos derivados cada cual autónomo pero que a la hora de salir de operatividad por una falla se puede transferir a otro circuito derivado aumentando la demanda de carga por esto

la carga total debe de ser

evaluada en función de la suma de la cantidad de circuitos derivados que estén conectados a la barra aguas abajo para de esta manera evita el despeje del relé respaldo aguas arriba a la hora de hacerse la transferencia de circuitos a nivel del sistema de distribución.

Los relés de sobrecorriente empleados en la Subestaciones son: el PANACEA Plus y el Noja power; los cuales cuentan con una serie de funciones que le dan más confiabilidad, eficacia, seguridad, precisión y exactitud,entre otras variables a la hora de los despejes de fallas. Son equipos que le suministran una operatividad al circuito, mediante la realización de una serie de maniobras, dejando claro que la apertura de un circuito se efectuara cuando sea estrictamente necesario. Además de su capacidad para afrontar fallas, presenta las características de que almacena una variedad de datos lo que permite a corto plazo obtener un análisis del sistema y esto a su vez permitirá obtener conclusiones del flujo de carga que se maneja así como su variación.

Una vez determinados los nuevos ajustes de los relés, realizadas las simulaciones y obtenidos los resultados del estudio de coordinación de protecciones entre las Subestaciones de Cumboto, Cata e Independencia y los respetivos circuitos derivados, se confirmó que los tiempos de despeje de fallas propuestos, cumplen con las recomendaciones establecidas por la IEEE, así como también cumplen con los requerimientos de los esquemas de protección planteados y con la filosofía aplicada a estas protecciones en relación a las necesidades planteadas por la empresa CORPOELEC, Aragua, Región 4.

311

9.2 Recomendaciones

Las recomendaciones aquí planteadas son resultado de la observación durante el análisis y desarrollo de las pasantías industriales.

Se recomienda la sustitución del transformador marca Caivet año 1975; capacidad 2,5 MVA; ya que la demanda de carga en esta zona en cualquier instante puede sobrepasar la capacidad del transformador, trayendo consecuencias graves para el equipo, entre ellas el daño permanente del mismo. La idea sería tener un transformador con la capacidad semejante a los que se encuentran en las otras dos subestaciones.

Se recomienda un monitorio constante de la variación de carga en cada subestación, queaprovechando la capacidad de los relés para almacenar datos de medida de carga, entre otras variables y también registran eventos. Todo lo antes mencionado representa una herramienta importante que permitirá realizar estudios de análisis de flujo de carga,también evaluar si los equipos que se están utilizando son los apropiados y de no ser los adecuados obtener las características que requerirá el equipo nuevo que será sugerido para un cambio de equipos más acordes al sistema evaluado. La toma de datos constante nos permitirá conocer la demanda de carga del circuito, esto a su vez, brindara la oportunidad de obtener

mejores análisis de

cortocircuito y traerá mejoras en la coordinación de protecciones para asegurar la fiabilidad de los despejes.

Es necesario mantener operativa y actualizada la base de datos, ya que esto permitirá tener un orden de la historia de cada equipo, su ubicación y las distintas pruebas que a estos se les hayan aplicado, de esta manera tener un mayor conocimiento en la determinación de su operatividad, de los problemas que se presentan con él y de cualquier dato que se necesite del equipo en una forma más rápida

312

Se debe brindar un adiestramiento al personalde LAPRE, ya sea en forma de charlas o preferiblemente curso intensivo sobre las condiciones y restricciones en la coordinación de protecciones, tratando de que la información sea impartida de la forma más técnica posible, incluso incluyendo su certificación para así, darle validez a la toma de decisiones del personal a la hora de configurar las protecciones en un equipo.

Es importante acelerar el crecimiento de LAPRE, ya que en este laboratorio se efectúan una serie de trabajos que son importantes para la empresa y a su vez para los sistemas eléctricos de la región. Las mejoras consistirían en efectuar divisiones del departamento, dejando zonas específicas para laspruebas de los relés y reconectadores, además para el mantenimiento de transformadores. Esto dejaría un mayor factor de tiempo, una mayor producción de equipos reparados con un trabajo más eficiente y efectivo.

313

REFERENCIAS

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[12] Campos, Alexis (2005). Elaboración de un plan de contingencia para el Sistema Eléctrico de Trasmisión de Potencia, perteneciente a la Compañía Anónima de Fomento Eléctrico, en la zona norte del estado Anzoátegui, a niveles de tensión de 400, 230 y 115 kV. Informe de Pasantías. Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional.

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[22] Bertrand, Pierre. (2000). Las protecciones Direccionales. Cuaderno Técnico de la Schneider Electric. España.

316

LISTA DE ABREVIATURAS

A: Amperes ANSI: American NationalStandardsInstitute CORPOELEC: Corporación Eléctrica Nacional CTI: Intervalo de tiempo de Coordinación ETAP: Electrical Transient Analyzer Program. Fig: Figura GE: General Electric IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers IEC: International ElectrotechnicalCommission LAPRE: Laboratorio de Pruebas y Mantenimiento Especializado m: metros Max: Máximo (a) MCY: Maracay Min: Mínimo (a) MVA: Mega Volt-Ampere MVAR: Mega Volt-Ampere Reactivos MW: Mega Wattios OTI: Operation Technology, Inc. S: segundos S/E: Subestación SEN: Sistema Eléctrico Nacional s.f: Sin Fecha t: Tiempo TC: Transformador de Corriente TCC`s time current curve TD: time dial TM: Multiplicador de Tiempo TP: Transformador de Potencial

317

V: Voltaje UNEFA: Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada Nacional

318

ANEXOS (A) NIVELES DE CORTOCIRCUITO EN PUNTOS DE FALLA

319

SS/EE Cumboto

Figura 1 Diagrama unifilar simplificado de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor.

320

Tabla 1 Resumen de barras del circuito simplificado de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor.

321

Tabla 2 Resumen de cable del circuito simplificado de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor.

322

Tabla 3 Resumen de Fuentes del circuito simplificado de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor.

323

Tabla 4 Resumen de transformadoresdel circuito simplificado de la SS/EE de Cumboto.

Fuente. El Autor.

324

Tabla 5 Resumen de estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kVdel circuito simplificado de la SS/EE de Cumboto

Fuente. El Autor

325

SS/EE Cata Figura 2 Diagrama unifilar simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor.

326

Tabla 6 Resumen de barras sdel circuito simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor.

327

Tabla 7 Resumen de cables sdel circuito simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor.

328

Tabla 8 Resumen de fuente del circuito simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor.

329

Tabla 9 Resumen de transformadores del circuito simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor.

330

Tabla 10 Resumen de estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kVdel circuito simplificado de la SS/EE de Cata.

Fuente. El Autor.

331

S/E Independencia

Figura 3 Diagrama unifilar simplificado de la SS/EE de Independencia.

Fuente. El Autor

Fuente. El Autor.

332

Tabla 11 Resumen de barras sdel circuito simplificado de la SS/EE de Independencia

Fuente. El Autor.

333

Tabla 12 Resumen de cables sdel circuito simplificado de la SS/EE de Independencia.

Fuente. El Autor

334

Tabla 13 Resumen defuentes del circuito simplificado de la SS/EE de Independencia.

Fuente. El Autor.

335

Tabla 14 Resumen de transformadores del circuito simplificado de la S/SEE de Independencia.

Fuente. El Autor

336

Tabla 15 Resumen de estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kVdel circuito simplificado de la S/SEE de Independencia.

Fuente. El Autor.

337

ANEXOS (B) TCC´s CARACTERÍSTICAS SEGÚN MANUAL NOJA POWERS Y SEGÚN MANUAL PANACEA PLUS

338

APÉNDICE A CURVAS TÍPICAS UTILIZADAS PARA EL RELÉ PANACEA Plus Figura 4 Curva Inversa U2.

Fuente manual del fabricante Relé PANACEA Plus

339

Figura 5 Curva Inversa U2

Fuente manual del fabricante Relé PANACEA Plus

340

APÉNDICE B– Curvas características corriente/tiempo (TCC).

ANSI TCC Las TCC’s ANSI están descritas por la siguiente ecuación general

donde:

A, B, p constantes TM multiplicador de tiempo Ip corriente pickup Tt tiempo de tripcurrent I Corriente de falta

Las TCC ANSI programables en el Cubículo RC están definidas por los parámetros en la siguiente Tabla,como se aplica en la ecuación anterior.

Para corrientes cercanas a 6kA, las TCC ANSI programables están definidas por los siguientes parámetros mostrados en la tabla, aplicados en la ecuación anterior.

Para corrientes sobre los 6kA, el tiempo de disparo es una constante de tiempo definida en la ecuación anterior con I=6kA, y los parámetros apropiados desde la tabla siguiente:

Tabla constantes para el cálculo de la ecuación de las distintas TCC`s según la norma ANSI

341

Tipo TCC Extremadamente Inversa Muy Inversa Inversa Inversa Tiempo Corto Extremadamente Inversa Corto Extremadamente Inversa Largo Muy Inversa Tiempo Largo Inversa Tiempo Largo

Descripcion A EI 6.407 VI 2.855 I 0.0086 STI 0.00172

B 0.025 0.0712 0.0185 0.0037

D p 3 2 1.346 2 0.46 0.02 0.092 0.02

Tiempo STEI

1.281

0.005

LTEI LTVI LTI

64.07 28.55 0.086

0.25 0.712 0.185

0.6

2

Tiempo 30 2 13.46 2 4.6 0.02

Fuente manual de fabricante Noja Power TCC’s ANSI son entregadas por la emulación de un disco de tiempo de reset descrito por la siguiente ecuación general

;

donde

Tres(I): tiempo de reset corriente I dada constante D: constante Imin: corriente mínima operativa Imin: MIN * Ip* max(OCLM & OIRM) Y: MIN multiplicador corriente minima OCLM multiplicador cold load operacional OIRM multiplicador inrushrestraint operacional

IEC TCC Las TCC’s IEC son descritas por la siguiente ecuación general:

342

donde

A, p constantes TM multiplicador de tiempo Ip corriente pickup Tt tiempo de tripcurrent I Corriente de falta

Tabla constantes para el cálculo de la ecuación de las distintas TCC`s según la norma IEC

Tipo TCC Descripción Extremadamente Inversa EI Muy Inversa VI Inversa I Inversa Tiempo Largo LTI

A 80 13,5 0,14 120

p 2 2 0.02 0.02

Fuente manual de fabricante Noja Power

Las TCC`s IEC son configuraciones por el usuario tiempo reset definido. Consecuentemente las características de reset de TCC IEC sonindependientes de la corriente.

343

ANEXOS (C) VISTAS DE LAS IMPLEMENTACIONES EN LOS RELÉS

344

Implementación relé aguas arriba PANACEA y relé aguas abajo Noja circuito Turiamo en la SS/EE Cumbote.

Configuracióndel relé aguas arriba PANACEA

Figura 6 Vista de programación de límite de disparos en el relé principal PANACEA SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

345

Figura 7 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase relé principal PANACEA S/SEE Cumboto.

Fuente. El Autor

346

Figura 8 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase relé principal PANACEA SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

347

Relés aguas Abajo circuito Turiamo barra 13.8 kV SS/EE Cumboto

Figura 9 Programación de protecciones en el relé Noja Powers pantalla de propiedades del circuito Turiamo en la SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

348

Figura 10 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de configuración de protecciones circuito Turiamo en la SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

349

Figura 11 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de fase del circuito Turiamo en la SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

350

Figura 12 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de tierra del circuito Turiamo en la SS/EE Cumboto

Fuente. El Autor

351

Implementación relé aguas arriba PANACEA y relé aguas abajo Noja circuito Turiamo en la SS/EE Cata

Configuración del relé aguas arriba PANACEA

Figura 13 Vista de programación de límite de disparos en el relé principal PANACEA SS/EE Cata

Fuente. El Autor

352

Figura 14 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase rele principal PANACEA SS/EE Cata

Fuente. El Autor

353

Figura 15 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase relé principal PANACEA S/E Cata

Fuente. El Autor

354

Relés aguas Abajo circuito Bahía de Cata barra 13.8 kV SS/EE Cata

Figura 16 Programación de protecciones en el relé Noja Powers pantalla de propiedades del circuito Bahía de Cata en la SS/EE Cata

Fuente. El Autor

355

Figura 17 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de configuración de protecciones circuito Bahía de Cataen la SS/EE Cata

Fuente. El Autor

356

Figura 18 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de fase del circuito Bahía de Cataen la SS/EE Cata

Fuente. El Autor

357

Figura 19 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de tierra del circuito Bahía de Cata en la SS/EE Cata

Fuente. El Autor

358

Implementación relé aguas arriba PANACEA y relé aguas abajo Noja circuito Turiamo en la SS/EE Cata

Configuración relé aguas arriba PANACEA

Figura 20 Vista de programación de limite de disparos en el rele principal PANACEA S/E Cata

Fuente. El Autor

359

Figura 21 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase relé principal PANACEASSE/E Cata

Fuente. El Autor

360

Figura 22 Vista de configuración de la coordinación de protecciones de fase relé principal PANACEA SS/EE Cata

Fuente. El Autor

361

Relés aguas Abajo circuito Bahía de Cata barra 13.8 kVSS/EE Cata

Figura 23 Programación de protecciones en el relé Noja Powers pantalla de propiedades del circuito Comando en la S/E Independencia

Fuente. El Autor

362

Figura 24 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de configuración de protecciones circuito Comando en la S/E Independencia

Fuente. El Autor

363

Figura 25 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de fase del circuito Comandoen la S/E Cata

Fuente. El Autor

364

Figura 26 Programación de protecciones en el relé Noja Powers ventana de de las TCC`s seleccionadas para la protecciones de tierra del circuito Comando en la SS/EE Independencia

Fuente. El Autor

Tesis de grado Wilson - UNEFA 2011

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