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COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓNELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUATRANSCRIPT
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV
METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA
Autores: Karla Estefanía Montes Acevedo
Marian Nikary Narvaez Aguilera
Tutor Industrial: Ing. Rubén. Hernández
Tutor Académico: Ing. Enrique Gavorskis
MARACAY, MARZO 2013
~ i ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL TUTOR ACADÉMICO
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente
comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.
Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el
Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL
PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA
(115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.
_____________________________
Ing. Enrique Gavorskis
C.I. 16.405.856
~ ii ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL TUTOR INDUSTRIAL
Señor Coordinador de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, mediante la presente
comunicación hago de su conocimiento que ante la solicitud realizada por los Bres.
Karla Estefanía Montes Acevedo y Marian Nikary Narvaez Aguilera, apruebo el
Informe de Pasantía Industrial titulado: COORDINACIÓN DE PROTECCIONES
EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y GUASIMAL
PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA
(115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA.
____________________________
Ing. Rubén Hernández
C.I. 11.501.900
~ iii ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
Fecha: 15/03/2013
APROBACIÓN DEL COMITÉ EVALUADOR
Quienes suscriben, Miembros del Jurado Evaluador designado por el
Consejo Académico de la Universidad Nacional Experimental Politécnica de la
Fuerza Armada Nacional (UNEFA), para evaluar la presentación y el Informe de la
Pasantía Industrial presentado por los Bachilleres: Karla Estefanía Montes Acevedo y
Marian Nikary Narvaez Aguilera, bajo el titulo de: COORDINACIÓN DE
PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV METROPOLITANO Y
GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL
LA MORITA (115/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA ARAGUA, a los fines de
cumplir con el último requisito académico para obtener el Título de Ingeniero
Electricista, dejan constancia de que el Informe se consideró APROBADO.
En fe de lo cual se deja constancia en Maracay, a los quince días del mes de
febrero del 2013.
____________________________
Ing. Pastor Monteverde
C.I.
____________________________
Ing. Enrique Gavorskis
C.I. 16.405.856
~ iv ~
DEDICATORIA
A mi padre Omar Montes.
A mi madre Gricelda Acevedo.
A mi abuela Elvira de Acevedo.
A mis hermanos Ray Samuel y María Teresa Montes.
A mis tías Elba, Raiza, Mariela y Carolina Acevedo.
A mis primas Raiza M. y María V.
A mi amigo Juan Cordido.
A mi amigo Leonardo Pérez.
A mí.
Karla Montes
~ v ~
DEDICATORIA
Dedico mi proyecto y toda la obra de mis manos solo a Dios todopoderoso.
Marian Narvaez
~ vi ~
AGRADECIMIENTOS
A Dios por darme la existencia y haberme hecho la persona que soy.
A mi madre por su constaste presencia guiadora en mi vida, por ella sé todo lo que sé
y soy todo lo que soy.
A mi padre por su apoyo y ayuda incondicional, siempre que necesité de él estuvo
ahí.
A mi abuela amada por tanto cariño y amor.
A mis tías, mis primeras amigas.
A mi amigo Juan Cordido por tanta ayuda prestada en todo este camino, desde el
primer día que entre a la universidad.
A mi amigo Leonardo Pérez, mi cómplice desde el 4to
semestre y la razón de porque
estoy en la ingeniería eléctrica.
A Angel Suarez que me ha acompañado desde el 5to
semestre.
A mis primeros profesores del profesional Cristhian Roa, Rubén León, Enrique
Gavorskis (hoy mi tutor académico y amigo) porque me enseñaron que la
electricidad es algo serio y maravilloso
A mis profesores Irahys Rodríguez, Luis Cedeño, Arturo Hernández y Frednides
Guillen por su tiempo, son un buen modelo a seguir.
Al ing. Rubén Hernández por haberme prestado un poquito de sus conocimientos en
mi período de pasantías
A mi compañera de proyecto, fue demás de grato trabajar contigo
A mis amigos
Y por supuesto a mí, por no dejarme vencer por las adversidades y seguir siempre
adelante
Karla Montes
~ vii ~
AGRADECIMIENTOS
Agradecida siempre con mí Señor JESÚS, por bendecirme de manera integral
por darme sabiduría e inteligencia, por llenarme de fuerzas, por guiarme en su
camino y por sustentarme.
Agradezco a mis padres, Maritza Aguilera y Antonio Narvaez. Porque más allá
de su abrigo y de todo lo material, siempre me han brindado su amistad
incondicional, su apoyo y su corazón.
Agradezco a toda mi familia, en especial a mis hermanos: José, Rafael, Rosaura,
Maritza y José. Además tíos y sobrinos…
Agradezco a los profesores: Arturo Hernández, Christian Roa, Rubén León, Luis
Cedeño, Irahís Rodríguez y Frednides Guillén. Por haber contribuido en gran
manera en mi formación profesional.
Agradezco a mis tutores: Enrique Gavorskis y Rubén Hernández por su tiempo y
dedicación.
Agradezco a los trabajadores de CORPOELEC, por ayudarme en mi capacitación en
el área técnica y laboral.
Agradezco a mis amigos y compañeros de la universidad por haber compartido el
trabajo en equipo…en especial Alejandra Rodríguez, Yonnisbel Morgado y Néstor
Sumoza. Nunca los olvidaré.
Agradezco a Karla, por ser mi compañera de proyecto. Nos reímos mucho!
Marian Narvaez
~ viii ~
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITÉCNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NÚCLEO ARAGUA
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES EN LOS CIRCUITOS 13,8 KV
METROPOLITANO Y GUASIMAL PERTENECIENTES A LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA (115 kV/13,8 KV) DE CORPOELEC ZONA
ARAGUA
AUTORAS: Karla Estefanía Montes Acevedo
Marian Nikary Narvaez Aguilera
TUTOR ACADÉMICO: Ing. Enrique Gavorskis
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Rubén Hernández
FECHA: 15 de Marzo 2013
RESUMEN
En CORPOELEC surge la necesidad imperante de actualizar y mejorar los sistemas de
protecciones, instalados a lo largo de los circuitos de distribución primaria en la zona Aragua.
Específicamente en la S/E Eléctrica Móvil la Morita y sus circuitos Metropolitano y
Guasimal, donde se desarrollará este proyecto. Luego de la separación de la red del antiguo
Guasimal, en los circuitos Metropolitano y Guasimal, se hace necesaria la implementación de
un moderno sistema de protecciones que le brinde confiabilidad en dicho trayecto. Para
lograr esto, se propone la incorporación de dos reconectadores automáticos al inicio de cada
uno de los tramos, los cuales son dispositivos que funcionan como interruptores automáticos,
pero con la posibilidad cumplir ciclos de operación, lo que permite que al momento de
ocurrir una falla, esta sea despejada y los usuarios no perciban las consecuencias de la misma.
Junto con el reconectador se propone la instalación de fusibles, los cuales serán localizados
en las derivaciones con más carga conectada, y serán coordinados con el reconectador
automático, aumentando así el grado de confiabilidad del sistema de protecciones. Estos
dispositivos deben también coordinarse con el interruptor principal de la S/E, y así garantizar
la protección del transformador móvil.
Palabras claves: electricidad, potencia, distribución, protecciones, sistema, circuito, fallas,
líneas, seccionamiento, fusible, reconectador, disyuntor, coordinación, estudio, confiabilidad,
eficiencia, carga, despacho, selectividad.
~ ix ~
ÍNDICE GENERAL
Pág.
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………… 1-4
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………………... 5-9
1.2 Objetivos del Informe…………………………………………………………. 9
1.2.1 Objetivo General………………………………………………………….. 9
1.2.2 Objetivos Específicos…………………………………………………….. 9-10
1.3 Justificación del Informe……………………………………………………… 10-11
1.4 Alcance………………………………………………………………………... 11-12
1.5 Limitaciones…………………………………………………………………... 12
CAPÍTULO II
MARCO EMPRESARIAL
2.1 Descripción de la Empresa…………………………………….……………… 13
2.1.1 Nombre………………………………………………………………….... 13
2.1.2 Ubicación…………………………………………………………………. 13
2.2 Reseña Histórica…………………………………………………………….… 13-16
2.2.1 Misión…………………………………………………………………….. 16
2.2.2 Visión…………………………………………………………………….. 16
2.3 Estructura Organizativa……………………………………………………...... 17-18
2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías…………………………………... 19-21
2.5 Plan de Actividades Propuestas……………………………………………….. 21-26
2.6 Plan de actividades realizadas………………………………………………… 26-34
2.7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado……………………… 34-35
2.8 Aportes del Pasante…………………………………………………………… 35-38
~ x ~
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
3.1 Antecedentes………………………………………….…………………....... 39-43
3.2 Bases Teóricas………………………………………….……………………. 43
3.2.1 Sistema de Potencia Eléctrico….........………..…………………………………... 44-46
3.2.2 Subsistemas de un Sistema de Potencia………………………………………..…
3.2.2.1 Sistema de generación….……...…………………..…………………
3.2.2.2 Sistema de transmisión……...……..……………...………….…..
3.2.2.3 Sistema de distribución: Sistema de distribución primario. Sistema
de distribución secundario…………………………..………....…………
3.2.2.4 Sistema de subtransmisión…………...………....……………….……..…
46
46-47
47-48
48-51
52
3.2.3 Tipos de estructuras de las redes de distribución……………….........…
3.2.3.1 Distribución radial……………………...….……...……….….….
3.2.3.2 Distribución en anillo……………………………...……………..
3.2.3.3 Distribución mallada…………………………..….………….…..
3.2.3.4 Sistemas mixtos…………………………………….………...…..
52
52-53
53-54
55
56
3.2.4 Partes del sistema de distribución……...…………………………….….…….
3.2.4.1 Subestación de distribución………………………….…...…....…
3.2.4.2 Líneas primarias o alimentadores primarios…………………………….....
3.2.4.3 Transformadores de distribución…………………………….…..........…...
3.2.4.4 Salidas de circuitos……………………………………...……..….…........
3.2.4.5 Red secundaria…………………………………………..........….…...….
3.2.4.6 Acometida secundaria……………………………………..........…….......
57
57
57-58
58
58
58
58-59
3.2.5 Anormalidades en sistemas de potencia…………………………………
3.2.5.1 Perturbaciones…………………..………………………….…….
3.2.5.1.1 Sobretensiones………………….…………………….…..
3.2.5.1.2 Sobrecargas…………………………………...…………..
3.2.5.1.3 Oscilaciones de potencia………………………………....
3.2.5.2 Fallas…………………………………………………………......
3.2.5.2.1 Cortocircuito
59
60
60-62
63
63
63-65
~ xi ~
Tipos de cortocircuito: cortocircuito trifásico,
cortocircuito bifásico a tierra, cortocircuito línea a tierra,
cortocircuito trifásico a tierra…………...............................
3.2.5.2.2 Conductores en circuito abierto…………...…………...…
3.2.5.2.3 Fallas simultáneas……………...………………….……...
3.2.5.2.4 Fallas devanados………………..………………….…..…
3.2.5.2.5 Fallas evolutivas…………...………………………….….
65-66
67
67
67-68
68
3.2.6 Cálculo de fallos………………………………………………………
3.2.6.1 Métodos para calcular corrientes de cortocircuito………..……....
3.2.6.1.1 Métodos para fallas simétricas………….………….…….
3.2.6.1.1.1 Método del voltaje detrás de la reactancia
subtransitoria……………………………………………....…..
3.2.6.1.1.2 Metodo de superposición…………...……….…...
3.2.6.1.2 Método de las componentes simétricas………………..…
3.2.6.1.2.1 Diagramas de secuencia…………………..………
Diagrama de secuencia de un generador sin carga..............
Diagrama de secuencia de líneas de transmisión…….…....
Diagrama de secuencia de transformadores: conexión Y-Y
sin aterramiento, conexión Y-Y con el primario o el
secundario aterrado, conexión Y-Y con el primario o el
secundario aterrado, conexión Y – ∆, conexión ∆ – ∆,
conexión YN – ∆, conexión YN – YN………………………
Diagrama de secuencia de cargas…...……………….……
3.2.6.1.2.2 Analisis para fallos de línea a tierra……….….…..
68-69
69-70
70
70
71-74
74-78
79
79-82
82
83-87
87-88
89-92
3.2.7 Sistema de protección eléctica………………………….……..……...
3.2.7.1 Objetivos de un sistema de protección………………..…….……
3.2.7.2 Función de las protecciones eléctricas………...……………..….
3.2.7.2.1 Funciones fundamentales de un sistema de protección…..
3.2.7.2.2 Funciones secundarias de un sistema de protección……...
92-93
93-94
94
94-95
96
~ xii ~
3.2.7.3 Caracteristicas de un sistema de protección: sensibilidad,
selectividad, velocidad, confiabilidad, estabilidad………………….…....
3.2.7.4 Protección en sistemas radiales………………….………............
3.2.7.5 Protección en sistemas mallados…………………………..….....
3.2.7.6 Área de protección de los sistemas de potencia…………………
3.2.7.7 Protección primaria, proteccion de respaldo y protección
secundaria de los sistemas de potencia……………………….................
3.2.7.7.1 Protección primaria…………….…………………............
3.2.7.7.2 Protección de respaldo………………………………........
3.2.7.7.3 Protección secundaria………………….……………........
97-101
101-102
102-103
103-104
104
105
105
106
3.2.8 Partes de un sistema de protecciones……………………………..
3.2.8.1 Alimentación de los equipos de protección…..…………………
3.2.8.1.1 Transformador de corriente (tc).…….………….………...
3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (tp)…………….…………
3.2.8.2 Relés o relevadores……………………………............................
3.2.8.2.1 Clasificación de los relevadores……………………….…
3.2.8.2.1.1 De acuerdo con su función general: relevadores
de protección, relevadores de monitoreo, relevadores
auxiliares, relevadores de control o reguladores, relevadores
de programación.……………………..…….............................
3.2.8.2.1.2 De acuerdo a su principio de operación: relés de
tracción de armadura, relés de inducción, relés electrónicos,
relés numéricos………………………………...………….......
3.2.8.2.1.3 De acuerdo al tipo de protección: relevadores de
sobrecorriente, relevadores de corriente definida, relevadores
de tiempo definido o tiempo/corriente definidos, relevadores
de tiempo inverso, relevadores de distancia, relevadores
diferenciales, relevadores direccional, relevadores de
potencia inversa, relevadores de bajo voltaje, relevadores de
tierra…………………………………………………………...
106
106-107
107
107
108
108
108-109
109-110
110-113
~ xiii ~
3.2.8.2.1.4 De acuerdo al tiempo de funcionamiento: relé de
tiempo temporizado, relé instantáneo…..…………………….
3.2.8.3 Interruptor………………………………..………………………
114
114-115
3.2.9 Coordinación de protecciones eléctricas………….……………………...
3.2.9.1 Fundamentos de coordinación de protecciones…….………….…
3.2.9.2 Coordinación de protecciones por sobrecorriente……………..…
3.2.9.2.1 Coordinación por tiempo……………………….….……..
3.2.9.2.2 Coordinación por corriente………………………….…....
115
116-117
117
117-118
118-119
3.2.10 Protecciones de redes de distribución……………………………..….
3.2.10.1 Fusibles: curva de tiempo mínimo de fusión, curva de tiempo
máximo de fusión o de aclaramiento, curva de tiempo total para la
extinción del arco, curva tiempo-corriente de corta duración…..…
3.2.10.1.1 Operación…………………………...….............................
3.2.10.2 Reconectadores automáticos: secuencia de operación, número
total de operaciones o aperturas, tiempo de reconexión, tiempo de
reposición, corriente mínima de operación…………….….……….
3.2.10.2.1 Lugares típicos de instalación de reconectadores……...…
3.2.10.2.2 Criterios técnicos de aplicación de reconectadores………
3.2.10.3 Seccionalizadores……………………..…………………………
120-121
121-123
123-124
125-130
130-131
131-132
132-134
3.2.11 Coordinación de dispositivos de protección en redes de
distribución………………………………………………………………….
3.2.11.1 Coordinación de fusibles……………….…………...……………
3.2.11.2 Coordinación interruptor (relevador) – fusible…………………...
3.2.11.3 Coordinación interruptor reconectador……………...............……
3.2.11.4 Coordinación reconectador – fusibles……………………………
3.2.11.5 Coordinación reconectador reconectador………………………...
3.2.11.6 Coordinación entre reconectador y seccionalizador……...............
134-136
136-144
144-145
145-147
147-149
149-150
150
3.3 Bases legales………………………………………………………………... 151
3.3.1 Código eléctrico nacional……………………….…………………….... 151-152
3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de diseño para líneas de
~ xiv ~
alimentación y redes de distribución, protección del sistema de
distribución contra sobrecorrientes…………………………………...
3.3.2.1 Protección primaria del sistema de distribución……………….....
3.3.2.1.1 Alimentadores primarios subterráneos…………………...
3.3.2.1.1.1 Criterio de ajuste de los relés de protección de los
alimentadores primarios subterráneos………………….……..
3.3.2.1.2 Alimentadores pimarios aéreos………….……………….
3.3.2.1.2.1 Criterios de ajuste de los equipos de protección de
los alimentadores pimarios aéreos…………………………….
3.3.2.1.2.2 Coordinación de las protecciones de los
alimentadores pimarios aéreos……………………………...…
3.3.2.1.3 Alimentadores primarios mixtos………………….……...
152
152
152
152-153
153-154
154-155
155-157
158
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO
4.1 Diseño de la Investigación………………..…………………………………. 159-160
4.2 Tipo y Nivel de la Investigación……………………………………..……… 160-162
4.3 Técnica de instrumentación y recolección de datos…………………………. 162
4.4 Fases de la Investigación……………………………………………..……… 162-164
CAPÍTULO V
ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS
CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL
5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…………..……… 165
5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil
La Morita…………………………………….…………………….………….
166-167
5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita……... 167-168
5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en Electrical Transient Analyzer
Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita.......
167-168
5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software Electrical Transient Analyzer
Program ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…....
168-169
5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La
~ xv ~
Morita….…..……….………………………………………..…………
5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8
kV………………………………………………………………………...
5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3∅ en la Barra
de 13,8 kV..…………….…………………….……..….
5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1∅ en la Barra
de 13,8 kV por el Método de la Compontes Simétricas
(conexión YN-YN) ………………………………….….
170-171
171
172-173
173-177
5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes
a la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………………….………..…..
177
5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano a través de la
Herramienta Computacional ETAP 6.00………………….……………
5.3.1.1 Diagrama Unifilar del Circuito Metropolitano y
Simplificación…………………….……….………….……………….....
5.3.1.2 Parámetros del circuito Metropolitano………………………..…...
5.3.1.3 Resultados obtenidos para la ICC del circuito Metropolitano en
Etap 6.00………………………………………………………..….
177
178-181
182-184
185-187
5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a través de la Herramienta
Computacional ETAP 6.00…………………….………...……………..
5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación….......
5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal……………………….……….
5.3.2.3 Resultados obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en
ETAP 6.00…………………….…………………………………….....…
188
188-191
192-194
195-196
~ xvi ~
CAPÍTULO VI
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL
(PROPUESTA)
6.1 Estado Actual del Sistema y sus Equipos……………………...……………
6.1.1 Transformador Móvil…………………………………………...……
6.1.2 Interruptor principal (relé).………………………………….……….
6.1.3 Carga conectada…………………………………..…...……….…….
197-198
198
198
199
6.2 Propuesta para la coordinación de protecciones de los circuitos
Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la subestación Eléctrica Móvil La
Morita……………………………………………………………….……………
199-201
6.3 Criterios a considerar al momento de realizar la coordinación de
protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la
subestación Eléctrica Móvil La Morita …………..…………..……..………
201-202
6.4 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito
Metropolitano de la S/E subestación Eléctrica Móvil La Morita……………
6.4.1 Ajustes de protección para el relé de interruptor principal…..…….....
6.4.2 Ajustes para los fusibles……………………………………...…….
6.4.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA……………..….…
6.4.3.1 Ajustes del tap………………………………………………..….…
6.4.3.2 Ajustes del dial……………………………………………………...
6.4.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout…………………………….....
203-206
206
207-208
208
208-210
210-218
218-223
6.5 Estudio para la coordinación de protecciones del circuito metropolitano
perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………………
6.5.1 Coordinación de protecciones del circuito Metropolitano
perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita..…………………......
224-227
227-235
6.6 Propuestas para los ajustes de los equipos de protección en el circuito
Guasimal de la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………...............
6.6.1 Ajustes de las protección para el relé de interruptor principal…….....
6.6.2 Ajustes para los Fusibles………………………………………..….
236-239
239
239-241
~ xvii ~
6.6.3 Ajustes de protección para el reconectador NOJA…………………...
6.6.3.1 ajustes del tap………………………………………………………
6.6.3.2Ajustes del dial………………………………………………………
6.6.3.3 Ajustes del temporizado y el lockout……………………………...
241
241-242
243-252
252-257
6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal
Perteneciente a la subestación Eléctrica Móvil La Morita………………..……..
6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal perteneciente a
la subestación Eléctrica Móvil La Morita…………..…….................................
258-260
261-269
CAPÍTULO VII
RECOMENDACIONES
7.1 Recomendaciones………………………………………………………….... 270-272
CONCLUSIONES…………………………………………………………......... 273-275
FUENTES DE CONSULTA………………………………………………….… 276-278
LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS……………………………... 279-280
ANEXOS……………………………………………………………................... 281-311
~ xviii ~
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC................................................................. 13
Tabla 2.2: Actividades propuestas……………………………………………..... 22-26
Tabla 2.3: Actividades realizadas ………………………………………………. 27-34
Tabla 2.4: Aportes del pasante……………………………………………........... 36-38
Tabla 3.1: Niveles normalizados para circuitos primarios de distribución
primario en Venezuela……………………………………………………….......
49
Tabla 3.2: Valores normalizados por los interruptores……………………..…… 115
Tabla 3.3 : Capacidad de corriente……………………………………………… 124
Tabla 3.4 : Factor K para aplicación de fusibles del lado de la carga…………… 156
Tabla 5.1: Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica... 165
Tabla 5.2: Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación
Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...
169
Tabla 5.3: Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la
Subestación. Resultados obtenidos mediante el empleo del Software PADEE
2012 (Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica)...
170
Tabla 5.4: Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8
kV mediante la herramienta computacional ETAP 6.00…………………………
171
Tabla 5.5: Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita………………. 171
Tabla 5.6: Resultados obtenidos para el cálculo de la ∅
y la ∅
……………… 176
Tabla 5.7: Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los
calculados………………………………………………………………………...
177
Tabla 5.8: Parámetros del circuito Metropolitano………………………………. 183-184
Tabla 5.9 Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00
para cada nodo del circuito Metropolitano ……………………………………...
186-187
Tabla 5.10: Parámetros del circuito Guasimal…………………………………... 193-194
Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuitos obtenidas con el programa ETAP 6.00
~ xix ~
para cada nodo del circuito Guasimal…………………….................................... 196
Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita……….. 198
Tabla 6.2: Características del interruptor (relé) principal……………………….. 198
Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Morita…………………….. 199
Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal………………………….. 206
Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde
se conectarán los fusibles para el circuito Metropolitano………………………..
207
Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados para el circuito
Metropolitano…………………………………………………….………………
208
Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC………………………………... 210
Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial……………………………... 212
Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el nodo 9 del circuito
Metropolitano……………………………………………………………………
212
Tabla 6.10: Configuración para el reconectador según el nodo 12 del circuito
Metropolitano………………………………………….…………………………
213
Tabla 6.11. Configuración para el reconectador según el nodo 14 del circuito
Metropolitano………………………………………………….…………………
214
Tabla 6.12. Configuración para el reconectador según el nodo 19 del circuito
Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.13. Configuración para el reconectador según el nodo 22 del circuito
Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.14. Configuración para el reconectador según el nodo 23 del circuito
Metropolitano…………………………………………………….………………
215
Tabla 6.15. Configuración para el reconectador según el nodo 27 del circuito
Metropolitano……………………………………………………….……………
214
Tabla 6.16: Configuración para el reconectador según el nodo 28 del circuito
Metropolitano……………………………………………………….……………
216
Tabla 6.17: Configuración para el reconectador según el nodo 40 del circuito
Metropolitano………………………………………………….…………………
216
Tabla 6.18: Configuración para el reconectador según el nodo 49 del circuito
~ xx ~
Metropolitano………………………………………………………….………… 216
Tabla 6.19: Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito
Metropolitano…………………………………………………………………….
217
Tabla 6.20: Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito
Metropolitano…………………………………………………….………………
217
Tabla 6.21: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano……………………. 217
Tabla 6.22: Características de conductores aéreos………………………………. 219
Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del
circuito Metropolitano……………………………………………………………
220
Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito
Metropolitano…………………………………………….………………………
225
Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito
Metropolitano….....................................................................................................
227
Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones
donde se conectarán los fusibles para el circuito Guasimal ……………………..
240
Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito
Guasimal………………………………………………………………………....
241
Tabla 6.28: Configuración para el reconectador según el nodo 58 del circuito
Guasimal…………………………………………………………………………
245
Tabla 6.29: Configuración para el reconectador según el nodo 60 del circuito
Guasimal…………………………………………………………………….…...
246
Tabla 6.30: Configuración para el reconectador según el nodo 63 del circuito
Guasimal……………………………………………………………….………...
246
Tabla 6.31: Configuración para el reconectador según el nodo 65 del circuito
Guasimal………………………………………………………………….……...
247
Tabla 6.32: Configuración para el reconectador según el nodo 66 del circuito
Guasimal………………………………………………………………….……...
247
Tabla 6.33: Configuración para el reconectador según el nodo 71 del circuito
Guasimal………………………………………………….……………………...
248
Tabla 6.34: Configuración para el reconectador según el nodo 74 del circuito
~ xxi ~
Guasimal…………………………………………………….…………………... 248
Tabla 6.35: Configuración para el reconectador según el nodo 75 del circuito
Guasimal……………………………………………………….………………...
249
Tabla 6.36. Configuración para el reconectador según el nodo 77del circuito
Guasimal……………………………………………………….………………...
249
Tabla 6.37. Configuración para el reconectador según el nodo 78 del circuito
Guasimal………………………………………………………….……………...
250
Tabla 6.38. Configuración para el reconectador según el nodo 79 del circuito
Guasimal…………………………………………………….…………………...
250
Tabla 6.39. Configuración para el reconectador según el nodo 80 del circuito
Guasimal……………………………….…………………………………...……
251
Tabla 6.40. Configuración para el reconectador según el nodo 81 del circuito
Guasimal…………………………………………….…………………………...
251
Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano……………………. 252
Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del
circuito Guasimal………………………………………………………………...
254
Tabla 6.43: Ciclo de apertura y cierre del reconectador para el circuito
Guasimal…………………………………………...………………………….…
258
Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones del circuito Guasimal…… 260
~ xxii ~
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004…….. 6
Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de
Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda…...
18
Figura 2.2: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento……….. 20
Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia………………………….. 44
Figura 3.2: Sistema de potencia tipico…………………………………………... 46
Figura 3.3: Estructura fisica de un sistema de distribución Típico……………… 50
Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de
distribución……………………………………………….………………………
53
Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de
distribución…………………………………………….…………………………
54
Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de
distribución…………………………….…………………………………………
55
Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de
distribución…………………………………….…………………………………
56
Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados………………………………. 68
Figura 3.9: Circuito utilizado por el método de superposición………………….. 71
Figura 3.10 : Circuito utilizado para el cálculo del equivalente de Thevenin…... 72
Figura 3.11 : Equivalente de Thevenin………………………………………….. 73
Figura 3.12: Sistema trifásico……………………………………………….….. 75
Figura 3.13: Componentes simétricas de un sistema trifásico desbalanceado…... 76
Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico……………... 79
Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva de un generador sincrónico……… 80
Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico……... 80
Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador
sincrónico...............................................................................................................
81
Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico…………. 82
~ xxiii ~
Figura 3.19: Diagramas de secuencia en líneas de transmisión…………………. 82
Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador… 83
Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y……………………………………… 84
Figura 3.22: Diagramas de conexión YN –Y…………………………………….. 84
Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆…………………………………..…. 85
Figura 3.24: Diagramas de conexión ∆– ∆……………………………………… 85
Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆…………………………………... 86
Figura 3.26: Diagramas de conexión YN –YN………………………….………... 87
Figura 3.27: Diagrama de secuencia positiva de una carga……………………... 87
Figura 3.28: Diagramas de conexión Y…………………………………………. 88
Figura 3.29: Diagramas de conexión YN ………………………………………... 88
Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆………………………………………….. 88
Figura 3.31: Sistema Trifásico………………………………………….……….. 89
Figura 3.32: Diagramas de secuencia…………………………………………… 89
Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1∅………………………….. 92
Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia… 95
Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla………………………. 96
Figura 3.36: Sistema Radial……………………………………………………... 101
Figura 3.37: Sistema mallado……………………………………………………. 102
Figura 3.38 Áreas de protección………………………………………………… 104
Figura 3.39: Curvas asintóticas aproximadas de los relés de
sobrecorriente…………………………………………………………………….
111
Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés
inversos…………………………………………………………………………
112
Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas………………………………... 118
Figura 3.42: Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente………………………….. 123
Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores……………………………………... 126
Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador……………………….….. 128
Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador………………………. 129
Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando……... 131
~ xxiv ~
Figura 3.47: Seccionalizador……………………………..……………………… 134
Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución…….. 135
Figura 3.49: Coordinación reconectador – fusible………………………………. 136
Figura 3.50: Curva de tiempo máximo de operación para fusibles tipo K……… 138
Figura 3.51: Curva de tiempo Mínimo de fusión para fusibles tipo T …..……… 139
Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI-NEMA……... 140
Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI-NEMA……... 141
Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles……………………… 141
Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de
elemento fusible………………………………………………………………….
142
Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación……… 143
Figura 3.57: Coordinación fusible - reconectador………………………………. 145
Figura 3.58: Características del reconectador automático………………………. 146
Figura 3.59: Coordinación de relé- reconectador………………………………... 147
Figura 3.60: Característica t-I de disparo instantáneo diferido de
reconectador………………………………………………………………….......
148
Figura 3.61: Coordinación reconectador-fusible………………………………... 149
Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominales……... 150
Figura 3.63: Esquema típico de protecciones de un alimentador aéreo…………. 154
Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita…….. 167
Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación
Eléctrica Móvil la Morita………………………………………………………...
168
Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación
Eléctrica Móvil la Morita con el estudio de flujo de carga………………………
169
Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la ∅
……………... 172
Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil
La Morita…………………………………………………………………………
174
Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero de la Subestación Eléctrica... 174
Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
~ xxv ~
aplicando el método de las compomentes simétricas……………………………. 175
Figura 5.8: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..
179
Figura 5.9: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..
181
Figura 5.10: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..
189
Figura 5.11: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos……..
191
Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita……………………… 197
Figura 6.2: Coordinación de protecciones………………………………………. 202
Figura 6.3: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………….…….
204
Figura 6.4: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano simplificado con los
valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..
205
Figura 6.5: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología
CADAFE, norma 60 – 87………………………………………………………..
237
Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los
valores de las ICC en los puntos de interés………………………………………..
238
~ xxvi ~
LISTA DE GRÁFICAS
Pág.
Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano
en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)………………………………
221
Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano
en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)……………………………..
222
Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 9 y 12 del circuito
Metropolitano………………………………………………………..………..….....
229
Gráfica 6.4: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 14 y 19 del circuito
Metropolitano………………….................................................................................
230
Gráfica 6.5: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 22 y 23 del circuito
Metropolitano………………….................................................................................
231
Gráfica 6.6: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 27 y 28 del circuito
Metropolitano……………………………………………………………….............
232
Gráfica 6.7: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 40 y 49 del circuito
Metropolitano………………….................................................................................
233
Gráfica 6.8: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.4) Fusible conectado en el nodo 71 y 80 del circuito
Metropolitano……………………………………………………………….............
234
Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en
el software TELUS del reconectador NOJA (fase).………………………………...
255
Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en
el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)…………….………………….
256
Gráfica 6.11: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
~ xxvii ~
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el1 nodo 58 y 60 del
circuito Guasimal……………………………………………………………………
262
Gráfica 6.12: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 63 y 65 del circuito
Guasimal………………………….…………………………………………………
263
Gráfica 6.13: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 66 y 71 del circuito
Guasimal…………………………………………………….………………………
264
Gráfica 6.14: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 74 y 75 del circuito
Guasimal………………………………………………………….…………………
265
Gráfica 6.15: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 77 y 78 del circuito
Guasimal…………………………………………………………………….………
266
Gráfica 6.16: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 79 y 80 del circuito
Guasimal………………………………………………………………………….…
267
Gráfica 6.17: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente
para el circuito de la figura 6.6) Fusible conectado en el nodo 81 del circuito
Guasimal……………………………………………………………………………
268
1
INTRODUCCIÓN
La Coordinación de Protecciones Eléctricas es un campo de la Ingeniería,
necesaria y muy importante, ya que permite resguardar los equipos, las máquinas
eléctricas y demás componentes del sistema eléctrico. También aseguran un periodo
de vida útil a los equipos y la confiabilidad en la fuente de suministro. La función
principal de los equipos de protecciones eléctricas es la detección de las condiciones
indeseables y a la vez interrumpir el circuito eléctrico tan rápido como sea posible,
en caso de que la corriente alcanzara un valor indeseable.
Las condiciones de operación irregulares en un sistema de distribución se deben
principalmente a los cortocircuitos, siendo éste un fenómeno transitorio que tiene
lugar cuando elementos de un sistema de potencia que poseen una diferencia de
potencial entran en contactos, y provocan una circulación de corriente varias veces
mayor a la corriente nominal.
Uno de los equipos que se emplean para la correcta coordinación eléctrica, es el
relevador de sobrecorriente, el cual es un elemento de vigilancia que recibe una o
varias señales del sistema de potencia y que actúa según la información recibida,
dando generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores. También, se
encuentran los fusibles, los cuales sirven como el mecanismo más sencillo de
interrupción automática de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Estos
dispositivos son básicamente los que se van a utilizar para lograr el objetivo general
y los objetivos específicos de este proyecto.
Los dispositivos de protecciones eléctricas que se emplearan para proteger los
circuitos Metropolitano y Guasimal, son el relevador de sobrecorriente y el fusible.
Ubicados a la salida de la subestación eléctrica móvil la Morita, y en algunas
derivaciones seleccionadas de acuerdo a la capacidad de carga. Es importante
2
destacar que los diagramas unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal que
se utilizarán para la coordinación de protecciones, están actualizados según la fecha
12 de octubre del año 2012.
Para el desarrollo del proyecto se tiene como objetivo general, la Coordinación de
Protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la
Subestación Eléctrica Móvil la Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona
Aragua. Ésta se logrará en base al estudio de los niveles de cortocircuito que se
obtendrán al emplear la herramienta computacional ETAP 6.0 (Electrical Transient
Analyzer Program), el cual permite simular las fallas en cada barra de los circuitos
Metropolitano y Guasimal.
Los objetivos específicos del proyecto son: describir el sistema eléctrico de la
Subestación Móvil la Morita, realizar el estudio de flujo de carga y cortocircuito en la
Subestación Eléctrica Móvil la Morita, seleccionar los ajustes requeridos por las
protecciones de los reconectadores marca NOJA en los circuitos Metropolitano y
Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita. Tales objetivos se alcanzará al
aplicar los criterios de cálculo de la unidad instantánea (50) y temporizada (51) por
fase y por tierra respectivamente de los reconectadores, en donde se necesitan
conocer los niveles de cortocircuito de la barra 13,8 kV de la subestación.
El último objetivo específico, es programar las curvas de protecciones eléctricas
de los circuitos Metropolitano y Guasimal en el software TELUS del reconectador
NOJA. Este se conseguirá luego de haber conocido el ajuste de la unidad instantánea
(50) y temporizada (51).
3
El proyecto de pasantías industrial largas de Ingeniería eléctrica, se encuentra
estructurado en siete capítulos, de la siguiente forma:
El capítulo I: constituido por el planteamiento del problema, el objetivo general y
los objetivos específicos, también la justificación, su alcance y las limitaciones del
proyecto.
El capítulo II: está compuesto por la descripción de la empresa, la reseña histórica,
su estructura organizativa, la descripción de la división donde se realizaron las
pasantías, el plan de actividades propuestas por el tutor industrial, el plan de
actividades realizadas, y comparación entre plan propuesto y plan realizado, y los
aportes del pasante.
El Capítulo III: aquí se describen las fases teóricas que sustentan el proyecto,
también incluye todo la información que se relaciona en un sistema eléctrico,
definición de un sistema de potencia, definición de las fallas, como se calculan las
fallas, definición de los sistema de protección, la coordinación de protección y
finalmente como se coordinan los sistemas de protecciones de distribución.
Capítulo IV: se basa en la metodología empleada en esta investigación, donde se
describen puntos importantes como lo son el tipo de investigación, el nivel de
investigación y las etapas de desarrollo.
Capítulo V: aquí se encuentra la descripción y evaluación de cortocircuito, el
estudio de flujo de carga en la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, también
incluye la evaluación de fallas para los circuitos Metropolitano y Guasimal.
Capítulo VI: Corresponde a la coordinación de protecciones de los reconectadores
a la salida de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, y la coordinación de
protecciones de sus circuitos Metropolitano y Guasimal.
4
Capítulo VII: este es el último punto a tocar, en donde se expone las conclusiones
y las recomendaciones adecuadas.
5
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del Problema
El servicio de la electricidad es fundamental para la población Venezolana, hasta
el punto que se ha hecho imposible trabajar y llevar una vida cotidiana sin ella. La
electricidad contribuye al desarrollo de diversas actividades de una nación, un
ejemplo de ello serían las grandes empresas o fábricas que trabajan con maquinarias
que necesitan de la energía eléctrica para efectuar sus procesos, asimismo los
hospitales y el sector educativo requieren constantemente de un servicio eléctrico
ininterrumpido, ciertos medios de transporte como el tren es otro elemento que
demanda un suministro eléctrico constante, y así cualquier cantidad de actividades
que se realicen a diario por los habitantes de cualquier población.
En consecuencia, es lógico pensar que se requiere el suministro de un servicio
eléctrico constante e ininterrumpido, que pueda garantizar a los usuarios y
suscriptores la continuidad de sus tareas diarias sea cual fuera, económicas, salud,
confort, entretenimiento, trabajo, transporte, etc.
En Venezuela, se ha hecho necesaria la implementación de planes, estrategias y
acciones, que brinden un servicio eléctrico eficiente, constante e ininterrumpido a los
distintos usuarios suscritos al sistema eléctrico nacional. La Corporación Eléctrica
Nacional (CORPOELEC) es la entidad del Estado Venezolano responsable de brindar
y proveer de energía eléctrica a la mayoría de los venezolanos.
6
A pesar del avance en el país en materia eléctrica, entre los años1989 y 1999
fueron instalados en el país 2.945 MW, mientras que en la década de 1999 a 2009 ha
sido necesario incorporar al sistema eléctrico nacional 7.580 MW, lo cual revela un
incremento considerable de la demanda de electricidad en el país, y esto a su vez
ocasiona al sistema eléctrico la necesidad de ampliación desde el punto de vista de la
generación, transmisión, subtransmisión y distribución. El sector eléctrico venezolano
desde el año 2007 ha modificado su estructura al ser estatizadas las empresas privadas
y haber creado la Corporación Eléctrica Nacional (CEN). [1]
Figura 1.1: Demanda de energía eléctrica en Venezuela hasta el año 2004
Fuente: Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica
La proyección de la demanda eléctrica mostrada en la gráfica fue realizada por la
Cámara Venezolana de la Industria Eléctrica CAVEINEL, en el año 2004. Hace
énfasis en que la demanda estimada para el año 2012 era de 140.279 GWh
requiriéndose de la instalación de 10.800 MW (incluye el 30 % de holgura)
adicionales a la capacidad instalada del año 2004. [1]
7
Ante la necesidad de ampliación, tanto de la generación, transmisión,
subtransmisión y distribución, se estableció nuevos requerimientos, referente a la
coordinación de protecciones eléctricas.
En tal sentido, la coordinación de protecciones se aplica en todos los niveles del
sistema de potencia como lo son generación, transmisión y distribución, para que la
energía se desplace hasta la carga sin ningún inconveniente, con la finalidad de evitar
que al momento de ocurrir cualquier tipo de falla en el sistema, ésta sea solventada de
ser posible y no se interrumpa la continuidad en el suministro eléctrico, ni tampoco
ocurran daños o pérdidas en los equipos instalados a lo largo del sistema, e incluso
protegen la integridad física de las personas (trabajadores, vecinos, usuarios, etc.).
Al transcurrir el tiempo y de acuerdo al aumento de la demanda y el incremento de
los usuarios conectados al sistema eléctrico nacional, la empresa venezolana
encargada de transmitir y distribuir la energía eléctrica en la nación, CORPOELEC,
se ha visto en la necesidad de realizar proyectos que permitan satisfacer la carga
conectada al sistema, y a su vez mantener el suministro y la continuidad de energía
eléctrica a los usuarios.
Un motivo por lo que el suministro de la energía eléctrica se pudiese interrumpir,
seria por las ocurrencias de fallas en el sistema, la cual ocasiona la interferencia del
servicio eléctrico, es por ello que surge la necesidad de minimizarlas, esto se podría
lograr al diseñar y construir un sistema confiable que cumpla con las exigencias de la
carga conectada, en donde se corrija las condiciones de fallas de una manera efectiva.
Es consecuencia, lo que se busca con el diseño de las protecciones es adecuar al
sistema en estudio ante cualquier falla, y así minimizar al máximo la ocurrencia de
anormalidades que interrumpan la continuidad en el servicio eléctrico. Es por ello que
para cumplir con esta misión surge la idea de la instalación de dispositivos capaces
8
de actuar ante estas condiciones, los cuales permiten detectar las fallas e iniciar las
acciones correctivas.
Todo lo anterior hace evidente la importancia de las protecciones eléctricas en los
diferentes circuitos, ya que al faltar las protecciones cualquier falla inesperada
pudiera interrumpir e incluso acabar con el esfuerzo y trabajo de muchos
profesionales. Si la falla no pudiera despejarse del área específica, como ya se
mencionó anteriormente esto traerá consecuencias como por ejemplo el daño de
equipos, pérdidas a las industrias, interrupción del servicio eléctrico, entre otros
efectos.
En la empresa CORPOELEC perteneciente a la zona Aragua, se presenta una
problemática con el circuito Guasimal perteneciente a la Subestación Eléctrica móvil
la Morita, la cual consiste en que en dicho circuito ocurren fallas constantemente.
Estas fallas alteran la operatividad del circuito y de igual forma afectan el suministro
de energía que se le proporciona a los habitantes que viven en esa zona. Este circuito
se divide en dos ramales, llamados Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista.
Según los registros de selectividad y los reportes de falla en del antiguo Guasimal
(ver Anexo 1), cada vez que ocurre una falla en cualquier punto del circuito
Guasimal, se ven afectados todos los usuarios, tanto los de Sorocaima como
Metropolitano y Sur autopista, he aquí el problema en donde se carece de una
coordinación de protecciones a lo largo del sistema eléctrico Guasimal.
Ante esta situación surge la necesidad de independizar a los circuitos en el ámbito
de las protecciones, y realizar la correcta coordinación de protecciones aguas abajo
de la subestación, que desempeñe la función de proporcionar y garantizar la calidad
del suministro eléctrico, con niveles de confiabilidad óptimos para el sistema
(criterios de fiabilidad y seguridad), que permiten conservar las características de
selectividad y velocidad de respuesta.
9
Por lo anteriormente expuesto, se realizará la coordinación de protecciones en los
circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica móvil la
Morita (115 kV/13,8 kV) de CORPOELEC zona Aragua.
1.2 Objetivos del Informe
A continuación se describe el objetivo general del proyecto, y los objetivos
específicos, los cuales se plantean para su buen desarrollo, durante las pasantías
industriales.
1.2.1 Objetivo General
Coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal
pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita (115 kV/13,8 kV) de
CORPOELEC zona Aragua.
1.2.2 Objetivos Específicos
o Describir el sistema eléctrico de la Subestación Móvil la Morita.
o Realizar el estudio de flujo de carga y el análisis de cortocircuito en Subestación
Eléctrica Móvil la Morita.
o Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca
NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita,
para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
10
o Seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca
NOJA en el circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para
que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
o Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el
software TELUS del reconectador NOJA.
o Ajustar las curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software
TELUS del reconectador NOJA.
1.3 Justificación del Informe
Una de las misiones de CORPOELEC es proporcionar y garantizar un servicio
eléctrico de calidad, eficiente y confiable a sus usuarios. Con la correcta realización
de la coordinación de protecciones en los circuitos Metropolitano y Guasimal
pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, daría un mejor
cumplimiento de la misión y visión de la empresa.
La coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal
pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, surge con la necesidad de
garantizar la continuidad del servicio, ya que sin la conexión al sistema de los
reconectadores marca NOJA, al ocurrir por ejemplo una falla temporal en uno de los
circuitos ramales (Sorocaima – Metropolitano y Sur autopista), se desconectan todos
los circuitos y sus usuarios, es decir no hay selectividad cuando se va a interrumpir el
servicio eléctrico.
Por lo tanto, esta situación genera la necesidad en la empresa, de tomar las
medidas pertinentes para lograr una correcta coordinación de protecciones, para
independizar los circuitos Metropolitano y Guasimal, y a su vez obtener la adecuada
coordinación de protecciones, con el propósito de brindar un servicio de calidad, y
que cuando exista falla en el sistema de distribución , se vea afectada la menor
11
cantidad posible de usuario, en el menor tiempo posible con una mayor protección a
los equipos instalados en la subestación.
El minimizar el daño de un equipo eléctrico, es otro punto muy importante. En
este caso el objetivo es proteger el transformador que se encuentra instalado en la
Subestación Eléctrica la Morita. Estos equipos poseen una vida útil que se puede
alargar cuando se decide realizar un trabajo acorde a los requerimientos tanto de la
carga como la alimentación.
1.4 Alcance
Desde el 17 de septiembre del 2012 hasta el 4 de enero del 2013, transcurre 16
semanas de pasantías, con esta pasantías se pretende obtener el ajuste de los
reconectadores marca NOJA, los cuales se requieren conectar a la salida de la
Subestación Eléctrica Móvil la Morita y obtener la adecuada coordinación de
protección de los circuitos Metropolitano y Guasimal. Igualmente se busca participar
y aprender acerca del mantenimiento y la instalación de los equipos de distribución
que allí se recuperan, la Gerencia de todas las actividades adicionales que se
desarrollan en el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC.
Para el logro de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y
Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, se exige
desarrollar unas series de actividades. La primera parte contempla la recolección de
datos, como el plano unifilar de los circuitos Metropolitano y Guasimal (última
actualización del día 12 de octubre del año 2012), el plano unifilar de la Subestación
Eléctrica Móvil la Morita, la data de interrupciones del circuito Guasimal periodo
(2011 al 2012), demanda y carga máxima del circuito Guasimal.
12
En la segunda parte, se realizarán el unifilar de los circuitos Metropolitano y
Guasimal según la simbología y nomenclatura de la NORMA CADAFE 60 – 87, con
la ayuda del software llamado VISIO. Posteriormente se dibujará las simplificaciones
de los circuitos, en donde se suman las cargas conectadas según las derivaciones y se
enumeran los nodos.
La tercera parte pertenece al estudio de cortocircuito, empleando el software
ETAP 6.0, el cual está diseñado para calcular de manera computarizada el flujo de
carga, y los niveles de cortocircuitos que se pueden generar en el sistema a través del
análisis de su diagrama unifilar. En consecuencia, una vez obtenidos los valores de
corriente antes mencionados se puede diseñar y programar el ajuste de los
dispositivos de protección (fusibles y reconectadores) para los equipos a lo largo de
los circuitos Metropolitano y Guasimal. Así pues se permitirá que se cumpla con la
función de despejar las fallas por sobrecarga y sobrecorriente.
Finalmente, lo que se persigue es diseñar la correcta coordinación de protecciones
para los reconectadores marca NOJA, utilizando la herramienta del software de
protecciones TELUS, en el cual se especifica el ajuste, los cuales serán instalados en
los circuitos Metropolitano y Guasimal con su respectiva ubicación (línea de la
Subestación), y así independizar las cargas de los circuitos Metropolitano y
Guasimal.
1.5 Limitaciones
Durante el desarrollo del proyecto no se presentaron prácticamente obstáculos, e
impedimentos que intervinieran en el buen desarrollo de los objetivos planteados
durante las pasantías industriales, sin embargo no se contó con la información
específica que respaldara la ubicación geográfica especifica de los circuitos
Metropolitano y Guasimal.
13
CAPÍTULO II
MARCO EMPRESARIAL
2.1 Descripción de la Empresa
2.1.1 Nombre
CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una sociedad anónima
gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de
Venezuela.
2.1.2 Ubicación
Tabla 2.1: Ubicación de CORPOELEC
País Venezuela.
Estado Aragua.
Ciudad Maracay
Dirección Calle Mariño, sur Nº 45-A casco
central, frente a antiguo Telares
Maracay
Teléfono (0243) 2311336
2.2 Reseña Histórica
En octubre del año 1.958 se formó la Compañía Anónima de Administración y
Fomento Eléctrico (CADAFE), la empresa eléctrica del Estado Venezolano que desde
14
1.959 entró a servir a más del noventa por ciento del territorio nacional. CADAFE, es
la empresa eléctrica del Estado Venezolano, que ha servido durante 43 años a
ciudades y zonas rurales con el lema: "CADAFE llega donde VENEZUELA llega".
Luego se generó la idea de la creación de unas empresas filiales de comercialización
y distribución iniciándose así los estudios de reorganización y regionalización en el
año 1.980 y siendo en 1.990 cuando se emprendió el proceso para lograrlo.
A mediados de 1.991, CADAFE ya había descentralizado sus Actividades de
distribución y comercialización en cuatro empresas regionales tales como: CADELA,
ELEORIENTE, ELEOCCIDENTE, ELECENTRO y DESURCA.
El 22 de Febrero de 1.991 se creó la Electricidad del Centro (ELECENTRO);
estableciéndose como objetivo la distribución y comercialización de la energía
eléctrica, a fin de cumplir con las exigencias del proceso de desarrollo eléctrico. Es
una empresa de servicios que se dedica a distribuir, generar y comercializar energía
eléctrica a las regiones que comprenden su radio de influencia: Aragua, Miranda,
Guárico, Apure y Amazonas.
ELECENTRO Se destaca hoy por hoy, como un gran potencial en distribución y
comercialización, ya que cuenta con todas las características necesarias para ese sitial,
y que hacen posible el crecimiento de la empresa. Luego de la fusión (según gaceta
oficial 37.253 de fecha 3 de agosto del 2.001) de CADAFE con su filial paso a
llamarse CADAFE REGION 4, solo se encarga de los Estados Aragua y Miranda.
En el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, y con la finalidad
de mejorar la calidad del servicio en todo el país, maximizar la eficiencia en el uso de
las fuentes primarias de producción de energía, la operación del sistema y redistribuir
las cargas y funciones de las actuales operadoras del sector, el Ejecutivo Nacional, a
través del Decreto-Ley N° 5.330, de fecha 2 de mayo de 2.007, publicada en la
Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.736 del 31 de julio de
15
2.007, ordena la creación de la sociedad anónima Corporación Eléctrica Nacional
S.A.
La Corporación Eléctrica Nacional es una empresa operadora estatal encargada de
la realización de las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización de potencia y energía eléctrica, adscrita al Ministerio del Poder
Popular para la Energía y Petróleo. Según este decreto, CORPOELEC se encuentra
conformada por las siguientes empresas de generación, transmisión, distribución y
comercialización de energía eléctrica:
o Electrificación del Caroní, C.A. (EDELCA).
o Energía Eléctrica de Venezuela, S.A. (ENELVEN).
o Empresa Nacional de Generación C.A.: (ENAGER).
o Compañía de Administración y Fomento Eléctrico S.A. (CADAFE).
o Energía Eléctrica de la Costa Oriental del Lago C.A.: (ENELCO).
o Energía Eléctrica de Barquisimeto S.A. (ENELBAR).
o Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta (SENECA).
Estas empresas deberán en los próximos tres años a partir de la entrada en vigencia
del Decreto-Ley N° 5.330, fusionarse en una persona jurídica única; las mismas
deberán transferir en dicho lapso todos sus activos y pasivos a la Corporación.
La organización territorial de la actividad de distribución de potencia y energía
eléctrica está definida por las siguientes regiones operativas:
o Región Nor – Oeste: Estados Zulia, Falcón, Lara y Yaracuy.
o Región Nor – Central: Estados Carabobo, Aragua, Miranda, Vargas y Distrito
Capital.
o Región Oriental: Estados Anzoátegui, Monagas, Sucre, Nueva Esparta y Delta
Amacuro.
16
o Región Central: Estados Guárico, Cojedes, Portuguesa, Barinas y Apure.
o Región Andina: Estados Mérida, Trujillo y Táchira.
o Región Sur: Estados Bolívar y Amazonas.
2.2.1 Misión
Desarrollar, proporcionar y garantizar un servicio eléctrico de calidad, eficiente,
confiable, con sentido social y sostenibilidad en todo el territorio nacional, a través de
la utilización de tecnología de vanguardia en la ejecución de los procesos de
generación, transmisión, distribución y comercialización del sistema eléctrico
nacional, integrando a la comunidad organizada, proveedores y trabajadores
calificados, motivados y comprometidos con valores éticos socialistas, para contribuir
con el desarrollo político, social y económico del país.
2.2.2 Visión
Ser una corporación con ética y carácter socialista, modelo en la prestación de
servicio público, garante del suministro de energía eléctrica con eficiencia,
confiabilidad y sostenibilidad financiera. Con un talento humano capacitado, que
promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la
corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el desarrollo
y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el pueblo
venezolano.
17
2.3 Estructura Organizativa:
A continuación se presenta el modelo organizacional de la empresa
CORPOELEC.
18
Dirección General
Región Sede Aragua
Dirección Operativa de
Sub Transmisión y Distribución
Dirección Operativa de
Desarrollo
Dirección OperativaComercialización y
Distribución Aragua
Dirección Ejecutiva de Servicios Compartidos
División de Control
de Gestión
Gerencia de Grandes Usuarios y Sector
Público
Distribución General
Comercialización Regional
Gerencia de
Planificación de sub Transmisión y Distribución
Gerencia de Despacho De Distribución
Gerencia de Operación
y Mantenimiento
Gerencia de Proyectos
Gerencia de Desarrollo
de Líneas
Gerencia de Desarrollo
de Subestaciones
Gerencia De Distribución
Metropolitana (Maracay)
Gerencia de
ComercializaciónY Distribución foráneos
Gerencia de Distribución
Metropolitana (Maracay)
División de Estudios
División de Desarrollo
División de Operación y
Mantenimiento
División de Área
Foránea
Departamento de
Operación y Mantenimiento
Foráneo
Departamento de Oficina Comercial
Foránea
División de Lectura y
Facturación
División de Medición
División de Cobranza
División de Incremento
en Venta
División de Gestión Oficinas Comerciales
Departamento de Oficina Comercial
Urbana
Gerencia de
Comunicación y Relaciones
Institucionales
Gerencia de Seguridad
y Prevención
Gerencia de ATIT
Gerencia de Finanzas
Gerencia de Gestión Social
Gerencia de Logística
Gerencia de Gestión Humana
RJD 2006-11-24 DEL 16-11-2006RJD 2007-07-07 DEL 13-03-2007
Modelo Organizacional Aprobado Comercialización y Distribución Región 4 (Aragua/ Miranda)
Figura 2.1: Estructura organizativa de la Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Región 4 Aragua Miranda
Fuente: CORPOELEC
19
Objetivo de la Dirección General Regional de Comercialización y Distribución:
Garantizar la ejecución de las actividades inherentes a la comercialización y
distribución de la energía eléctrica en su ámbito territorial hasta el nivel de tensión de
115 kV inclusive, a fin de suministrar el servicio en forma eficiente, asegurando: el
abasteciendo de la demanda con la calidad del servicio establecida, la óptima atención
integral de los usuarios, la reducción de las pérdidas de energía eléctrica y el
incremento de los ingresos por ventas de energía, en concordancia con los
presupuestos asignados, la normativa vigente y el respecto al medio ambiente.
2.4 División Donde se Realizaron las Pasantías
El Departamento de Mantenimiento Especializado – Estructura 17.441-3.000
correspondiente a la Gerencia de Distribución.(ver figura 2.2) la cual se dedica a
programar las secciones de mantenimiento de las áreas de alumbrado público, líneas
energizadas y termovisión de la zona, así como un mantenimiento preventivo y
correctivo en las subestaciones de distribución y los estudios sobre esquemas de los
equipos instalados y la ejecución de los trabajos de mantenimiento realizados por
contratistas, a fin de asegurar el óptimo estado de funcionamiento de las
subestaciones en la empresa CADAFE.
20
DIVISIÓN DE
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Sección de Líneas
Energizadas
Sección de
Subterráneos y S/E
Sección de
Termovisión
Sección de
Laboratorio de Prueba
Figura 2.2: Organigrama de la División de Operación y Mantenimiento
Fuente: CORPOELEC
Supervisor de Líneas Energizadas: es el encargado de programar, coordinar y
controlar las operaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo de las redes
de distribución en sistemas energizados, ejecutados por las cuadrillas de Líneas
Energizadas, a fin de garantizar el cumplimiento de las actividades de
mantenimiento programadas en el sistema, de acuerdo a lo establecido en el
manual de líneas energizadas.
Supervisor de Subterráneos y Subestaciones: es el encargado de dirigir,
coordinar, controlar, supervisar y ejecutar la elaboración de pruebas, mediciones y
programas de mantenimiento preventivo y correctivo (periódico o eventual) en los
equipos de las subestaciones y redes subterráneas de la zona, a fin de corregir las
fallas que se determinen durante su inspección y asegurar la continuidad en el
suministro de energía, garantizando adecuadas condiciones de funcionamiento de
las subestaciones, de acuerdo a las metas propuestas por la Coordinación de
Distribución Aragua.
Supervisor de Termovisión: realizar diagnósticos termográfico a las
subestaciones atendidas y no atendidas de distribución del Estado Aragua y en
21
ocasiones a otras zonas que necesitan de los mismos, como también a los
diferentes circuitos que lo requieran, con la finalidad de minimizar las
interrupciones y garantizar la calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas
y objetivos propuestos por la Coordinación de Distribución Aragua.
Supervisor de Laboratorio de Pruebas: realizar diagnóstico del funcionamiento
de los equipos de protección suplementaria y materiales, supervisar el proceso de
intervención de redes de distribución eléctrica con la finalidad de determinar el
tipo de mantenimiento a ejecutarse por cada sector asignado, a fin de garantizar la
calidad del servicio eléctrico de acuerdo a las metas propuestas por la
Coordinación de Distribución Aragua. Además se encarga de la recuperación de
transformadores convencionales desde 5 kVA hasta 167,5 kVA.
2.5 Plan de Actividades Propuestas
En la tabla 2.1 que se muestra a continuación, se definen las actividades
propuestas por el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC
zona Aragua, las cuales harán los pasantes durante el periodo de pasantías largas. Es
importante acotar que es este plan de actividades se acordó con la universidad para
su posible desarrollo.
22
Tabla 2.2: Actividades propuestas
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
1
i. Reconocimiento del área de trabajo.
ii. Asistencia al curso de las cinco reglas de oro.
iii. Revisión, mantenimiento y pruebas de rompe carga.
iv. Visita a la subestación la Morita.
v. Visita a las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y
la Independencia).
vi. Familiarización con los equipos y dispositivos de trabajo, como:
TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco de prueba de
transformadores.
2
i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén
Hernández acerca del conocimiento general de las actividades
inherentes a la sección de laboratorio de prueba (LAPRE, grupo
técnico de reconectadores, sección de Termografía).
ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.
iii. Interacción con el personal de planificación, con el personal del
centro de operaciones, y con el personal de protecciones eléctricas.
iv. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución.
v. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro.
vi. Manejo del chipometro (prueba de rigidez dieléctrica).
3
i. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de
seccionalizadores.
ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores
de distribución.
iii. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro.
iv. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia
de Recursos Humanos.
23
Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
4
i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación
Móvil la Morita.
ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes en los
circuitos Metropolitano y Guasimal.
iii. Evaluación y estudio de carga de los circuitos Metropolitano y
Guasimal.
iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores
de distribución y seccionalizadores.
v. Revisión y mantenimiento de reconectadores.
vi. Reestructuración de los indicadores de gestión de la sección de
LAPRE.
5
i. Actualización de planos de los circuitos Metropolitano y Guasimal
existentes.
ii. Prueba de resistencia a tierra.
iii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a reconectador.
iv. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores
de distribución y seccionalizadores
6
i. Ensayo de los reconectadores marca PANACEA, POLAR.
ii. Inventario de equipo y herramientas.
iii. Ensayo de los reconectadores marca NOJA Y COOPER.
iv. Tareas administrativas (inventarios de herramientas).
24
Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
7
i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca PANACEA
y POLAR.
ii. Revisión y mantenimiento de seccionalizadores.
iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución.
iv. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro.
v. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los
indicadores de gestión de la sección de LAPRE.
8
i. Prueba de funcionamiento de los reconectadores marca NOJA Y
COOPER.
ii. Revisión y mantenimiento de rompe carga.
iii. Prueba a un TP (transformador de potencia).
iv. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT, TILT, TTR,
kiloamperimetro, kilovoltimetro.
9
i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal
(pruebas a los transformadores).
ii. Recolección de los datos de demanda y carga máxima de los
circuitos Metropolitano y Guasimal
iii. Prueba a un TP (transformador de potencia).
iv. Prueba de resistencia a tierra.
10
i. Programación del reconectador marca PANACEA.
ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca PANACEA 115
kV y 13,8 kV.
iii. Estudio de la coordinación de protección a utilizar en los relés de la
Subestación Móvil la Morita, circuitos Metropolitano y Guasimal.
25
Tabla 2.2: actividades propuestas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
11
i. Programación del reconectador marca POLAR.
ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca POLAR de 115
kV y 13,8 kV.
iii. Diseño de las curvas de protección necesarias para la operación de
los relés de la Subestación Móvil la Morita, en circuitos
Metropolitano y Guasimal.
12
i. Programación del reconectador marca NOJA.
ii. Recorrido y evaluación del tramo de media tensión de los circuitos
Metropolitano y Guasimal, evaluando las protecciones existentes a
lo largo de dicho tramo.
iii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca NOJA de
115 y 13,8 kV.
13
i. Programación del reconectador marca COOPER.
ii. Prueba de funcionamiento de reconectador marca COOPER de 115
kV y 13,8 kV.
iii. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos
Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la
Morita.
iv. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos
Metropolitano y Guasimal (disyuntor, reconectadores,
seccionadores, seccionalizadores y fusibles).
14
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores.
ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de
prueba de los transformadores de distribución.
iii. Participación en el montaje e instalación de los reconectadores.
26
Tabla 2.2: Actividades propuestas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
15
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores.
ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.
iii. Realización de trabajo en el área de termografía.
iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la
operación y funcionamiento de los reconectadores y
seccionalizadores.
16
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores.
ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE.
iii. Rediseño de los manuales de LAPRE.
2.6 Plan de Actividades Realizadas
En la tabla 2.3 se muestran las actividades que fueron realizadas por los pasantes
durante el periodo de pasantías largas, a fin de cumplir con las tareas propuestas por
el Departamento de Mantenimiento Especializado de CORPOELEC. Dichas tareas se
rigieron por las normas de seguridad de la empresa, a fin de evitar daños al personal,
y avería de los equipos que ayudaban a desarrollar las tareas de los pasantes. Es
importante indicar que dichas actividades no siempre se pueden ejecutar bajo el
mismo orden en el cual se planifican.
27
Tabla 2.3 Actividades realizadas
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
1
i. Reconocimiento del área de trabajo: se conoció las instalaciones del
taller de mantenimiento y las normas de seguridad que se deben
regirse por todos los trabajadores para preservar la vida humana, y la
vida útil de los equipos
ii. Asistencia al curso de las cinco reglas de oro: impartido por el
ingeniero Castellano, trabajador de la empresa. se aprendió acerca de
las normas y procedimientos que se deben de seguir para la maniobra
de los equipos instalados en la red de distribución, asociadas a la
seguridad laboral. Se realizó una práctica de las cinco reglas de oro
en la subestación Las Delicias. (Ver anexo 18)
iii. Revisión y mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el
equipo rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman
tales como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros.
iv. Visita a la Subestación Móvil la Morita: esta visita se realizó a fin de
conocer los equipos instalados en la subestación, ya que para el
desarrollo del proyecto se debían conocer su ubicación, y el esquema
de protección del interruptor de potencia. (Ver anexo 4)
v. Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto,
Cata y la Independencia): esta actividad se desarrolló durante el
periodo previo a las votaciones presidenciales 2012, a fin de evitar
cualquier salida de los circuitos, aquí se tomaron las lecturas de las
cargas que tenían cada reconectador, y los valores de los niveles de
tensión de las baterías de dichos reconectadores. (Anexo 19)
vi. Reconocimiento e interacción con los equipos y dispositivos de
trabajo, como: TTR, TIL II, MEGGER, inyector de corriente, banco
de prueba de transformadores. (Anexo 2)
28
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
2
i. Ilustración y aprendizaje por parte del tutor industrial Ing. Rubén
Hernández acerca del conocimiento general de las diversas
actividades inherentes a la sección de laboratorio de prueba
(LAPRE), grupo técnico de reconectadores y sección de termografía.
ii. Revisión, mantenimiento y prueba de seccionalizadores: en la parte
de mantenimiento se le quitaron los bushing para limpiarlos y
sustituir las gomas, y también se le cambio el fusible. luego al equipo
se le cambio la pintura. Y en la parte de la prueba de funcionamiento,
se utilizó el inyector de corriente para simular el reenganche (Anexo
20).
iii. Revisión y mantenimiento de transformadores de distribución: en
esta parte se realizó la prueba con el TILL II (medidor de
impedancia), para verificar que los bushing de alta tensión y baja
tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de
mantenimiento se les cambio el aceite y el cambiador de Tap.
(Anexo 2).
iv. Se interactuó con el personal de planificación, con el personal del
centro de operaciones, y con el personal de protecciones: en esta
actividad se obtuvieron los planos unifilares de los circuitos
Metropolitano y Guasimal, el plano de la Subestación Eléctrica
Móvil La Morita.
v. Manejo de los equipos de pruebas HIPOT y kiloamperìmetro: el
equipo HIPOT se utilizó para hacerle pruebas de aislamiento a un
camión. (Ver anexo 2).
29
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
3
i. Revisión, mantenimiento y evaluación de prueba a seccionalizadores:
en la parte de mantenimiento se le quitaron los bushing para
limpiarlos y sustituir las gomas, también se le cambiaron los fusibles.
luego el equipo se le cambio la pintura. Además en la parte de la
prueba de funcionamiento, se utilizó el inyector de corriente. (Ver
anexo 2)
ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores
de distribución: en esta parte se realizó la prueba con el till II
(medidor de impedancia), para verificar que los bushing de alta y
baja tensión tenían continuidad respectivamente. Luego en la parte de
mantenimiento se le cambio el aceite y el cambiador de Tap.
También se le realizó la prueba de tensión aplicada para verificar los
niveles de tensión de dicho transformador. (Ver anexo 2)
iii. Asistencia al curso de seguridad industrial ofrecida por la Gerencia
de Recursos Humanos, el cual tuvo una duración de 3 horas y fue
dictada por el ingeniero Wilmer Pirela.
iv. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF: este es uno de los
primero reconectadores instalados a la red de distribución, y equipo
al que se le limpiaron los bushing, las gomas y se le hicieron las
pruebas de funcionamiento con el equipo inyector de corriente. (Ver
anexo 2)
30
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
4
i. Revisión, mantenimiento y realización de prueba a transformadores
de distribución y seccionalizadores. (Ver anexo 23).
ii. Revisión y mantenimiento de reconectadores.
iii. Mantenimiento y recuperación de reconectador KF. (Ver anexo 2)
iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el megger: esta
prueba de aislamiento se le aplico al reconectador KF. (Ver anexo 2)
v. Cálculo del índice de polarización: este es un cálculo de relación,
para predecir el comportamiento del aislamiento del reconectador
KF, este índice de polarización resultó mayor a uno, ello significó
que el aislamiento estaba en buen estado.
vi. Prueba de rigidez dieléctrica con el chipometro: se tomó una muestra
de aceite de un transformador de distribución, y del reconectador KF
respectivamente para verificar la rigidez dieléctrica de cada aceite.
(Ver anexo 19).
5
i. Actualización de los planos de los circuitos Metropolitano y
Guasimal existentes.
ii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de funcionamiento
con el inyector de corriente a un reconectador marca COOPER
código S280-70-4S (Ver anexo 2).
iii. Revisión, mantenimiento y realización de prueba de a
transformadores de distribución: las pruebas es realizaron con el
equipo Till II (medidor de resistencia) (Ver anexo 2).
iv. Prueba y medición de resistencia de aislamiento con el Doble.
v. Prueba de funcionamiento al relé panacea plus: el equipo que se
utilizó para la prueba fue el inyector de corriente, que simulaba los
niveles de cortocircuito.
31
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
6
i. Estudio del plano y diagrama unifilar existente de la Subestación
Móvil la Morita.
ii. Estudio de los planos y diagramas unifilares existentes de los
circuitos Metropolitano y Guasimal.
iii. Inspección y termografía en los circuitos de Turmero, Estado Aragua.
(Ver anexo 2).
iv. Inducción recibida acerca del reconectador marca COOPER.
v. Manejo de los equipos de pruebas hipot: aquí se empleó este equipo
para realizarles prueba de aislamiento a unos seccionalizadores (Ver
anexo 19).
vi. Chequeo del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21).
vii. Prueba con el TTR (relación de transformación): después de que
algunos técnicos le realizaran mantenimiento a un transformador de
distribución, se procedió a medir la relación de transformación, con
el equipo TTR según la conexión y la tensión aplicada. (Ver anexo 2)
7
i. Rediseño de las planillas de prueba y restructuración de los
indicadores de gestión de la sección de LAPRE. (Ver anexo de 13 a
16).
ii. Cálculo de valores de instantáneos y temporizadores: luego de haber
recibido la inducción del manejo del reconectador marca Cooper, se
procedió a calcular los valores de instantáneos y temporizadores,
según los niveles de cortocircuito del circuito Caprotana.
iii. Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER. (Ver anexo 21)
32
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
8
i. Ajuste del reconectador marca COOPER.
ii. Prueba de funcionamiento del relé COOPER con el inyector de
corriente. (Ver anexo 21)
iii. Prueba de funcionamiento a seccionalizadores: se utilizó el equipo de
inyector de corriente. (Ver anexo 20)
iv. Prueba de resistencia a tierra: lo que se buscó al realizar la prueba de
resistencia del aislamiento es medir la resistencia que presentaba el
terreno con respecto al flujo de corriente que se generaba en el área
aplicando un voltaje DC, esta prueba es una prueba cualitativa, que
indica la calidad relativa del terreno para conducir o drenar corrientes
de falla o fuga. Para su realización se entierra unos electrodos, y
conectarlos a unos cables que a su vez se llegan del poste o tablero.
posteriormente se inyecta un voltaje DC, luego se indican valores
aproximados de corriente.
v. Prueba con el ttr (relación de transformación): esto para verificar el
buen funcionamiento de un transformador de distribución. (Ver
anexo 2)
9
i. Tareas administrativas: realización de folletos dirigidos al personal
(pruebas a los transformadores).
ii. Mantenimiento de rompe carga: en esta parte se revisa el equipo
rompe carga y se le cambia los dispositivos que lo conforman tales
como vela, pieza terminal, tuercas, entre otros
10
i. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA. (Ver anexo
22).
ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el
reconectador marca PANACEA.
33
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
11
i. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA. (Ver anexo 23)
ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el
reconectador marca NOJA. (Ver anexo 1 del cd)
12
i. Ajuste de curvas del reconectador marca SCHNEIDER.
ii. Realización de manual: procedimiento de ajuste de curvas para el
reconectador marca SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd)
13
i. Diseño de la coordinación de protecciones para los circuitos
Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la Subestación Móvil la
Morita. (Ver capítulo 6)
ii. Evaluación de los componentes existentes en los circuitos
Metropolitano y Guasimal (disyuntor, reconectadores,
seccionadores, seccionalizadores y fusibles). (Ver anexo 19)
14
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de
diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar
las curvas de los reconectadores NOJA y PANACEA. (Ver anexo 3
del cd)
ii. Participación en el rediseño del tablero de control del banco de
prueba de los transformadores de distribución.
15
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores.
ii. Reconocimiento de las labores del área de termografía.
iii. Realización de trabajo en el área de termografía. (Ver Anexo 2).
iv. Participación en el adiestramiento al personal, acerca de la operación
y funcionamiento de los reconectadores y seccionalizadores.
34
Tabla 2.3 Actividades realizadas (continuación)
SEMANA DEBERES Y RESPONSABILIDADES A DESARROLLAR
16
i. Apoyo al grupo técnico de reconectadores: se realizó una serie de
diapositivas, para una inducción del personal, acerca de cómo ajustar
las curvas de los reconectadores COOPER
ii. Rediseño de planillas de pruebas de LAPRE. (Ver anexo 11 a 16)
iii. Rediseño de los manuales de LAPRE: manuales de los
procedimientos a seguir de cada equipo a utilizar en el laboratorio de
prueba de CORPOELEC.
2. 7 Comparación Entre Plan Propuesto y Plan Realizado
Entre el plan de actividades propuestas según la tabla 2.2 y el plan de actividades
realizadas según la tabla 2.3, existen varias diferencias entre las actividades
expuestas en cada una de ellas respectivamente. Estas discrepancias no alteran de
ninguna manera el desarrollo de las pasantías de acuerdo a las tareas específicas, ni
el desarrollo del proyecto asignado. No obstante, es inevitable que existan leves
variaciones en las actividades programadas, y esto se debe a la dinámica de la
empresa, al factor prioridad y también a la carencia de algunos equipos y materiales.
El factor prioridad influye en algunas actividades que se realizan debido a la
programación de eventos no esperados como por ejemplo, lo sucedido en las
actividades de la semana cinco, en donde se programó el realizar la prueba de
resistencia a tierra, y en vez de eso se le aplicó la prueba de resistencia de
aislamiento a un seccionalizador que requería ser conectado en un punto específico
del sistema eléctrico.
35
Por otro lado, la no disponibilidad de equipos influye en la realización de las
actividades, tal como ocurrió en las semanas seis, siete y ocho, en las cuales no se
llevaron a cabo las actividades planteadas con los reconectador marca PANACEA,
NOJA, y POLAR respectivamente según lo indicado en la tabla 2.2, esto se debió a
que en el laboratorio de prueba no estuvieron disponibles los equipos.
Por último es importante resaltar, que las actividades para la realización y diseño
de la coordinación de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal de la
Subestación Móvil la Morita, no fueron modificadas, ya que se realizaron acorde con
la programación planteada inicialmente según lo especificado en la tabla 2.2, para la
recolección de datos (plano unifilar de los circuitos Metropolitanos y Guasimal
exigidos en la unidad de planificación de CORPOELEC con estudio de
cortocircuito, demanda, carga máxima y data de interrupciones). Dichas actividades
se llevaron a cabo con la finalidad de tener los datos que ayudan al diseño y
realización de una correcta coordinación de protecciones de los circuitos antes
mencionados.
2.8 Aportes del Pasante
Durante el transcurso de las pasantías, se realizaron una serie de actividades que
contribuyeron con la Sección de Mantenimiento Especializado (LAPRE), las cuales
se enumeran y describen a continuación:
36
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD
1 Hojas de Prueba
En esta actividad, se renovaron las hojas de datos,
donde se plasman la información acerca de las
siguientes pruebas:
o Pruebas a los camiones (prueba de aislamiento).
(Ver anexo 13)
o Prueba de factor de potencia en el aislamiento de
los transformadores (3 y 2 devanados). (Ver
anexos 16 y 17)
o Prueba de excitación de corriente con el doble.
(Ver anexo 14)
o Procedimiento de trabajo para realizar
mantenimiento a transformadores de distribución
(ensayo de rigidez dieléctrica, prueba de
corriente de vacío, prueba de aislamiento con el
megger)
2
Traducción de
manual de
SCHNEIDER
Se realizó la traducción a manuales que
corresponden al manejo del equipo Schneider, para
facilitar el trabajo del personal técnico que
maniobraba el reconectador marca SCHNEIDER,
que se necesitó instalar en el sistema.
37
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD
3 Trípticos y folletos
Se diseñaron trípticos y folletos, cuya información es
acerca de los procedimientos y normas de algunas
pruebas que se realizan en el laboratorio de prueba:
o ¿Cómo hacer la prueba de aislamiento? (Ver
anexo 10)
o ¿Cómo hacer la prueba de funcionamiento de los
seccionalizadores?
o Procedimiento para realizar la prueba de tensión
aplicada a los transformadores de distribución.
o Procedimiento para verificar la relación de
transformación de los transformadores
4
Manual de
reconectador marca
COOPER
Después de haber programado el reconectador marca
COOPER, se realizó un manual con los pasos
detallados de los cálculos, criterios y procedimiento
total para la programación de dicho reconectador.
(Ver anexo 4 del cd)
5
Manual de
reconectador marca
NOJA
Después de haber ajustado las curvas para el
reconectador marca NOJA, se realizó un manual con
los pasos detallados de los cálculos, criterios y
procedimiento total para la programación de dicho
reconectador. (Ver anexo 1 del cd)
6
Manual de
reconectador marca
SCHNEIDER
Se realizó un manual con los pasos detallados de los
cálculos, criterios y procedimiento total para el
ajuste de curvas del reconectador marca
SCHNEIDER. (Ver anexo 2 del cd)
38
Tabla 2.4 Aportes del pasante (continuación)
ACTIVIDADES DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD
7
Manual de
reconectador marca
PANACEA
Se realizó un manual con los pasos detallados de los
cálculos, criterios y procedimiento total para la
programación del reconectador marca PANACEA.
(Ver anexo 5 del cd)
9 Presentaciones
Se realizaron un conjunto de diapositivas con
información referente a los procedimientos de las
pruebas que se les aplican algunos equipos tales
como; transformador de distribución,
seccionalizadores, y reconectadores. Siendo estos
recuperados en el laboratorio de prueba de
CORPOELEC luego de haber presenciado alguna
falla en el sistema.
8 Archivar
Se contribuyó con el orden de archivos, cuyos datos
reflejan la información de las inspecciones realizadas
a los diferentes reconectadores conectados en las
subestaciones del Estado Aragua.
También se contribuyó de manera técnica con el área de protecciones eléctricas, de
acuerdo al trabajo de grado, el cual consiste de la coordinación de protección de los
circuitos Metropolitano y Guasimal, finalmente este informe de pasantías, les servirá
de modelo a futuros pasantes que se desempeñen a realizar la coordinación de
protección a un sistema eléctrico.
39
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
Al momento de realizar un proyecto de investigación es preciso recaudar la
información que servirá de soporte a la misma, es decir, las bases teóricas necesarias
para el correcto y completo desarrollo del tema. Luego, con una completa base de
información, avanzar con el tema planteado, de la forma más extensa y clara posible,
logrando con ello el entendimiento que hace posible dar respuestas a las interrogantes
surgidas al momento que se decidió hacer el proyecto de investigación, las cuales
fueron la razón de interés para el desarrollo del tema.
Las bases teóricas se utilizan comúnmente para explicar de manera científica un
fenómeno ocurrido, basándose en contextos documentales que confirman la realidad
del mismo. Con estos basamentos se pueden relacionar los aspectos teóricos con el
objeto de estudio además de interpretar con lógica de conceptos y términos utilizados.
Es por ello que en lo consiguiente se exponen las bases teóricas que fundamentan el
presente trabajo de investigación, lográndose así el desarrollo del tema y las
respuestas a las interrogantes iniciales.
3.1 Antecedentes
Los antecedentes representan un apoyo antepuesto a la investigación, ya que en
estudios previos realizados se pueden encontrar ciertos aspectos que servirán para el
desarrollo del proyecto actual por la relación que tienen en común.
40
A continuación se presenta una reseña de trabajos de investigación, los cuales
poseen afinidad y están vinculados con el tema en estudio, y servirán como base para
la elaboración del informa final de grado.
Luis Francia (2.012), en su trabajo especial de grado titulado “Evaluación de la
coordinación de protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 kv –
13,8 kv) de CADAFE, región 4 zona Aragua” realizado en la Universidad de
Oriente para optar al título Ingeniero Electricista, busca evaluar y estudiar la
coordinación de protecciones en la Subestación Eléctrica Tocorón para poder así
seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones en el Transformador I de la
subestación.
Francia estudió la coordinación de protecciones existente en la subestación
Eléctrica Tocorón, para lo cual se hizo necesario de conocer los ajustes en equipos de
protección en el transformador I de la subestación, ya que éstos no estaban
despejando las fallas que se presentaban. Luego de realizar los estudios de
cortocircuito y flujo de carga, para conocer el estado del sistema de potencia, se
obtuvieron valores que definían el comportamiento del sistema. Con dichos valores se
realizaron los nuevos ajustes de protecciones, y asimismo se trazaron las curvas
tiempo – corriente de los equipos; luego tomando en cuenta los criterios de ajuste de
protecciones de CADAFE, se realizaron ajustes nuevos, garantizándose la correcta
coordinación de los equipos.
Esta investigación sirvió de aporte al presente estudio debido a que en ella se
describen los esquemas de protección estandarizados por CADAFE, además de
realizar los estudios de cortocircuitos para efectuar la coordinación de las
protecciones de los equipos instalados en dicha subestación. Estos cálculos servirán
de referencia para llevar a cabo los ajustes pertinentes en los circuitos Metropolitano
y Guasimal de la Subestación Electric Móvil La Morita.
41
Lino Bustamante y Miguel Vivas (2.012), en su trabajo especial de grado titulado
“Coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en
servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en la subestación San Vicente, ubicada
en Maracay, estado Aragua”, realizado en la Universidad Nacional
Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero
Electricista, desarrollan una investigación en la cual se despliega la metodología
para el análisis de la instalación de nuevos equipos de protección, medición,
control y señalización en la subestación San Vicente, el cual contiene un estudio
de los resultados de las pruebas en sitio de operatividad de los equipos instalados,
la determinación de los ajustes de las protecciones que serán utilizados en las
llegadas y salidas de 13.8 kV y el análisis de la instalación y funcionalidad del
sistema de comunicación SCADA. El objetivo de esta investigación establecer la
coordinación de protecciones y ejecución de pruebas para la puesta en servicio de
las barras 1 y 2 de 13.8 kV en la subestación mencionada anteriormente, en el
cual se determinó que los equipos instalados se encuentran aptos para ser usados
dentro de la subestación.
Esta investigación, sirvió como aporte al presente estudio, debido a que aporta un
conocimiento sobre los estudios de cortocircuitos en subestaciones, además de los
protocolos en pruebas legales que hay que cumplir, ya que éstos sirven de guía para la
realización de todas las pruebas normalizadas y las exigidas por el usuario. También
cuenta con una amplia información sobre cómo se realiza una coordinación de
protecciones basándose en los valores obtenidos de cortocircuitos y así luego de
realizada la coordinación, como interpretar los resultados obtenidos para ajustarlos a
los normas CADAFE.
Gerardo Valera (2012) en su trabajo especial de grado titulado “Determinación
de los equipos de protección y ajustes necesarios para realizar la
coordinación de protecciones del circuito b2 del sistema eléctrico de
distribución perteneciente a la empresa manufacturera de papel (MANPA)”,
42
realizado en la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada
(UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, busca realizar el estudio de
las protecciones en elcircuito B2 perteneciente al sistema eléctrico de la empresa,
ya que se presentaba un problema en la producción de papel debido al estado en
que se encontraba el sistema de protecciones, lográndose con ello garantizar la
correcta operatividad y coordinación del sistema de protecciones perteneciente a
la empresa.
El trabajo de investigación antes mencionado se utilizará en el presente informe
debido a que muestra de manera muy clara y precisa la forma de determinar las
protecciones contra sobrecarga y cortocircuitos para los motores de 440V, aunque en
este informe el estudio de sobrecarga y cortocircuito era realizado para líneas de
media y baja tensión (13.800–220V), el trabajo de Valera servirá como una
importante referencia y fuente de consulta para lograr avanzar en el análisis de los
circuitos Metropolitano y Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil de la Morita.
Samuel Bolívar (2011), en su trabajo especial de grado titulado “Coordinación
de protecciones en 440v para las subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de
c.a. Cervecería Regional”, realizado en la Universidad Nacional Experimental
de la Fuerza Armada (UNEFA) para optar al título Ingeniero Electricista, el
objetivo de dicha investigación fue coordinar las protecciones de circuitos
ramales de las subestaciones 3, 5 y 6 pertenecientes al departamento de
mantenimiento Eléctrico de Planta de C.A. Cervecería Regional Planta Cagua.
El estudio descrito anteriormente se vincula con el presente informe ya que
muestra de manera esquemática y organizada la metodología requerida para realizar
un estudio a las protecciones de una subestación, los cuales se despliegan de la
siguiente manera: en principio la actualización de la información, elaborando un
nuevo diagrama unifilar con la información recopilada en planta, posteriormente se
realizó un estudio de cortocircuito de las barras asociadas a cada línea de envasado,
43
para evaluar la operación del sistema de protecciones, y por ultimo realización de la
coordinación para el reajuste de los dispositivos de protección a valores más idóneos
y brindar recomendaciones.
3.2 Bases Teóricas
A continuación se presenta una breve descripción de los conceptos básicos y más
resaltantes para el desarrollo de este trabajo, basándose en los aspectos primordiales,
fundamentales e inherentes dentro de la temática en que se desenvuelve la
investigación, estas bases teóricas sirven de apoyo conceptual para fundamentar de
manera literaria los conceptos y criterios utilizados para el estudio de la coordinación
de protecciones de los circuitos Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la
Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
Para realizar este estudio se comenzará por explicar que es un sistema eléctrico de
potencia describiendo brevemente sus niveles o subsistemas (generación, transmisión
y distribución), prestando principal atención al sistema de distribución, sus
componentes, sus estructuras, protecciones utilizadas, métodos de cálculo de sus
parámetros, entre otros puntos relevantes para el sistema de distribución. Por
supuesto será necesario explicar lo que es un sistema de protecciones y la
coordinación de protecciones, prestando especial atención a los relés programables
(que serán con los que se trabajaran en el proyecto). También se tocarán muchos otros
puntos de importancia.
Iniciando con los sistemas de energía eléctrica, que pueden ser tan simples como
una fuente monofásica, de una o varias cargas conectadas, o incluso un enorme y
robusto sistema eléctrico de potencia trifásicos.
44
3.2.1Sistema de Potencia Eléctrico
Un sistema de potencia eléctrico se define como el conjunto de elementos como:
centrales de generación, subestaciones, líneas de transmisión y redes de distribución
que están eléctricamente unidos y cuya finalidad es hacer llegar a los usuarios de
dicho sistema la energía eléctrica que necesitan en forma segura, con los niveles de
calidad exigidos por el consumidor. [5]
Un sistema de potencia, de acuerdo con las actividades que realiza, básicamente
consta de tres subconjuntos bien específicos y diferenciados que realizan las labores
de: generación, trasmisión y distribución, por lo que la representación de un sistema
eléctrico de potencia puede ser esquematizado como se muestra a continuación en la
figura 3.1.
Figura. 3.1: Etapas de un sitema eléctrico de potencia
Fuente: Francisco M. Gonzalez – Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de
Potencia [6]
Dentro de los sistemas de potencia debido a su estructura, es común distinguir
cuatro niveles funcionales u operativos o etapas de tensión: generación, transmisión,
subtransmisión y distribución.
El sistema de potencia está constituido por muchos elementos, cada uno de ellos
cumple con funciones específicas, de manera que en operación conjunta garanticen
un flujo confiable y económico de electricidad. [6]
Generación Transmisión Distribución Consumidores o
Carga
45
Un sistema eléctrico de potencia típico podría ser como se muestra en la figura
3.2, ya que la distribución de energía eléctrica comprende técnicas y sistemas
empleados para la conducción de la energía hasta los usuarios dentro del área de
consumo, es decir, la energía eléctrica es transmitida frecuentemente en bloques de
magnitud considerable y en altas tensiones desde el punto de generación hasta el área
donde se pretende distribuirla, de ahí que sea necesario ejecutar uno o más pasos de
transformación para llevarla a los niveles de utilización.
En la figura 3.2 se puede observar la fase de generación en 18 kV, donde luego se
eleva dicho voltaje para poder hacer más eficiente la transmisión de la energía en el
sistema (para contrarrestar las pérdidas que surgirán a los largo del transporte de la
energía), elevando el voltaje generado a 400 kV, luego en una subestación de
transmisión es reducido a 115 kV, donde será transmitido hasta las subestaciones de
distribución donde se transforma el voltaje a 13,8 kV, el cual es el voltaje adecuado
para el suministro a los alimentadores primarios de las redes de distribución.
Los alimentadores primarios son tres circuitos que salen de las subestaciones de
distribución y proveen los caminos al flujo de potencia a los transformadores de
distribución, los cuales reducen el voltaje de los alimentadores primarios al voltaje
adecuado para el consumidor. En la distribución secundaria se distribuye la potencia
desde los bobinados secundarios de los transformadores de distribución hasta los
consumidores. El voltaje en la distribución secundaria, varía de acuerdo a la carga
que se vaya a alimentar.
46
1. Estación de generación. 2. S/E elevadora. 3. Línea de transmisión. 4. S/E de paso. 5. s/E reductora. 6.
Línea de subtransmisión. 7. Línea de distribución primaria. 8. Transformador de distribución (reductor). 9.
Línea de distribución secundaria. 10. Clientes finales (residenciales, institucionales, comerciales, industriales,
gubernamentales, otros servicios)
Figura 3.2: Sistema de potencia tipico radial
Fuente: Ing. Luis Cedeño
3.2.2 Subsistemas de un Sistema de Potencia
3.2.2.1 Sistema de Generación:
La etapa de generación es aquella en donde se hace el proceso de conversión de
cinética en energía eléctrica, obteniéndose un nivel de voltaje que ha de ser elevado
mediante un transformador. La energía eléctrica se genera en las centrales eléctricas.
Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria
para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, generando así
electricidad. [5]
El sistema de generación es la parte básica del sistema de potencia, esta se encarga
de entregar la energía eléctrica al sistema, esto a partir de la transformación de
distintos tipos de energía primaria. El conjunto de unidades generadoras reciben el
nombre de centrales o plantas de generación, siendo su tarea tomar una fuente
primaria de energía y convertirla en energía eléctrica.
1 2 3
4
3 5 6 5 7 8 9 10
47
El tipo de central de generación y su ubicación depende de las condiciones de las
fuentes primarias de utilización. La selección del tipo de central de generación
eléctrica se realiza por criterios técnicos y económicos, siendo estos últimos los de
mayor importancia. Una central eléctrica consta de máquinas motrices, aparatos de
maniobra y protección, entre otros, que sirven para la producción de energía eléctrica.
En realidad, el nombre de central eléctrica es la abreviación de Central Generadora de
Energía Eléctrica. [6]
3.2.2.2 Sistema de Transmisión
La siguiente etapa es la de transmisión, la cual, consta conductores, a través de los
cuales se transporta la energía generada hasta la subestación de distribución. La
tensión se eleva a través de equipos de transformación para aprovechar los beneficios
de una transmisión con pérdidas por efecto Joule bajas. [5]
La ubicación de las grandes centrales de generación eléctrica obliga a transportar
grandes bloques energéticos a través de grandes distancias, de manera de llegar a los
centros de consumo. Por ejemplo en Venezuela las grandes centrales hidráulicas se
encuentras en la región de Guayana, mientras que las centrales térmicas se encuentran
en la zona central, de manera que para unir todas estas fuentes de generación con los
distribuidos centros de consumo, se emplean redes de transmisión de potencia
eléctrica.
En Venezuela las áreas que conforman el Sistema Interconectado Nacional (SIN)
se encuentran unidas a través de un sistema de transmisión que alcanza los niveles de
tensión de 230, 400 y 765 kV. Cada uno de estos sistemas recibe el nombre de Red
Troncal de Transmisión, presentando longitudes apreciables como el enlace Guayana
– Centro, que posee aproximadamente 650 km.
48
La misión de esta parte del sistema de potencia es transportar los grandes bloques
de energía desde los centros de generación a todos los puntos del sistema, además de
interconectar las diferentes centrales y/o diferentes sistemas de potencia. Las líneas
de transmisión son los elementos más extensos del sistema de potencia y poseen
muchas ventajas, como permitir producir energía en forma más económica, se
permite mejorar la confiabilidad del sistema, se logra disminuir la capacidad de
reserva (es el número de máquinas necesarias para atender la carga punta) y reserva
rodante (número de máquinas en vacío necesario para atender cambios bruscos de
carga). [6]
3.2.2.3 Sistema de Distribución
La última etapa del sistema de potencia antes de llegar a los consumidores
corresponde al sistema de distribución, el cual parte de la subestación de distribución
pasando por los circuitos primarios, los transformadores de distribución, los circuitos
secundarios y llegando al consumidor a través de la acometida. Aproximadamente
las dos terceras partes de la inversión total del sistema de potencia están dedicadas a
la distribución, lo que implica un trabajo cuidadoso en el planeamiento, diseño,
construcción y en la operación de un sistema de distribución.
Estos pasos de transmisión dan lugar a las diferentes etapas del sistema de
distribución, dentro de las cuales se pueden identificar dos niveles bien diferenciados,
que son el sistema de distribución primario y el sistema de distribución segundario.
49
Sistema de Distribución Primario: comienza a la salida de las subestaciones de
distribución, de este punto los circuitos de subtransmisión alimentan a los
transformadores de distribución, las subestaciones de distribución transforman
este voltaje al de los denominados alimentadores primarios, el voltaje de los
circuitos generalmente se encuentran entre 2,4 y 13,8 kV. La distribución
primaria trabaja con los niveles de tensión y potencia moderados. En Venezuela
los niveles de esta tensión suelen ser:
En este nivel pueden ser alimentados ciertos consumidores especiales como
industrias y otros. Los circuitos de distribución primario se caracterizan porque están
conectados a un solo punto o subestación de distribución (sistemas radiales), y es
muy poco visto, solo en casos especiales la conexión a más de una subestación
(sistema en anillo múltiple o mallado). Los niveles de potencia manejados en este
sistema son modestos, así por ejemplo, para 13,8 kV la capacidad de transporte no
supera los 5 MVA.
Sistema de Distribución Secundario: los transformadores de distribución
reducen el voltaje primario al voltaje secundario o de utilización, la energía se
distribuye, por último a través de los circuitos secundarios de distribución hasta
las acometidas individuales. Esta parte del sistema corresponde a los menores
niveles de potencia en cuatro niveles de voltaje básicos y sus combinaciones:
120/240 V, 208, 480 y 600 V. [6]
Tabla 3.1 Niveles Normalizados para Circuitos Primarios de Distribución Primario en
Venezuela
Empresa Nivel de Voltaje (kV)
CORPOELEC 6,9 y 13,8
La Antigua Electricidad de Caracas 4,8; 8,3 y 12,47
Empresas Petroleras 2,4; 4,16 y 6,9
Fuente: Francisco M. Gonzalez - Longatt. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas de
Potencia [6]
50
En la figura 3.3 se muestra la estructura de un sistema de distribución típico.
Figura 3.3: Estructura Físca de un Sistema de Distribución Típico
Típicamente, una red de distribución se caracteriza por poseer diferentes niveles de
voltaje de operación. Esta diversidad técnica permite minimizar las pérdidas de
energía.
El proceso de Distribución de la energía eléctrica generada y transmitida por
CORPOELEC, es posible gracias a 572 subestaciones, con una capacidad de
transformación de 9.200 MVA, y una red de distribución conformada por 88 mil
kilómetros de longitud.
Cuando la Empresa Eléctrica Socialista tomó las riendas del sector se diseñó un
plan integral, con la participación activa de los trabajadores y trabajadoras, orientado
a optimizar las tareas de operación y mantenimiento del sistema de distribución y
Sistema de
Distribución
Primario
Sistema de
Distribución
Secundario
51
mejorar la atención de reclamos comerciales. El fin es ofrecer una atención integral
a toda la población venezolana y trabajar con las comunidades, de forma directa.
Desde CORPOELEC se desarrolla un plan de mantenimiento correctivo y
preventivo que permitirá minimizar las fallas en el sistema de distribución y brindar
un servicio de electricidad confiable y eficiente, a fin de mejorar la calidad de vida de
los usuarios y usuarias.
El Plan de Adecuación y Expansión del Sistema Eléctrico de Distribución
Nacional (SEDN) en media y alta tensión, es otro de los esfuerzos de CORPOELEC
que permitirá atender los requerimientos de desarrollo económico y social de la
Nación. Se sustenta en un Sistema de Gestión de Distribución, que mejorará los
índices de calidad del servicio, mediante la gestión eficiente de la red de distribución
que operan las empresas integradas en CORPOELEC.
Entre los proyectos estructurantes en el área de distribución que actualmente se
ejecutan, están:
o Construcción y remodelación de la red de distribución en la Estación Terrena del
Satélite VENESAT-1, en Bamari, Guárico.
o Mejoras del sistema de distribución de Altagracia de Orituco y San Juan de los
Morros para la Interconexión del Sistema de Transporte de Gas Centro Oriente y
Occidente (ICO) (Guárico).
o Mejoras en los perfiles de distribución de las líneas 13,8 kV para Compensación
de Potencia Reactiva del convenio Cuba-Venezuela.
o Incremento de la capacidad de los circuitos de distribución e interconexiones de
grupos electrógenos en Aragua de Barcelona (Anzoátegui).
o Plan de iluminación nacional, gracias al convenio Vietnam-Venezuela en los
estados Sucre, Anzoátegui, Monagas, Miranda, Cojedes, Barinas, Portuguesa,
Carabobo, Yaracuy, Lara y Distrito Capital. [7]
52
3.2.2.4 Sistema de Subtransmisión
La tensión de estos circuitos está comprendida entre valores de transmisión y de
distribución. Estos circuitos parten de un transformador exclusivo que generalmente
está en la subestación de distribución o del devanado auxiliar de un transformador de
tres devanados. [6]
3.2.3 Tipos de Estructuras de las Redes de Distribución
La distribución puede tener tres concepciones geométricas distintas: distribución
radial, distribución en anillo y distribución enmallada. [5]
3.2.3.1 Distribución Radial
La distribución radial es la más económica. En ella partiendo de una fuente o nudo
central la red se va ramificando en forma de racimo o radial. Esta forma de
distribución es la más económica por lo tanto la más usada. La economía de este tipo
de distribución radica en el hecho de que cuando se produce una ramificación, la
sección de los conductores va disminuyendo.
Este sistema de distribución es muy usado también porque en él es relativamente
fácil efectuar la coordinación de protecciones. El único inconveniente que posee este
sistema es que si hay una falla (cortocircuito) en uno de los alimentadores, se queda
sin energía eléctrica todo lo que está conectado aguas abajo. [5]
53
115/13,8kV
13,8/220kV
13,8/220kV
13,8/220kV
13,8/220kV
Cargas
Cargas
Cargas
Cargas
Figura 3.4: Esquema representativo de la conexión radial de un sistema de distribución
Fuente: Sixto Humberto Achuri Holguín. Apuntes Generales Sobre Redes Eléctricas de Distribución [5]
3.2.3.2 Distribución en Anillo
La distribución en anillo es la que brinda una mayor continuidad en el servicio. En
ella se parte de una fuente o nudo central se recorre todo el sistema a alimentar y se
vuelve al mismo nudo formando así un anillo. [5]
54
13,8/220kV13,8/220kV
13
,8/2
20
kV
13
,8/2
20
kV
13
,8/2
20
kV
Figura 3.5: Esquema representativo de la conexión en anillo de un sistema de distribución
Fuente: Sixto Humberto Achuri Holguín. Apuntes Generales Sobre Redes Eléctricas de Distribución [5]
La mayor continuidad en el servicio radica en el hecho de que si se produce una
falla en un alimentador. Las subestaciones se pueden seguir alimentando por el otro
lado. Esto exige que la sección de los conductores del alimentador esté dimensionada
para soportar toda la carga del sistema, lo cual implica un mayor costo.
Otros inconvenientes de este sistema es la dificultad para la coordinación de
protecciones (es muy difícil escalonarlas). Es recomendado el uso de este sistema de
distribución en los sistemas en los que ante una falla es necesario reponer de
inmediato el servicio, por ejemplo las industrias de proceso continuo en donde la
interrupción de cualquier etapa del proceso implica la paralización total de la fábrica.
También se emplea este sistema en los grandes centros urbanos en las líneas de alta
tensión. [5]
55
3.2.3.3 Distribución Mallada
En la distribución urbana en baja tensión se emplea el sistema mallado,
especialmente en sistemas muy densos. En estos casos la distribución en media
tensión es radial pero la distribución en baja tensión es una serie de anillos que siguen
los recorridos de las calles. Estos anillos incluso pueden en caso de ser necesario
interconectarse entre sí, asegurando de esta forma la restitución rápida del servicio en
caso de falla de algún transformador. [5]
115/13,8kV
13,8/0.22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV 13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV
13,8/0,22kV13,8/0,22kV
13,8/0,22kV13,8/0,22kV 13,8/0,22kV
Figura 3.6: Esquema representativo de la conexión enmallada de un sistema de distribución
Fuente: Sixto Humberto Achuri Holguín. Apuntes Generales Sobre Redes Eléctricas de Distribución [5]
56
3.2.3.4 Sistemas Mixtos
En las empresas de cierta magnitud que poseen algunos sectores críticos se suelen
emplear sistemas mixtos. Estos sistemas consisten básicamente en un sistema
primario de distribución radial y a los puntos críticos se les brinda una doble
alimentación con posibilidad de conexión rápida. En algunos casos si se trata de un
punto muy crítico puede llegar a tener generación propia. Esto se suele emplear
también en los establecimientos hospitalarios para sala de cirugía y de terapia
intensiva pero con algunas consideraciones especiales. [5]
115/13,8kV
13,8/220kV
13,8/220kV
13,8/220kV
13,8/220kV
115/13,8kV
Figura 3.7: Esquema representativo de la conexión mixta de un sistema de distribución
Fuente: Sixto Humberto Achuri Holguín. Apuntes Generales Sobre Redes Eléctricas de Distribución [5]
57
En base a estas cuatro configuraciones típicas de distribución se pueden hacer una
gran cantidad de combinaciones. [5]
3.2.4 Partes del Sistema de Distribución
En las partes del sistema de distribución se pueden observar los elementos
necesarios para llevar la energía eléctrica al usuario, desde el momento en que el
transformador de la subestación de distribución recibe la potencia hasta entregarla
finalmente transformada al usuario final para hacer uso de ella. [5]
3.2.4.1 Subestación de Distribución
Es donde se reciben la potencia de los circuitos de transmisión o subtransmisión y
transforman su voltaje a niveles adecuados para el suministro a los alimentadores
primarios. En ella tenemos:
o Transformador de potencia
o Interruptores
o Seccionador de línea de puesta a tierra, este seccionador puede ser manual o
automático según las necesidades del sistema
o Equipos de protección. [5]
3.2.4.2 Líneas Primarias o Alimentadores Primarios
Son los circuitos que salen de la subestación de distribución y abastecen los
caminos de flujo de potencia para los transformadores de distribución, recorriendo el
área de carga. Estos alimentadores pueden ser de tipo trifásico o monofásico, aéreos o
subterráneos. Los alimentadores primarios incluyen elementos como los siguientes:
58
o Elementos de maniobra y/o protección, como aisladores, pararrayos,
seccionadores, reconectadores e interruptores.
o Elementos de señalización, como por ejemplo el indicador de falla.
o Elementos que controlan la tensión como reguladores y capacitores. [5]
3.2.4.3 Transformadores de Distribución
Que se encargan de reducir el voltaje de los alimentadores primarios a niveles
adecuados de utilización para el consumidor. [5]
3.2.4.4 Salidas de Circuitos.
Acometida primaria. Entrada de la alimentación en urbanizaciones, fábricas,
edificios, centros comerciales, etc. Se utiliza cuando es necesario alimentar un centro
de transformación (subestación). [5]
3.2.4.5 Red Secundaria
Es la encargada de distribuir la potencia de los secundarios de los transformadores
de distribución a los usuarios, a un nivel de tensión adecuado para su utilización.
Pueden ser trifásicas o monofásicas, aéreas o subterráneas. [5]
3.2.4.6 Acometida Secundaria
Es la parte del sistema de distribución que se encuentra entre la red secundaria y el
contador del usuario. Esta acometida puede ser aérea o subterránea, trifásica o
59
monofásica. Se resume entonces, que una red de distribución es la parte de un sistema
eléctrico de potencia que le lleva al usuario la energía proveniente de la subestación
de distribución, incluyendo la acometida. [5]
3.2.5 Anormalidades en Sistemas de Potencia
En sistema de potencia puede ser afectado por muchas situaciones anormales que
produzcan una operación fuera de las condiciones normales, estas posibles causas
pueden ser: falla de los componentes del sistema, situaciones de carácter imprevisto
(por ejemplo: tormentas), errores de operación (manuales o automáticos).
Estas situaciones provocan efectos muy variados en el sistema de potencia tales
como: mal servicio, pérdida de la estabilidad, daños de los equipos, entre otros. Las
grandes compañías eléctricas son las encargadas de desempeñar las funciones de los
grandes sistemas de potencia, siendo importante para ellas eliminar las situaciones
anormales de operación. Las interrupciones del servicio, y la variación de los
parámetros de la red (tensión, corriente, frecuencia, entre otros) fuera de los límites,
son consecuencia común de una operación anormal, causando enormes
inconvenientes técnicos y económicos.
Una clasificación sencilla de las anormalidades de acuerdo a su severidad con que
afectan al sistema de potencia es:
o Perturbaciones.
o Fallas. [8]
60
3.2.5.1 Perturbaciones
Las perturbaciones son condiciones que permiten continuar la operación de un
sistema pero que pueden ocasionar el daño de ciertos equipos si su duración es
prolongada. Las perturbaciones pueden ser causadas por:
o Sobretensiones.
o Sobrecarga.
3.2.5.1.1 Sobretensiones
Las sobretensiones son cualquier valor de tensión entre fase y tierra, cuyo valor
pico, es mayor que la tensión máxima del sistema. La tensión en el sistema eléctrico
de potencia es variable, dependiendo de las condiciones del sistema, estas variaciones
están limitadas por las características de los equipos, tensión nominal, tensión
máxima.
o Voltaje Nominal: es el valor de la tensión para el cual se proyectó el sistema y se
fabricó y probaron los equipos. Ejemplo: En Venezuela el sistema de proyecto
para las siguientes voltajes nominales: 115, 230, 400 y 765 KV.
o Voltaje Máxima: comprende un aumento de 5% a 10% por encima de la tensión
nominal del sistema. Ejemplo: En Venezuela las máximas tensiones de operación
son respectivamente: 115/123; 230/242; 400/440; 765/800 kV.
Una clasificación de las sobretensiones puede ser realizada en función de la
duración de las mismas, quedando: sobretensiones temporales, sobretensiones de
maniobra, sobretensiones atmosféricas.
61
Sobretensiones Temporal: consisten en cambios en la amplitud de la
componente de 60 Hz de la tensión o sus armónicas por efecto de operaciones de
maniobra, cambios den el flujo de potencia reactiva, fallas o bien por
ferroresonancia. La sobretensión, si es superior al 20% de la tensión nominal y de
acuerdo a la ubicación del codo de la curva de magnetización de los
transformadores puede ocasionar una fuerte saturación del núcleo magnético,
vibraciones en el núcleo, entre otros, además se genera corrientes armónicas que
pueden producir resonancia en el sistema dando origen a sobretensiones
adicionales. Los orígenes de las sobretensiones temporales pueden ser:
o Energización de líneas (Efecto Ferranti): una línea larga alimentada por una
fuente inductiva en vacío no compensada en el extremo receptor es mayor que en
el extremo de envío. Para compensar estas sobretensiones temporales, en especial,
en su período inicial o de líneas largas energizadas por fuentes de relativa poca
potencia es necesario utilizar reactores en derivación, la cantidad de
compensación varia del 60 al 90%. El grado de compensación se expresa como la
relación entre la potencia de los reactores a la potencia capacitiva generada por la
línea. Ejemplo: Para una línea de 230 kV.
o Cambios bruscos de carga: cuando la carga suministrada al sistema se
desconecta, total o parcialmente, se producen sobretensiones de la frecuencia
industrial que pueden durar varios segundos. Estas sobretensiones se deben a la
sobreexcitación de los generadores y duran hasta que los reguladores llevan estas
variaciones a sus valores normales. Si en general se alimenta una carga y por
alguna razón se tiene una pérdida súbita de la carga, la tensión tiende a ser la
tensión interna del generador tras la reactancia transitoria.
o Sobretensiones por falla: en un sistema eléctrico de potencia se pueden presentar
entre otras las siguientes fallas: una conductor de fase a línea a tierra, dos
conductores de fase a líneas a tierra, trifásica. De estas fallas, la que produce
mayores sobretensiones en las fases sanas, son las fallas a tierra, en especial, una
fase a tierra debido a su asimetría.
62
o Ferroresonancia: es el fenómeno oscilatorio creado por la capacitancia del
sistema de potencia, en conjunto con la inductancia no lineal de un elemento con
núcleo magnético (transformador de potencia, de medición o un reactor de
compensación). Este fenómeno se observa por lo general en sistema de alta
tensión y casi nunca en sistemas de distribución de energía, ya que es
precisamente la capacitancia de líneas de muy larga distancia la que induce la
ferroresonancia, siempre que la inductancia asociada al circuito se encuentra en
condiciones favorables para entrar en resonancia. La operación en vacío de un
transformador de potencia, o con muy poca carga, puede crear las condiciones
favorables.
Sobretensiones de maniobra: son tensiones transitorias que se producen por
cambios bruscos en el sistema, son de corta duración (mili-microsegundos) y que
son altamente amortiguadas. Las posibles causas se sobretensiones de maniobra
son: apertura de corrientes de falla, falla kilométrica (falla en una línea a una
distancia de algunos kilómetros del interruptor), apertura de transformadores en
vacío y reactores, aperturas de circuitos capacitivos.
Sobretensiones Atmosféricas: son elevaciones de la tensión causadas por
descargas eléctricas atmosféricas entre nube y tierra, que impactan en las
instalaciones y líneas de transmisión, estas sobretensiones son unidireccionales y
de muy corta duración y su valor no depende de la tensión del sistema. Las
descargas pueden ser:
o Directas: la descarga alcanza directamente alguno de los conductores de fase, es
la más grave, debido a que la magnitud de estas sobretensiones son
independientes de la tensión del sistema y por lo general sumamente elevadas.
o Indirectas: ocurren cuando la descarga se produce sobre los cables de guarda, las
torres o a los elementos de apantallamiento o blindaje.
o Inducidas: corresponde cuando la descarga tiene lugar en las cercanías de las
líneas o instalaciones. [8]
63
3.2.5.1.2 Sobrecargas
Se dice que un equipo está en sobrecargado cuando la corriente es mayor que el
valor de la corriente nominal y el sistema no presenta anormalidades. De acuerdo a la
duración de las sobrecargas estas son clasificadas en: sobrecargas breves y duraderas.
Una sobrecarga puede ser causada por una gran diversidad de situaciones, pero las
más comunes son: excesos de carga, ya sea por picos de cargas posibles o
desconexión de circuitos paralelos. Es importante tener presente que la sobrecarga
por lo general viene acompañado de efectos térmicos, propios del efecto Joule. [8]
3.2.5.1.3 Oscilaciones de Potencia
Las oscilaciones de potencia son causadas comúnmente por la conexión y
desconexión de circuitos del sistema eléctrico cuando se producen variaciones de
potencia. Esto es debido a que los generadores no toman instantáneamente el ángulo
de la impedancia de la carga, sino después de varias oscilaciones amortiguadas,
pudiéndose inclusive perder el sincronismo, esto se traduce en una sobrecarga ya que
las corrientes generadas son de diferente frecuencia a la frecuencia industrial. Las
oscilaciones de potencia son especialmente graves para los generadores y turbinas,
existen unos ciertos equipos específicos que tratan de controlar las oscilaciones de
potencia, estos son los denominados gobernadores o reguladores de velocidad. [8]
3.2.5.2 Fallas
Una falla en un circuito es cualquier evento que interfiere con el flujo normal de
potencia.
64
Cuando se origina una falla, sucederán a continuación el flameo en los aisladores,
y la alta tensión, entre el conductor y la torre o poste conectada a la puesta a tierra que
lo sostiene, origina a ionización que provee de una trayectoria a tierra para la carga
inducida por el cortocircuito. Una vez que se establece la trayectoria ionizada a tierra,
la baja impedancia a tierra resultante permite el flujo de corriente de potencia desde el
conductor hasta la tierra y, a través de la tierra, al neutro aterrizado de un
transformador o generador, y se completa de esta forma el circuito.
Las fallas conductor de fase a conductor de fase que no involucran a la tierra son
menos comunes. La apertura de los interruptores, para aislar la porción de la línea que
ha fallado del resto del sistema, interrumpe el flujo de corriente en la trayectoria
ionizada y permite que se presente la desionización. Por lo general los interruptores
se reconectan (cierre de contactos) en un intervalo aproximadamente de 20 ciclos
para que se lleve a cabo la desionización, sin que se restablezca el arco.
Cuando la reconexión no puede ocurrir, frecuentemente se trata de fallas
permanentes, en las que es imposible la reconexión. Las fallas permanentes son
causadas por líneas que caen a tierra, por aisladores que se rompen, por daños
permanentes en las torres o postes, por fallas en los dispositivos de protección
(pararrayos, fusibles, seccionadores, etc.)
La experiencia ha demostrado que entre el 70 y 80% de las eventualidades son
fallas monofásicas a tierra (o línea a tierra). Aproximadamente en el 5% de las averías
intervienen las tres fases, estas son las llamadas fallas trifásicas simétricas. Otro tipo
de feventualidad son las fallas línea a línea en las que la tierra no interviene; y las
fallas línea a línea y a tierra (doble línea a tierra).
Con excepción del caso trifásico, todas las fallas anteriores originan un desbalance
entre las fases, y por lo tanto, se les llaman fallas asimétricas.
65
Las corrientes que fluyen en las diferentes partes de un sistema de potencia
inmediatamente después que ocurre una falla difieren de aquellas que fluyen unos
ciclos más tarde justo antes de que los interruptores sean llamados a abrir la línea en
ambos lados de la falla. Todas estas corrientes también difieren ampliamente de las
corrientes que fluirán en las condiciones de estado estable, si no se aislará la falla del
resto del sistema cuando operan los interruptores. Dos de los factores de los que
depende la selección apropiada de los interruptores son la corriente que fluye
inmediatamente después de que la falla ocurre y la corriente que el interruptor debe
interrumpir.
En el análisis de fallas se calcula el valor de esas corrientes para los diferentes
tipos de fallas en varios puntos del sistema. Los datos que se obtienen de los cálculos
de fallas sirven para determinar los valores de operación de los relevadores que
controlan los interruptores. [9]
Los tipos de fallas eléctricas en un sistema de potencia son:
o Cortocircuitos.
o Circuitos abiertos.
o Fallas simultáneas.
o Fallas en devanados.
o Fallas en evolución. [8]
3.2.5.2.1 Cortocircuito
Un cortocircuito es el fenómeno transitorio que tiene lugar cuando elementos de
un sistema de potencia que poseen una diferencia de potencia entran en contacto entre
sí, provocando una circulación de corriente varias veces mayor a la corriente nominal.
La única impedancia que limita la corriente en un cortocircuito es la impedancia vista
66
desde la fuente de generación y el punto de falla. La magnitud de la corriente de
cortocircuito es grande, por lo general, es de 5 a 20 veces la capacidad nominal del
sistema.
En un cortocircuito un simple, el valor de la corriente, depende del número de
generadores conectados y la configuración de la red además del momento en que
ocurre la falla, y el tipo de falla; incluyendo otros factores.
Tipos de Cortocircuitos
En los sistemas de potencia pueden ocurrir diferentes tipos de fallas por
cortocircuito. Los cuales pueden ser divididos de acuerdo a la forma en que el evento
tenga lugar, es decir, según el número de fases afectadas o que intervienen en él,
dividiéndose:
o Cortocircuito Trifásico: se origina cuando los tres conductores de fases entren
en contacto entre sí.
o Cortocircuito Bifásico a Tierra: tiene lugar cuando los conductores de dos fases
distintas hacen contacto entre si y tierra.
o Cortocircuito Línea a Tierra: este cortocircuito es el más común, provocado
cuando un conductor de fase energizado toca tierra.
o Cortocircuito Trifásico a Tierra: la ocurrencia de este cortocircuito es remota
pero posible, consiste en que los conductores de las tres fases energizados realicen
un contacto con tierra. [8]
67
3.2.5.2.2 Conductores en Circuito Abierto
Los conductores en circuito abierto, consisten en la falta de continuidad eléctrica
de una o más fases del circuito. Las causas de los circuitos abiertos son muy variadas
entre ellas se pueden mencionar: la operación incorrecta de un interruptor al abrir o
cerrar, la ruptura de los puentes de amarre de una línea de transmisión, etc.
La importancia del estudio de las condiciones de circuito abierto, es debido a la
presencia de tensiones y corrientes desbalanceadas, constituyendo un gran riesgo de
daño para las máquinas. [8]
3.2.5.2.3 Fallas Simultáneas
Las fallas simultáneas son combinaciones de dos o más fallas de ocurrencia al
mismo tiempo. Las fallas pueden ser del mismo tipo o diferentes y ocurrir en el
mismo punto o diferentes.
Las fallas simultáneas pueden poseer causas en común o diferentes, y en casos
como consecuencia de la primera. Es posible que las fallas sean consecuencias de
eventos totalmente diferentes, pero esto es poco probable. Ejemplo, las fallas de dos
circuitos en una línea doble circuito por una causa en común. Estas dos fallas aunque
son geográficamente coincidentes, son separadas eléctricamente. [8]
3.2.5.2.4 Fallas en Devanados
Consiste básicamente a las situaciones en los devanados que provocan una
operación anormal del sistema de potencia. La falla de circuito abierto en devanados
68
es de muy rara ocurrencia. Ejemplo, un transformador con cambiador de tomas (tap)
automático, por una mala operación puede provocar una falla en devanados. [8]
Figura 3.8: Distintos tipos de fallas en devanados
Autor: Francisco M. Gonzalez-Longatt Anormalidades en Sistemas de Potencia [8]
3.2.5.2.5 Fallas Evolutivas
Las fallas evolutivas son fallas que cambian durante el tiempo de permanencia u
ocurrencia de las mismas, estas son causadas comúnmente por la propagación del
arco o la difusión de gastos tensados a otras fases y eventualmente a otros circuitos.
Ejemplo. Una falla línea a tierra evoluciona y se transforma en una falla doble línea a
tierra y eventualmente evoluciona a una falla trifásica. [8]
3.2.6 Cálculo de Fallos
Aún los sistemas eléctricos mejor diseñados ocasionalmente experimentan
cortocircuitos dando como resultado altas corrientes anormales. Los dispositivos de
protección de sobrecorriente deben aislar tales fallas en el punto adecuado y con
seguridad para minimizar el daño en circuitos y equipos, además de minimizar las
molestias a los usuarios.
69
Por esta razón es necesario conocer los conceptos y procedimientos para el cálculo
de las corrientes de falla, aunque el uso de esos cálculos de cortocircuito en relación
con los ajustes de las protecciones serán considerados en detalle, es importante tener
en cuenta que esos cálculos también son requeridos para otras aplicaciones, por
ejemplo para el cálculo de la malla de tierra de las subestaciones, para la selección del
tamaño de los conductores y para las especificaciones de equipos tales como
interruptores automáticos. La corriente que fluye durante un cortocircuito en
cualquier punto de un sistema está limitada por la impedancia de los circuitos y
equipos desde la fuente o fuentes hasta el punto de falla. [9]
3.2.6.1 Métodos Para Calcular Corrientes de Cortocircuito
Existen dos métodos para hallar la corriente de cortocircuito en los sistemas
eléctricos de potencia:
Método Para Fallas Simétricas: en los sistemas de potencia pueden ocurrir
diferentes tipos de fallas, tales como fallas trifásicas, fallas de línea a tierra, fallas
de línea a línea y fallas de línea a línea y tierra. Las fallas trifásicas o fallas
simétricas ocurren solo ocasionalmente, sin embargo, en algunas situaciones es
suficiente analizar una falla de cualquier tipo como una falla trifásica, ya que esto
dará una idea bastante clara de las consecuencias de esa falla. Las técnicas
desarrolladas para el análisis de las fallas simétricas son:
o Método del voltaje detrás de la reactancia subtransitoria.
o Metodo de superposición.
Método de las Componentes Simétricas: el sistema de potencia eléctrica
funciona normalmente en forma trifásica balanceada; sin embargo existen algunas
situaciones que pueden producir efectos de desbalances, siendo una de ellas los
70
diferentes tipos de fallas asimétricas y los diferentes tipos de cargas
desbalanceadas. Las corrientes y voltajes trifásicos desbalanceados pueden ser
descompuestos, mediante una transformación lineal conveniente, en tres
conjuntos de componentes trifásicas balanceadas, llamadas componentes
simétricas. Este artificio matemático permite entonces analizar el sistema
desbalanceado en forma balanceada por medio de las componentes simétricas y
luego transformar los resultados a la forma original de las variables de fase,
aplicando trasformación inversa. [11]
3.2.6.1.1 Métodos Para Fallas Simétricas
3.2.6.1.1.1 Método del Voltaje Detrás de la Reactancia Subtransitoria
El procedimiento consiste en calcular el voltaje detrás de la reactancia
subtransitoria en el momento antes de ocurrir el cortocircuito.
(3.1)
Y luego calcular la corriente de cortocircuito y usando ese voltaje, siendo “V” el
voltaje en terminales de la máquina y X’’ la reactancia subtransitoria:
(3.2)
[11]
71
3.2.6.1.1.2 Método de Superposición
En el método de superposición se calcula la corriente en el punto deseado antes de
la falla y la corriente en el mismo punto debida a la falla. La corriente total de falla es
la suma de estas dos corrientes.
Sea la red de la Figura 3.9 donde existe una corriente IA previamente al
cortocircuito:
E1
Z1 Z2 Z3
E2
+ +
V1 V2
IA
Figura 3.9: Circuito utilizado para el método de superposición
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
La corriente IA se puede calcular de diferentes maneras de acuerdo a la
información que se tenga, así:
(3.3)
Los voltajes en los nodos previo la falla también se pueden calcular de diferentes
maneras:
( ) (3.4)
( ) (3.5)
72
Si ocurre un cortocircuito en un punto, por ejemplo en el nodo V2 como se indica
en la Figura 3.10, la corriente de cortocircuito Icc, se puede calcular aplicando el
teorema de Thevenin:
E1
Z1 Z2 Z3
E2
+ +
V1 V2
IA +Icc1 -IA +Icc2
Icc
Figura 3.10: Circuito utilizado para el cálculo del equivaltente Thevenin
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El equivalente Thevenin visto desde el nodo V2 es una fuente de voltaje igual al
voltaje en el nodo V2 en serie con una impedancia igual a la impedancia vista desde el
nodo V2 con las fuentes de voltaje en cortocircuito, como se muestra en la figura
3.11, es decir:
( ) (3.6)
( )
( )
(3.7)
73
Vth
Zth
+
V2
Icc
Figura 3.11: Equivalente de Thevenin
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
La corriente de cortocircuito es entonces:
( )
( ) (3.8)
Las corrientes internas en las impedancias debido al cortocircuito se determinan
por división de corrientes en la figura 3.10
(3.9)
( )
(3.10)
La corriente total de cortocircuito en cualquier parte es igual a la suma de la
corriente antes del cortocircuito o corrriente de prefalla más la corriente producida
por el cortocircuito, es decir:
74
(3.11)
[11]
3.2.6.1.2 Métodos de las Componentes Simétricas
Las fallas simétricas, esto es, las fallas trifásicas y las fallas trifásicas a tierra, con
impedancias simétricas a la falla, deja el sistema eléctrico balanceado y por lo tanto,
puede ser tratado mediante la representación monofásica. Esta simetría se pierde
durante fallas asimétricas línea a tierra, línea a línea, y línea – línea a tierra y en estos
casos se requiere un método de análisis de fallos que proporcione una manera
conveniente que trate el problema de la asimetría.
En 1918 se propuso el método de las componentes simétricas en el cual, un
sistema desbalanceado de n fases relacionadas, se puede reemplazar por un sistema de
n fases balanceadas que son llamadas, componentes simétricas de las fases originales.
Aunque el método puede ser aplicado a cualquier sistema polifásico desbalanceado,
la teoría es aplicada aquí a sistemas trifásicos.
Cuando se considera un sistema trifásico, cada cantidad vectorial de voltaje o
corriente es reemplazada por 3 componentes. Los 3 sistemas balanceados del sistema
se designan como:
1. Componentes de secuencia positiva o directa, que consisten de 3 fasores de igual
magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores del
sistema de potencia bajo consideración (dirección positiva).
75
2. Componentes de secuencia negativa o inversa, que consisten de 3 fasores de igual
magnitud, separados 120°, girando en la misma dirección que los fasores de
secuencia positiva pero en secuencia inversa.
3. Componentes de secuencia cero u homopolar, que consisten de 3 fasores de igual
magnitud y en fase con los demás, girando en la misma dirección que los fasores
de secuencia positiva.
Con este arreglo, los valores de voltaje de cualquier sistema trifásico, como el
mostrado en la Figura 3.12, VA, VB, VC y pueden representarse por el método de las
componentes simétricas. [10]
Z
Z
Z
IA
IB
IC
VA
VB
VC
Figura 3.12 Sistema Trifásico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Cuando se resuelve un problema por componentes simétricas, es costumbre
designar las tres fases del sistema como “A”, “B” y “C” de forma que la secuencia de
fase de voltajes y corrientes en el sistema es ABC. Así, la secuencia de fase de las
componentes de secuencia positiva de los fasores desbalanceados es ABC, y la
secuencia de la fase de las componentes de secuencia negativa es ABC. Si los fasores
originales son voltajes, se pueden designar como VA, VB y VC. Los tres conjuntos de
componentes simétricas se designan por el superíndice adicional 1 para las
componentes de secuencia positiva, 2 para la de secuencia negativa y 0 para las
componentes de secuencia cero.
76
En otras palabras, componentes de secuencia positiva de VA, VB y VC son VA(1)
,
VB(1)
y VC(1)
, respectivamente. De manera similar, las componentes de secuencia
negativa son VA(2)
, VB(2)
y VC(2)
y las de secuencia cero VA(0)
, VB(0)
y VC(0)
,
respectivamente. En la Figura 3.13 se muestran estos tres conjuntos de componentes
simétricas.
Los fasores que representan las corrientes se designan con una “I” con superíndice
con los voltajes. [9]
Componentes de Secuencia
Positiva
Componentes de Secuencia
Negativa
Componentes de Secuencia
Cero
Figura 3.13: Componentes simétricas de un sistema trifásico desbalanceado
Fuente: John Grainger y William Stevenson Jr.Análisis de Sistemas de Potencia [9]
Como cada uno de los fasores desbalanceados originales es la suma de sus
componentes, los fasores originales expresados en términos de sus componentes
simétricas son:
( )
( ) ( ) (3.12)
( )
( ) ( )
( ) ( )
( ) (3.13)
VA(1)
VB(1)
VC(1)
VA(2)
VB(2)
VC(2)
VA(0)
VB
(0)
VC(0)
77
( )
( ) ( )
( ) ( )
( ) (3.14)
Donde “a” es llamado operador que da un giro de 120° en el sentido horario y
multiplicado por una magnitud unitaria y similarmente da un giro de 240°, es
decir:
Por lo tanto se puede establecer la siguiente relación matricial para el eje de la
simetría de la fase “A”
[
] [
] [
( )
( )
( )
] (3.15)
Haciendo la inversa de la matriz de coeficientes:
[
( )
( )
( )
]
[
] [
] (3.16)
De esta matriz se puede deducir que:
( )
( ) (3.17)
( )
( ) (3.18)
( )
( ) (3.19)
78
El procedimiento también puede aplicarse a las corrientes así:
( )
( ) ( ) (3.20)
( )
( ) ( )
( ) ( )
( ) (3.21)
( )
( ) ( )
( ) ( )
( ) (3.22)
Por tanto,
( )
( ) (3.23)
( )
( ) (3.24)
( )
( ) (3.25)
En sistemas trifásicos, la corriente del neutro es igual a:
(3.26)
Y por tanto
(3.27)
79
3.2.6.1.2.1 Diagramas de Secuencia
Diagrama de Secuencia de Generadores sin Craga
Se trata de construir el diagrama de cada una de las secuencias de un generador sin
carga. Se supone que los voltajes están equilibrados y son de secuencia positiva. Cada
uno de los diagramas de las tres secuencias contienen solamente el voltaje e
impedancia de sus secuencias. Sea el generador indicado en la figura 3.14. [9]
EA
ECEB
Z
ZZ Zn
+
+ +
A
B
C
Figura 3.14: Diagrama de impedancia de un generador sincrónico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El diagrama de secuencia positiva está formado por el voltaje de secuencia
positiva de la fase “A” o fase de referencia y por la impedancia de secuencia directa
siendo el punto de referencia el neutro del generador, como se muestra en la figura
3.15. El voltaje de secuencia positiva hasta el neutro es:
( ) ( )
( ) (3.28)
80
Z(1)
+
A
+
VA(1)
-
IA(1)
EA(1)
Referencia
Figura 3.15: Diagrama de secuencia positiva de un generador sincrónico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
El diagrama de secuencia negativa está formado por la impedancia de secuencia
negativa solamente, ya que se ha supuesto que los voltajes están balanceados y por lo
tanto no existe componente de voltaje se secuencia inversa ni cero. La referencia de
este diagrama es el neutro del generador, como se muestra en la figura 3.16 la caída
de tensión desde el terminal hasta el neutro es:
( ) ( )
( ) (3.29)
El diagrama de secuencia cero está formado por la impedancia de secuencia cero
solamente, siendo la referencia la tierra del sistema, ya que solamente corriente de
Z(2) A
+
VA(2)
-
IA(2)
Referencia
Figura 3.16: Diagrama de secuencia negativa de un generador sincrónico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
81
secuencia cero fluye entre tierra y neutro. Si se considera el diagrama completo de
secuencia cero, se tiene lo que se muestra en la figura 3.17:
Z
A
IA(0)
ZZIA
(0)
IA(0)
B
C
ZN
Figura 3.17: Diagrama de secuencia cero completo de un generador sincrónico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Se observa que la caída de tensión entre la fase A y la reactancia es:
( )
( ) ( ) ( ) ( ( ))
( ) ( ) ( )
(3.30)
Siendo la impedancia total de secuencia cero igual a:
( ) ( ( )) (3.31)
El diagrama de secuencia cero desde “A” hasta la referencia incluyendo la
impedancia limitadora se muestra enla figura 3.18: [11]
82
Ref = Tierra
Z(0)
IA(0) +
VA(0)
-
Figura 3.18: Diagrama de secuencia cero de un generador sincrónico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Diagrama de Secuencia en las Líneas de Transmisión
Las impedancias de secuencias positiva y negativa de elementos lineales
simétricos y pasivos son idénticas. Si no hay inductancias mutuas entre las líneas
trifásicas, la impedancia de secuencia cero también será igual a las impedancias de
secuencia positiva y negativa. En la figura 3.19 se muestran las impedancias de
secuencia de una línea de transmisión. [11]
Ref = Tierra
Z
A
I
I = I(1)
= I(2)
= I(0)
Z = Z(1)
= Z(2)
= Z(0)
Figura 3.19: Diagramas de secuencia en lineas de transmisión
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
83
Diagrama de Secuencia en Transformadores
Por las razones expresadas para las líneas de transmisión, las tres impedancias de
secuencia de los transformadores son exactamente iguales. Sin embargo los
diagramas de secuencias podrían ser diferentes. Los diagramas de secuencia negativa
y positiva son siempre exactamente iguales, independientemente de las conexiones de
los transformadores, pero el diagrama de secuencia cero depende de esas conexiones.
En la figura 3.20 se muestran los diagramas de impedancia de secuencia positiva y
negativa para cualquier conexión de transformadores:
Z
Figura 3.20: Diagramas de secuencia positiva y negativa de un transformador
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Las corrientes de secuencia cero fluyen solamente si tienen un paso de retorno a
través del neutro, en una conexión delta o estrella sin neutro este paso no existe, y por
la tanto no existirá la componente de secuencia cero. Por otro lado, en un
transformador ideal no existirá corriente en el primario si no existe corriente en el
secundario, y no podrán formarse corrientes en el secundario si esta condición no
puede darse en el primario. Con esta información se construyen los diagramas de
secuencia cero para las distintas conexiones de los transformadores.
o Conexión Y-Y sin aterramiento: en esta situación no hay paso a tierra en
ninguno de los dos lados, por lo que no hay circulación de corriente en ningún
bobinado. El diagrama de secuencia cero para esta conexión es el que se muestra
en la figura 3.21.
Z = Z(1)
= Z(2)
84
AB
Z(0)a b
Conexión Y-Y Diagrama de secuencia cero Y-Y
Figura 3.21: Diagramas de conexión Y-Y
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
o Conexión Y-Y con el primario o el secundario aterrado: en esta conexión hay
un paso a tierra en el primario pero no lo hay en el secundario, o hay pase de
corriente a tierra en el secundario sin embargo no en el primario; como no existe
corriente de secuencia cero en uno de los devanados, esta corriente no aparecerá
en el otro devanado. El diagrama de conexión es como se muestra en la figura
3.22
AB
Z(0)a b
Conexión YN –Y Diagrama de secuencia cero YN -Y
Figura 3.22: Diagramas de conexión YN -Y
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
o Conexión Y – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra a ningún lado, por
lo tanto no fluye corriente de secuencia cero en ninguna parte. Existe la
posibilidad de corrientes de secuencia cero en el lado ∆ circulen internamente,
85
pero no así en el lado de la Y, por lo que no se podrá formar corrientes de
secuencia cero ni en el primario ni en el secundario, el diagrama se muestra en la
figura 3.23.
o Conexión ∆ – ∆: en este tipo de conexión no hay paso a tierra en ninguno de los
bobinados, por lo que no habrá circulación de corriente cero entre los dos
bobinados. Sin embargo hay la posibilidad de circulación de corrientes de
secuencia cero internamente en el secundario y estas dan lugar a las
correspondientes corrientes de secuencia cero en el primario, circulando
internamente. El diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se
muestra en la figura 3.24.
AB
Z(0)a b
Conexión ∆ - ∆ Diagrama de secuencia cero∆ - ∆
Figura 3.24: Diagramas de conexión ∆– ∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
A B
Z(0)a b
Conexión Y – ∆ Diagrama de secuencia cero Y– ∆
Figura 3.23: Diagramas de conexión Y– ∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
86
o Conexión YN – ∆: en este tipo de conexión no hay posibilidad de circulación de
corrientes de secuencia cero en las líneas del secundario, aunque sí internamente
en la conexión ∆. La correspondiente corriente del primario tiene un paso a tierra,
por lo que circulará corriente de secuencia cero en las líneas del primario. El
diagrama de secuencia cero para este tipo de conexión se muestra en la figura
3.25.
o Conexión YN –YN: en esta situación hay circulación de corrientes de secuencia
cero entre los bobinados primario y secundario, por tanto hay circulación de
corriente de secuencia cero en las líneas del primario y el secundario, lo cual se
muestra en la figura 3.26. [11]
A B
Z(0)a b
I(0)
Conexión YN – ∆ Diagrama de secuencia cero YN – ∆
Figura 3.25: Diagramas de conexión YN – ∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
87
A B
Z(0)a b
Conexión YN –YN Diagrama de secuencia cero YN –YN
Figura 3.26: Diagramas de conexión YN –YN
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Diagrama de Secuencia de las Cargas
Si las tres impedancias del sistema trifásico son iguales, las impedancias de las
tres secuencias tendrán en mismo valor e iguales impedancias de la carga. Los
diagramas de secuencia positiva y negativa son similares, pero el diagrama de
secuencia cero pudiera ser diferente a los anteriores según la forma de conexión de la
carga. En la figura 3.27 se muestran los diagramas de secuencia positiva y negativa
para una carga trifásica de cualquier conexión: [11]
Z
Figura 3.27: Diagramas de secuencia positiva y negativa de una carga
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Los diagramas de secuencia cero tienen un comportamiento muy similar a los de
los transformadores. En las figuras siguientes se muestran los diagramas de secuencia
cero de las cargas trifásicas para las diferentes tipos de conexiones.
Z = Z(1) = Z(2)
88
A
z
z
z
za b
Conexión Y Diagrama de secuencia cero Y
Figura 3.28: Diagramas de conexión Y
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
A
z
z
z
za
Conexión YN Diagrama de secuencia cero YN
Figura 3.29: Diagramas de conexión YN
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
A
z z
z
za
Conexión ∆ Diagrama de secuencia cero ∆
Figura 3.30: Diagramas de conexión ∆
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
89
3.2.6.1.2.2 Análisis para Falla de Línea a Tierra
Un sistema trifásico operando en una condición de voltajes y cargas balanceadas y
que tienen un cortocircuito de línea a tierra en la fase A de cualquier parte del
sistema, tal como se indica en la figura 3.31.
IA
IB
IC
VA
VB
VC
Figura 3.31: Sistema Trifásico
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Los diagramas de secuencia vistos desde el punto de la falla se enseñan en la
figura 3.32 en donde VF es el voltaje de prefalla en la fase “A” y Z(1)
, Z(2)
y Z(0)
son
las impedancias de secuencia vistas desde el mismo punto de falla.
Z(1)
+
A
+
VA(1)
-
IA(1)
EA(1)
Referencia Ref = Tierra
Z
AI(2)
Ref = Tierra
Z(0)
A
I(0)
Diagrama de secuencia positiva Diagrama de secuencia negativa Diagrama de secuencia cero
Figura 3.32: Diagramas de secuencia
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
Las relaciones entre los voltajes de secuencia y las corrientes de secuencia para el
caso de estudio:
90
( ) ( ) ( )
(3.28) ( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( )
O matricialmente
[ ( )
( )
( )
] [
] [
( ) ( ) ( )
] [ ( )
( )
( )
] (3.29)
La relación entre las componentes de corrientes de fase y corrientes de secuencia
es:
[ ( )
( )
( )
]
[
] [
] (3.30)
Además, las condiciones para la falla de línea a tierra son:
Aplicando estas condiciones a las relaciones de la ecuación (3.30) se tiene:
[ ( )
( )
( )
]
[
] [
] (3.31)
De donde
91
( ) ( )
(3.32)
Además
( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )
( ( ) ( ) ( )) ( ) (3.33)
Y
( ) ( ) ( )
( ) ( ) ( ) (3.34)
La corriente de falla en todas las fases es:
[
] [
] [
( )
( )
( )
] [ ( )
] (3.35)
De manera que se puedan cumplir las condiciones de corrientes y voltajes de
secuencia, resultantes de la falla de línea a tierra, es decir:
( ) ( ) ( ) ( )
Los tres diagramas de secuencia de la figura 3.32 deben quedar conectados en
serie y en circuito cerrado, tal como se indica en la figura 3.33.
92
Ef
Z(1)
Z(2)
Z(0)
+V(1)
-
+V(2)
-
+V(0)
-
I(1) = I(2) = I(0)
+
Figura 3.33: Diagrama de secuencia para una falla 1∅
Fuente: Maulio Rodríguez. Análisis de Sistemas de Potencia [11]
3.2.7 Sistema de Protección Eléctrica
El sistema de protección eléctrica es el que tiene como función principal causar la
pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia sufre un
cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función
secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. Ya
que al cambiar las condiciones de operación de un sistema eléctrico se presentan
consecuencias no deseadas que alteran el equilibrio esperado, ellas son:
o Las corrientes de cortocircuito causan sobrecalentamiento y la quema de
conductores y equipos asociados, aumento en las flechas de conductores (Efectos
térmicos), movimientos en conductores, cadenas de aisladores y equipos (Efectos
dinámicos).
93
o Fluctuaciones severas de voltaje.
o Desbalancees que ocasionan operación indebida de equipos.
o Fluctuaciones de potencia.
o Inestabilidad del sistema de potencia.
o Prolongados cortes de energía que causan desde simples incomodidades hasta
grandes pérdidas económicas a los usuarios, dependiendo de si este es residencial,
comercial o industrial.
o Daños graves a personas y equipos.
o Aparición de tensiones peligrosas en diferentes puntos del sistema. [10]
3.2.7.1 Objetivos de un Sistema de Protección
La necesidad de disponer de un sistema de protección se desprende del hecho de
que cualquiera de los elementos que hacer parte de un sistema de potencia puede
fallar afectando al sistema, y por tanto, a los consumidores durante todo el tiempo que
dicho elemento permanezca en servicio. Todos los elementos del sistema están
sujetos a fallas, pudiendo presentarse en cualquier momento, independientemente de
la probabilidad de la falla o del costo del equipo; las fallas en las barras de las
subestaciones pueden ser tan desastrosas como las fallas de generadores o
transformadores.
El objetivo fundamental de los sistemas de protección es el detectar, localizar y
retirar rápidamente del sistema la parte fallada, permitiendo que el resto del sistema
continúe prestando un buen servicio. [12]
Los objetivos generales de un sistema de protección se resumen así:
o Proteger efectivamente a las personas y los equipos.
o Reducir la influencia de las fallas sobre las líneas y los equipos.
94
o Cubrir de manera ininterrumpida el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP),
estableciendo vigilancia el 100% del tiempo.
o Detectar condiciones de falla monitoreando continuamente las variables del SP (I,
V, P, f, Z). [10]
3.2.7.2 Función de las Protecciones Eléctricas
La función principal de un sistema de protección es fundamentalmente la de
causar la pronta remoción del servicio cuando algún elemento del sistema de potencia
sufre un cortocircuito, o cuando opera de manera anormal. Existe además una función
secundaria la cual consiste en proveer indicación de la localización y tipo de falla. [10]
3.2.7.2.1 Funciones Fundamentales de un Sistema de Protección
Para cumplir con su objetivo fundamental los sistemas de protección realizan
diferentes funciones, orientadas a mantener la calidad y continuidad del servicio,
algunas de ellas son:
o Retirar rápidamente del servicio cualquier elemento que afecte el sistema, como
es el caso de un elemento en cortocircuito.
o Accionar señales sonoras o luminosas cuando se presente una condición anormal
que pueda afectar el sistema a objeto de que el personal de operaciones tome las
medidas pertinentes, como es el caso de la sobrecarga del transformador.
o Retirar de servicio los elementos o equipos donde la condición anormal pueda
poner en peligro al sistema o al mismo equipo, como es el caso de una sobrecarga
mantenida en un transformador, es lógico que debe ser seccionado antes de que
pueda fallar por sobrecarga.
95
o Impedir maniobras incorrectas que pueda cometer el personal de operación y que
puedan afectar al sistema de potencia, tal como una orden de sincronización sin
cumplir los requisitos para ello.
o Seccionar el sistema de potencia en el punto más adecuado frente a la pérdida de
generación o frente a la pérdida de sincronismo.
Es imposible enumerar las funciones que debe realizar un sistema de protecciones,
sin embargo, puede decirse que, en general, debe realizar todas aquellas funciones
tendientes a evitar que se afecte la calidad y continuidad del servicio y mantener en su
más alto grado de explotación y rentabilidad al sistema de potencia.
Para realizar la función principal de retirar del sistema únicamente el elemento
fallado se utilizan interruptores o disyuntores que permiten seccionar el sistema de
potencia. Es evidente que a mayor cantidad de interruptores que se utilicen es menor
la parte del sistema que debe retirarse para eliminar la falla; sin embargo lo normal es
colocar interruptores que seccionen el sistema es sus partes fundamentales, tal y como
se muestra en la figura 3.34. [12]
G1T1 T2 G2
T3
Cargas
1 2
3
Figura 3.34: Ubicación normal de los interruptores en un sistema de potencia
Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
96
3.2.7.2.2 Funciones Secundarias de un Sistema de Protección
Los sistemas de protección, aparte de funciones principales o fundamentales,
realizan otras funciones tales como:
o Reducir los daños ocasionados por la falla a los equipos, retirando rápidamente.
del servicio el equipo fallado, como el caso de un generador en cortocircuito.
o Registrar el tipo de falla que ha ocurrido.
o Determinar la localización exacta de la falla.
o Llevar registros del número de fallas.
o Averiguar si la falla es transitoria o permanente, y de ser transitoria restablecer el
servicio.
Es difícil enumerar todas las funciones secundarias que pueden realizar los
sistemas de protección, son más el resultado de la inventiva propia del diseñador, de
los objetivos que se persiguen y de los recursos económicos disponibles, y, por lo
tanto, no son de aplicación general. [12]
La figura 3.35 muestra el proceso que sigue la señal de falla desde que es
detectada por los transformadores de medida hasta que se produce el aislamiento de la
falla y los equipos que intervienen. [10]
Figura 3.35: Proceso que se sigue para despejar una falla
Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]
97
2.2.7.3 Características de un Sistema de Protección
Cada sistema de potencia presenta características individuales por cuanto su
desarrollo y configuración son diferentes. No es posible pretender que los sistemas de
potencia de los diferentes países sigan el mismo patrón de desarrollo; esta
circunstancia implica que los sistemas de protección no sigan un esquema general,
por cuanto debe cubrir la totalidad del sistema de potencia, y, por lo tanto depende de
la configuración y desarrollo del mismo. Sin embargo, puesto que el sistema de
protección debe cumplir con el objetivo fundamental de mantener la calidad y
continuidad del servicio y mantener el sistema en su más amplio grado de
explotación, es posible deducir las características principales que debe presentar un
sistema de protecciones, tales como:
Sensibilidad: la protección debe saber distinguir inequívocamente las situaciones
de falla de aquellas que no lo son. Para dotar a un sistema de protección de esta
característica es necesario:
o Establecer para cada tipo de protección las magnitudes mínimas necesarias que
permiten distinguir las situaciones de falla de las situaciones normales de
operación.
o Establecer para cada una de las magnitudes necesarias las condiciones limite
que separan las situaciones de falla de las situaciones normales de operación.
Las "condiciones limite" son un concepto más amplio que el de "valores
límite" ya que, en muchas ocasiones, el solo conocimiento del valor de una
magnitud no basta para determinar si ha sido alcanzado como consecuencia de
una situación anómala de funcionamiento.
Tal es el caso, por ejemplo, de la energización de un transformador de
potencia. La conexión del primario del transformador a la red origina una fuerte
98
intensidad de vacío, denominada en inglés inrush current, que si es analizada
única y exclusivamente desde el punto de vista de su elevado valor puede llevar a
interpretaciones erróneas. Un análisis más amplio, que incluya el estudio de la
forma de onda a través de sus componentes armónicos, permite establecer si el
súbito incremento de la corriente es debido a la energización del transformador o
ha sido originado por una situación de falla.
Selectividad: la selectividad es la capacidad que debe tener la protección para,
una vez detectada la existencia de falla, discernir si la misma se ha producido
dentro o fuera de su área de vigilancia y, en consecuencia, dar orden de disparar
los interruptores automáticos que controla, cuando así sea necesario para despejar
la falla.
Tan importante es que una protección actúe cuando tiene que actuar como que
no actúe cuando no tiene que actuar. Si la falla se ha producido dentro del área
vigilada por la protección ésta debe dar la orden de abrir los interruptores que
aíslen el circuito en falla. Si, por el contrario, la falla se ha producido fuera de su
área de vigilancia, la protección debe dejar que sean otras protecciones las que
actúen para despejarla, ya que su actuación dejaría fuera de servicio un número
de circuitos más elevado que el estrictamente necesario para aislar la falla y,
consecuentemente, implicaría un innecesario debilitamiento del sistema.
Existen diversas formas de dotar a las protecciones de la característica de
selectividad. En algunos casos, la propia configuración de la protección hace que
solamente sea sensible ante fallas ocurridas en su área de protección y, por tanto,
la selectividad resulta ser una cualidad inherente al propio funcionamiento de la
protección. En los casos en que las protecciones si son sensibles a fallas
ocurridas fuera de su área de vigilancia la selectividad puede lograrse, por
ejemplo, mediante un adecuado ajuste de condiciones y tiempos de actuación en
coordinación con el resto de protecciones relacionadas.
99
Rapidez: tras haber sido detectada, una falla debe ser despejada lo más
rápidamente posible. Cuanto menos tiempo se tarde en aislar la falla, menos se
extenderán sus efectos y menores daños y alteraciones se producirán al reducirse
el tiempo de permanencia bajo condiciones anómalas en los diferentes elementos.
Todo ello redunda en una disminución de los costes y tiempos de restablecimiento
de las condiciones normales de operación, así como de reparación o reposición de
equipos dañados, y, por tanto, en un menor tiempo de indisponibilidad de las
instalaciones afectadas por la falla, lo que posibilita un mayor y mejor
aprovechamiento de los recursos ofrecidos por el SEP.
Fiabilidad: una protección fiable es aquella que responde siempre correctamente.
Esto significa que la protección debe responder con seguridad y efectividad ante
cualquier situación que se produzca. No debe confundirse la respuesta de la
protección con su actuación u operación. La protección está vigilando
continuamente lo que pasa en el sistema y, por tanto, está respondiendo en cada
instante en función de las condiciones que en él se producen. En consecuencia, la
respuesta de la protección puede ser tanto de actuación como de no actuación.
Seguridad significa que no deben producirse actuaciones innecesarias ni
omitirse actuaciones necesarias. Por otra parte, cuando la protección debe actuar es
necesario que todas las etapas que componen el proceso de despeje de la falla sean
cumplidas con efectividad. El fallo en cualquiera de ellas implicaría que la orden
de actuación dada por la protección no podría ser cumplida con la debida
obediencia por el interruptor automático correspondiente.
En este sentido, es necesario resaltar la gran importancia que tiene para las
protecciones la definición de un adecuado programa de mantenimiento preventivo.
Hay que tener en cuenta que una protección solamente actúa en condiciones de
falla y que estas condiciones son escasas y excepcionales en cualquier SEP
moderno. Por tanto, aunque una protección a lo largo de su vida útil va a operar en
100
escasas ocasiones, se debe tener la seguridad de que operara correctamente aunque
haya transcurrido un largo periodo de tiempo desde la última vez que lo hizo.
Economía y simplicidad: la instalación de una protección debe estar justificada
tanto por motivos técnicos como económicos. La protección de una línea es
importante, pero mucho más lo es impedir que los efectos de la falla alcancen a
las instalaciones alimentadas por la línea o que éstas queden fuera de servicio. El
sistema de protección es una pieza clave del SEP ya que permite:
o Impedir que la falla se extienda a través del sistema y alcance a otros equipos
e instalaciones provocando un deterioro de la calidad y continuidad del
servicio.
o Reducir los costes de reparación del daño.
o Reducir los tiempos de permanencia fuera de servicio de equipos e
instalaciones.
Por tanto, la valoración económica no debe restringirse solamente al elemento
directamente protegido, sino que debe tener en cuenta las consecuencias que
implicarían el fallo o funcionamiento anómalo del mencionado elemento.
Finalmente, es necesario señalar que una protección o sistema de protección
debe evitar complejidades innecesarias, ya que éstas serían fuentes de riesgo que
comprometerían el cumplimiento de las propiedades que deben caracterizar su
funcionamiento. [20]
Es evidente que para que el sistema de protecciones cumpla con estas
características, es necesario que cada uno de los elementos que lo conforman
individualmente la cumpla. Un relé de sobrecorriente para cortocircuito, por ejemplo
debe: operar con baja corriente de cortocircuito (sensibilidad), operar solo para las
fallas en el elemento correspondiente (selectividad), dar orden de disparo al
101
interruptor con la velocidad apropiada (velocidad), garantizar la orden de disparo
(confiabilidad) y, no dar disparos innecesarios frente a fallas que no corresponden
(estabilidad). [12]
3.2.7.4 Protección en Sistemas Radiales
En los sistemas radiales solo se presenta una vía de alimentación a la falla y en
consecuencia únicamente es necesario abrir un interruptor para suspender la
alimentación a la falla, tal como se muestra en la figura 3.36.
Para la falla 1, el sistema de protecciones debe dar orden de disparo al interruptor
“D” para interrumpir la alimentación a la carga.
Para la falla 2, el sistema de protecciones debe hacer operar el interruptor “C” para
interrumpir la alimentación a la falla, no es necesario colocar dos interruptores a
ambos extremos de la línea para retirar únicamente la línea fallada, ya que igualmente
todos los consumidores aguas abajo, quedan sin servicio al abrir el interruptor “C”,
tal y como se muestra en la figura 3.36.
G1
A
B
C
D
E
F
Línea 1
Línea 2
Línea 3
Falla 1
Falla 2
Falla 3
Figura 3.36: Sistema Radial
Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
Para la falla 3, el sistema de protecciones debe hacer operar al interruptor “A”,
quedando sin servicio todos los consumidores aguas abajo, prácticamente todo el
102
sistema de potencia. Esta es precisamente la gran desventaja de los sistemas radiales.
[12]
3.2.7.5 Protección en Sistemas Mallados
En este tipo de configuración se presentan varias vías de alimentación a las cargas,
y, por tanto, diferentes vías de alimentación a la falla, en consecuencia, es necesario
interrumpir todas las alimentaciones para despejar completamente la falla, como se
muestra en la figura 3.37.
Para falla en cualquiera de las líneas de transmisión, como la falla 1, el sistema de
protecciones debe hacer operar los interruptores de ambos extremos de la línea, y,
puesto que, los consumidores no se alimentan de las líneas, no se retira ningún
consumidor del servicio. Es importante resaltar que la gran mayoría de fallas en los
sistemas de potencia se presenta en las líneas de transmisión, como consecuencia de
la longitud y condiciones desfavorables que presentan en su recorrido; sin embargo,
para este tipo de fallas, los sistemas mallados no suspenden la alimentación a ningún
consumidor.
G
G1A C D E
F
Línea 1 Línea 2 Línea 3
Falla 2
Falla 1G2
G3
G
H
B
Figura 3.37: Sistema mallado
Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
103
Para la falla en las barras, como en la falla 2, el sistema de protecciones debe
operar todos los interruptores que alimentan a la barra, deben operar los interruptores
“D”, “E” y “F”, suspendiendo del servicio a todos los consumidores que se alimentan
de la barra; sin embargo, las fallas en barras son de muy baja frecuencia como
resultado de la poca extensión, confiable diseño y favorables condiciones que se
presentan dentro de una subestación. [12]
3.2.7.6 Área de Protección de los Sistemas de Potencia
La colocación de interruptores en los sistemas de potencia para seccionarlos, y el
hecho de que, el sistema de protecciones imparte orden de disparo a los interruptores
apropiados para retirar la falla, da origen a lo que se ha dado en llamar las áreas de
protección, como se muestra en la figura 3.38.
Al ocurrir una falla, en cualquiera de las áreas de protección de la figura 3.38, el
sistema de protecciones debe dar orden de disparo a todos los interruptores
pertenecientes al área falla, puede observarse que al operar dichos interruptores se
eliminan todas las alimentaciones de la falla. [12]
104
G1
G2
12 3 4
5
2
5
1
2
34
5
2
5
1. Área de protección del generador. 2. Área de protección de barras. 3. Área de protección de transformador.
4. Área de protección de barra seccionada. 5. Área de protección de líneas.
Figura 3.38 Áreas de protección
Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia [12]
3.2.7.7 Protección Primaria, Protección de Respaldo y Protección Secundaria de
los Sistemas de Potencia
Todos los elementos de un sistema de potencia deben estar correctamente
protegidos de tal forma que los relevadores solamente operen ante la ocurrencia de
fallas. Algunos relevadores operan solo para fallas que ocurren dentro de su zona de
protección; esto es llamado “protección tipo unitaria”. De otro lado, otros relevadores
son capaces de detectar fallas dentro de una zona particular y fuera de ella,
usualmente en zonas adyacentes, y pueden usarse como respaldo de la protección
primaria como una segunda línea de defensa. Es esencial que cualquier falla sea
aislada, aún si la protección principal asociada no opera.
Por lo tanto, en lo posible, cada elemento en el sistema de potencia debe estar
protegido por los relevadores primarios y de respaldo. [10]
105
3.2.7.7.1 Protección Primaria
Un sistema de protección primaria debe operar cada vez que uno de sus elementos
detecten una falla. Ella cubre una zona de protección conformada por uno o más
elementos del sistema de potencia, tales como máquinas eléctricas, líneas y barras. Es
posible que para un elemento del sistema de potencia se tengan varios dispositivos de
protección primaria. Sin embargo, esto no implica que estos no operarán todos para la
misma falla.
Debe notarse que la protección primaria de un componente de un equipo del
sistema puede no necesariamente estar instalado en el mismo punto de ubicación del
equipo del sistema; en algunos casos puede estar ubicado en una subestación
adyacente. [10]
3.2.7.7.2 Protección de Respaldo
La protección de respaldo es instalada para operar cuando, por cualquier razón, la
protección primaria no opera. Para obtener esto, el relevador de protección de
respaldo tiene un elemento de detección que pude ser o no similar al usado por el
sistema de protección primaria, pero que también incluye un circuito de tiempo
diferido que hace lenta la operación del relé y permite el tiempo necesario para que la
protección primaria opere primero. Un relevador puede proporcionar protección de
respaldo simultáneamente a diferentes componentes del equipo del sistema, e
igualmente el mismo equipo puede tener varios relevadores de protección de respaldo
diferentes. En efecto, es muy común que un relevador actúe como protección
primaria para un componente de equipo y como respaldo para otro. [10]
106
3.2.7.7.3 Protección Secundaria
En algunas ocasiones, según la importancia del sistema o de los consumidores, es
recomendable recurrir a un segundo nivel de protección, dentro de una misma
subestación, llamado protección secundaria, un poco retardada, antes de ocurrir la
protección de respaldo. En tal caso debe tratarse de independizar los equipos que
operan ambas protecciones con el objetivo de evitar que la falla afecte ambos niveles
de protección.
Es importante aclarar que el empleo de protección secundaria en ningún caso
puede justificar la eliminación de la protección de respaldo, que sigue siendo una
protección remota, con equipos completamente diferentes, y evitar que una falla
afecte ambos sistemas. [12]
3.2.8 Partes de un Sistema de Protecciones
3.2.8.1 Alimentación de los Equipos de Protección
Los equipos de protecciones se alimentan por medio de transformadores de
medida que reducen los valores reales de tensión y corriente a valores adecuados a la
alimentación de estos equipos, y al mismo tiempo, aíslan el sistema de protección de
alto voltaje y altas corrientes del sistema de potencia, evitando riesgos en la operación
y manipulación de los equipos.
El valor normalizado de corriente es generalmente de 5 A; sin embargo,
ocasionalmente se utilizan 1 y 0.1 A. Los valores normalizados de tensión son de
100, 110 o 120 V.
107
Los transformadores de medida, como todo equipo de medición, presentan errores
que deben tenerse en cuenta en el diseño de la protección para garantizar la
satisfactoria operación de los equipos.
Los transformadores de medida para la protección deben cumplir con su función
en condiciones de falla, que es realmente como deben operar correctamente, los
transformadores de medida para otras aplicaciones deben desempeñar su función en
condiciones normales de operación del sistema de potencia, por lo tanto, la tecnología
de los transformadores de medición siguen normas de diseño diferentes a los de otras
aplicaciones. [12]
3.2.8.1.1 Transformador de Corriente (TC)
Es aquel en el cual el devanado primario se encuentra en serie con el circuito al
cual se requiere medir la corriente, sobre el devanado secundario se conectan en serie
los instrumentos relativos (amperímetros, vatímetros, medidores de energía, entre
otros de ser necesario), que deben tener un valor de impedancia muy bajo, para
mantener el transformador en condiciones cercanas al cortocircuito. [13]
3.2.8.1.2 Transformadores de potencial (TP)
Es un transformador de tensión en el que el circuito primario se conecta en
derivación, con el circuito del cual se desea conocer el voltaje. En el secundario, se
conectan en paralelo los instrumentos correspondientes (voltímetros, vatímetros,
medidores de energía, relés, entre otros que sean necesarios). [13]
108
3.2.8.2 Relés o Relevadores
Un relé es simplemente un elemento de vigilancia que recibe una o varias señales
del sistema de potencia y que actúa dependiendo de la información recibida, dando
generalmente órdenes de apertura a uno o varios interruptores.
Es oportuno aclarar que algunos relés presentan una construcción similar a la de
un contactor, sin embargo, la aplicación de ambos es totalmente deferente. El
contactor no es un elemento de vigilancia, solamente recibe órdenes de abrir o cerrar,
normalmente circuitos de potencia; por el contrario, el relé recibe información
permanentemente, y solamente actúa cuando detecta una condición de falla. [12]
3.2.8.2.1 Clasificación de los Relevadores
Los relevadores de protección pueden clasificarse de acuerdo con la función que
ellos pueden realizar, su construcción, con la señal de entrada y con el tipo de
funcionamiento.
3.2.8.2.1.1 Acuerdo a su Función General
Relevadores de Protección: un relevador de protección es un dispositivo que
censa cualquier cambio en la señal que está recibiendo, usualmente desde una
fuente de corriente o de voltaje. Si la magnitud de la señal de entrada está por
fuera de un rango preajustado, el relevador operará, para cerrar o abrir contactos
eléctricos para iniciar alguna operación. En otra palabras, detectan defectos en
líneas y equipos, o condiciones peligrosas o inestables. Pueden iniciar o permitir
la operación de un interruptor o simplemente dar una alarma.
109
Relevadores de Monitoreo: verifican condiciones de un sistema eléctrico o en el
sistema de protección mismo, incluyen detectores de fallas, unidades de alarma,
relevadores para monitorear canales, verificar sincronismo, fase o circuitos
(secuencia de fases).
Relevadores auxiliares: operan en respuesta a la apertura o cierre del circuito de
operación para suplir otro relevador o dispositivo. Incluyen temporizadores,
relevadores de contacto múltiple, relevadores receptores, relevadores de apertura
definitiva, relevadores de cierre y relevadores de disparo.
Relevadores de Control o Reguladores: controlan características básicas que
deben permanecer dentro de ciertos límites. Funcionan mediante equipo
suplementario para restaurar la cantidad a los límites prescritos.
Relevadores de programación: establecen o detectan secuencias eléctricas, para
recierre y sincronización. [10]
3.2.8.2.1.2 De Acuerdo a su Principio de Operación
Relés de Tracción de Armadura: utilizan como base de su operación principios
electromagnéticos, al igual que los contactores. El tiempo de operación de este
tipo de relé es instantáneo o de acción inmediata. Si se desea retardar la orden de
disparo al interruptor, se debe recurrir a un relé de tiempo, intermediario entre el
relé de protección y el interruptor, que permitirá ajustar el tiempo deseado de
retardo.
Relés de Inducción: son los que utilizan como base de su operación principios de
inducción, al igual que los motores. El tiempo de operación de este tipo de relé es
ajustable, modificando la distancia que debe recorrer el inducido para cerrar el
contacto. Además es de tiempo inverso.
Relés Electrónicos: son los relés en donde los procesos se realizan por medio de
elementos electrónicos. Este relé presenta la ventaja de que su característica de
operación se puede modificar fácilmente, y por lo tanto, se pueden obtener
110
tiempos instantáneos o retardados, e igualmente, se consiguen las características
inversas que se desean. Dentro de estos relés se encuentran los relés propiamente
electrónicos y los relés numéricos.
Relés Numéricos: son los que muestran numéricamente y en forma secuencial los
valores instantáneos de las señales originales que reciben, los memorizan, para
posteriormente procesarlos por medio del empleo de elementos
microprocesadores utilizando métodos numéricos. [12]
3.2.8.2.1.3 De Acuerdo al Tipo de Protección
Relevadores de Sobrecorriente: son los que operan cuando se detecta un estado
de sobrecarga en el sistema (tensiones nominales con corrientes de carga
superiores a lo permitido en la red). La protección de sobrecorriente es la más
antigua, sencilla, económica y relativamente confiable. Su principio de operación
se basa en el parámetro de la corriente de falla. El objetivo primario este relé es el
detectar la falla y dar orden al interruptor para que la aísle y esto lo cumple a
cabalidad la protección de sobrecorriente.
De acuerdo a la característica de tiempo de operación, los relés pueden
clasificarse, en general, tal como se muestra a continuación:
Instantáneos
Tipos de Relés Tiempo Definido
Retardados Inverso
Tiempo Inverso Muy inverso
Extremadamente Inverso
Basado en las características de operación del relevador, los relevadores de
sobrecorriente pueden clasificarse en tres grupos: De corriente definida, de tiempo
111
definido, y de tiempo inverso. Las curvas características de estos tres tipos se
muestran en la figura 3.39.
De corriente definido De tiempo definido De tiempo inverso
Figura 3.39: Curvas asintóticas aproximadas de los relés de sobrecorriente
Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos[10]
Relevadores de Corriente Definida: este tipo de relevadores opera
instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste
es seleccionado de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el
relevador operará para un valor bajo de corriente y las corrientes de operación del
relevador aumentan progresivamente en cada subestación rumbo a la fuente. Así,
el relevador con ajuste más bajo opera primero y desconecta la carga en el punto
más cercano. Este tipo de protección tiene el inconveniente de tener poca
selectividad a altos valores de corriente de cortocircuito. Otra desventaja es la
dificultad para distinguir entre la corriente de falla en uno u otro punto cuando la
impedancia entre esos puntos es pequeña en comparación hacia el lado de la
fuente, conduciendo hacia la posibilidad de que se presente pobre discriminación.
Relevadores de Tiempo Definido o Tiempo/Corriente Definidos: este tipo de
relevadores permite ajustes variables para hacer frente a diferentes niveles de
corriente utilizando diferentes tiempos de operación. Los ajustes pueden hacerse
de tal manera que el interruptor más cercano a la falla sea disparado en el tiempo
más corto y luego los interruptores restantes son disparados sucesivamente,
usando tiempos diferidos, moviéndose atrás hacia la fuente. La diferencia entre
I/IP
t
y
t
y
t
y
t1
I/IP I/IP
112
los tiempos de disparo para la misma corriente es llamada el tiempo de
discriminación. La coordinación entre estos relevadores se puede realizar con
retardos de tiempo fijos de tal forma que el tiempo del más lejano sea el menor. El
tiempo de operación es así independiente de los niveles de falla. la coordinación
se denomina escalonamiento de tiempo.
Relevadores de Tiempo Inverso: son los que operan en un tiempo que es
inversamente proporcional a la corriente de falla. Su ventaja sobre los relevadores
de tiempo definido es que para corrientes muy altas, se pueden obtener tiempos de
disparo mucho más cortos sin riesgo para la selectividad de la protección. Los
relevadores de tiempo inverso están clasificados de acuerdo con su curva
característica que indica la velocidad de operación (moderadamente inverso,
inverso, muy inverso y extremadamente inverso).
Cambiando algunos de los parámetros del elemento, se pueden obtener las
diferentes curvas características que se muestran en la figura 3.40, las que se
denominan: inversa, muy inversa y extremadamente inversa.
Curva Inversa Curva Muy Inversa Curva Extremadamente Inversa
Figura 3.40: Curvas asintóticas aproximadas de tiempo-corriente de relés inversos
Fuente: Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos [10]
113
Relevadores de Distancia: operan de acuerdo a la distancia entre el
transformador de corriente del relevador y la falla. La distancia es medida en
términos de Z, X o R. Se basan en el principio de la medición permanente de
corriente y tensión de un circuito en particular y convertirlo en valores de
impedancia, a fin de compararlo con valores de ajustes y establecer si existe una
condición fuera de los parámetros de ajustes y/o una condición de falla.
Relevadores Diferenciales: operan de acuerdo a la diferencia escalar o vectorial
entre dos cantidades de corriente o de voltaje. Son relés que funcionan en equipos
en los cuales se requiere obtener tiempos de operación mínimos. Esto a través de
la medición permanente de corrientes que entran y salen de un circuito o equipo
en particular, utilizando el principio de que todas las corrientes que entran a un
punto tienen que ser igual a las que salen, lo contrario es indicativo a presencia de
falla. En este caso es importante destacar, que el ajuste cumple otra función, como
lo es la de compensar la diferencia de medición causada por errores en los
diferentes transformadores de corriente.
Relevadores Direccional: son los que están capacitados para distinguir el flujo
de corriente de una dirección a la otra en un circuito de CA reconociendo las
diferencias en el ángulo de fase entre la corriente y la magnitud de polarización.
La capacidad para distinguir entre el flujo de corriente de una dirección a la otra
depende de la selección de magnitud de polarización y del ángulo del torque
máximo, y todas la variaciones en la función proporcionadas por los relevadores
direccionales de C.A dependen de estas dos magnitudes.
Relevadores de potencia inversa.
Relevadores de bajo voltaje.
Relevadores de tierra. [10]
114
3.2.8.2.1.4 De Acuerdo al Tiempo de Funcionamiento
Relé de Tiempo Temporizado: en esta ocasión el relé va a detectar un valor de
corriente superior o igual al ajustado y esperará un tiempo (prefijado) para luego
enviar una orden de apertura al interruptor asociado.
Relé Instantáneo: al detectar un valor de corriente superior al ajustado por la
unidad de disparo, el dispositivo actúa inmediatamente, enviando una orden de
apertura al interruptor asociado. [10]
3.2.8.3 Interruptor
Dispositivo de apertura o cierre mecánico capaz de soportar tanto la corriente
operación normal como las altas corrientes durante un tiempo específico, debido a
fallas en el sistema. Pueden cerrar o abrir en forma manual o automática por medio de
relevadores. Deben tener alta capacidad de interrupción de corriente y soportar altas
corrientes en forma continua.
Su operación automática se hace por medio de relevadores que son los encargados
de sensar las condiciones de operación de la red; situaciones anormales tales como
sobrecargas o corrientes de falla ejercen acciones de mando sobre el interruptor,
ordenándole abrir. Las señales de mando del relevador hacia el interruptor pueden ser
enviadas en forma eléctrica, mecánica, hidráulica o neumática.
En la tabla 3.41 se resumen los valores nominales de interruptores empleados en
sistemas de distribución. Para interruptores de 1200 A y menores al ciclo de
operación establecido CO-15-CO significan por ejemplo que el interruptor puede
cerrar con una falla simétrica de 20 kA, abrir, permanecerá abierto durante 15s, cerrar
nuevamente y volver a abrir sin daño.
115
Tabla 3.2: Valores nominales de los interruptores
Tensión
nominal
del
sistema
[kVrms]
Tensión
nominal
máxima
[kVrms]
Corriente
nominal
a 60 Hz
[Arms]
Corriente
de SC a
tensión
nominal
[kArms]
Tiempo
nominal de
interrupción
[Ciclos]
Capacidad
de
interrupción
máxima
simétrica
[kArms]
Capacidad
de
recierre
1,6*ISC
[kArms]
7,2 8,25 800 20,0 5 20,0 32
14,4 15,5 800 12,5 5 12,5 20
14,4 15,5 1200 20,0 5 20,0 32
14,4 15,5 1200 20,0 5 20,0 32
14,4 15,5 1200 25,0 5 25,0 40
14,4 15,5 1200 25,0 5 25,0 40
14,4 15,5 1200 40,0 5 40,0 67
14,4 15,5 3000 63,0 8 63,0 101
34,5 38,0 1200 31,5 5 20,0 32
34,5 38,0 1200 31,5 5 31,5 50
34,5 38,0 2000 31,5 5 31,5 50
34,5 38,0 1200 40,0 5 40,0 64
34,5 38,0 2000 40,0 5 40,0 63
Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protecciones de sistemas eléctricos [10]
3.2.9 Coordinación de Protecciones Eléctricas
La coordinación tiene por objeto determinar todos los ajustes que deben hacerse a
los diferentes relés con el fin de que cada uno realice la función específica que le
corresponde. En la protección de cortocircuito, como se explicó anteriormente, el
esquema universalmente aceptado consiste en disponer de todos los puntos del
sistema de protección primaria y protección de respaldo. [8]
Es el proceso de selección de ajustes o curvas características de dispositivos de
protección, de tal manera que la operación de los mismos se efectúe organizada y
selectivamente, en un orden específico y con el mínimo tiempo de operación, para
minimizar la interrupción del servicio al cliente y para aislar adecuadamente la menor
porción posible del sistema de potencia como consecuencia de la falla. [11]
116
3.2.9.1 Fundamentos de Coordinación de Protecciones
Cuando un sistema está protegido por varios dispositivos conectados en serie, es
necesario que el dispositivo más cercano a la falla, denominado dispositivo de
protección primaria, opere antes que los dispositivos de respaldo que están más lejos
de la misma.
Cuando los dispositivos de protección de un sistema están ajustados de tal forma
que para cualquier falla opera primero la protección principal, se refiere que dichos
dispositivos están coordinados y que su operación es selectiva. La coordinación trae
como consecuencia que durante el despeje de la falla soló se desconecte una mínima
porción del sistema.
La operación selectiva de los dispositivos de sobrecorriente se obtiene al escoger
adecuadamente su corriente mínima de operación y su curva de temporización. A
medida que los dispositivos de protección se alejan de la carga y se acercan a la
generación, tienen una corriente mínima de operación progresivamente mayor y un
tiempo más largo de operación.
La coordinación se efectúa cuando se grafican en una misma hoja de papel
semilogarítmico las características tiempo-corriente de todos los dispositivos que
deben estar coordinados, denominada línea de coordinación. Este tipo de
representación gráfica de las características de relés de sobrecorrientes, fusibles y
dispositivos de disparo directo ayuda a determinar el dispositivo apropiado para
alcanzar la selectividad deseada. Las curvas de los diferentes dispositivos se deben
obtener del fabricante.
Para lograr obtener una selectividad apropiada es necesario que los dispositivos de
protección se coordinen bajo las condiciones de operación más severa, es decir con
fallas, en el caso de los relés de sobrecorriente, en su más alto valor calculado.
117
Después de obtener selectividad sobre el papel es necesario ajustar los dispositivos de
protección con los valores calculados.
Una vez efectuado este ajuste se puede verificar la correcta operación de estos
dispositivos mediante una inyección de corriente primaria o una secundaria, esto con
la finalidad de probar la curva característica del relé. Las especificaciones de los
fusibles deben tomarse como un acto de fe porque no es posible ningún ajuste. Los
dispositivos de disparo directo pueden verificarse si se dispone de un inyector de alta
corriente. Los dispositivos de disparo directo con sensores (relés electrónicos) pueden
probarse mediante una inyección secundaria porque utilizan transformadores de
corriente.
Para finalizar teniendo en cuenta la variedad de dispositivos de protección (relés
de sobrecorriente, relés térmicos, fusibles, reconectadores, entre otros.) que existen,
se pueden presentar muchos casos de coordinación, sin embargo, en todos estos la
intuición y criterio propio del ingeniero que realiza el estudio es de mayor
importancia que cualquier receta previamente concebida. [1]
3.2.9.2 Coordinación de Protecciones por Sobrecorriente
3.2.9.2.1 Coordinación por Tiempo
La diferencia de tiempo en la operación de los relés, llamado “Δt de
coordinación”, corresponde a la diferencia mínima de tiempo que garantice la
coordinación entre los relés.
En la figura 3.42, se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el
interruptor B. Una posibilidad es coordinar los relés por tiempo; es decir, colocarle al
118
relé B un tiempo de operación mayor que el tiempo de operación de A, que permita
que el interruptor A dispare antes de darle la orden al interruptor B, por lo tanto,
(3.36)
GICC3
ICC2 ICC1
Línea 3 Línea 2 Línea 1
Falla 3 Falla 2 Falla 1
C B A
Figura 3.41: Sistema radial. Ubicación de fallas
Fuente: Antonio Palacios. Protección de Sistemas de Potencia
Sin embargo, para garantizar la coordinación es necesario que el tiempo de
operación de B sea mayor que la sumatoria del tiempo de operación de A, mas el
tiempo de operación del interruptor en A, mas el tiempo de sobrerecorrido del relé B,
permitiendo un tiempo adicional de seguridad, por lo tanto:
(3.37)
De donde,
(3.38)
(3.39)
[12]
3.2.9.2.2 Coordinación por Corriente
Si en la figura 3.42 se desea que para la falla 1 opere el interruptor A y no opere el
interruptor B, otro posibilidad es coordinar los relés por corriente, es decir, colocarle
119
al relé B una corriente de disparo mayor que la corriente de disparo de A, de tal
forma, que el relé A se ponga en trabajo y el relé B no se ponga en trabajo, con el fin
de que se dé orden de disparo al interruptor A y no se de orden de disparo al
interruptor B, por lo tanto,
(3.40)
Generalmente, para garantizar una operación correcta, se requiere que,
(3.41)
En general,
(3.42)
En otras palabras, la corriente de disparo de B debe ser mayor que la corriente de
cortocircuito del terminal remoto, para garantizar que el relé no se pone en trabajo
para fallas más allá del terminal remoto.
La corriente de puesta en trabajo de un relé debe ser mayor que la corriente de
carga y por supuesto menor que la corriente de cortocircuito; por lo tanto,
(3.43)
Generalmente para garantizar una operación correcta se requiere que,
(3.38)
(3.39)
120
3.2.10 Protecciones de Redes de Distribución
Si un circuito de distribución fuera instalado sin el equipo de protección de
sobrecorriente, las fallas podrían causar una falta de suministro de energía a todos los
consumidores servidos desde el alimentador. Esto trae como consecuencia una
reducción en los niveles de confiabilidad (continuidad del servicio) que son
inaceptables. Para incrementar el nivel de fiabilidad en el suministro de energía
eléctrica existen dos opciones:
Diseñar, construir y operar un sistema de tal forma que el número de fallas se
minimice.
Instalar equipo de protección contra sobrecorrientes de tal forma que reduzca el
efecto de las fallas.
Se deben analizar las dos alternativas para que el servicio al consumidor tenga un
nivel de confiabilidad aceptable al más bajo costo.
El problema de protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido
adquiriendo cada vez mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes
eléctricas y la exigencia de un suministro de energía a los consumidores con una
calidad de servicio cada vez mayor.
Los tres tipos de protecciones más utilizados y propios de los sistemas de
distribución son:
o Los fusibles
o Los interruptores
o Los reconectadores automáticos.
121
También las protecciones de la redes de distribución intervienen otros equipos,
como los relés de sobrecorriente y los interruptores de poder. [14]
3.2.10.1 Fusibles
Se puede decir que es uno de los dispositivos de protección más utilizado y confiable
dentro del sistema de protección. Realizan diferentes funciones como:
o Sentir cualquier subida de corriente en el sistema protegido.
o Interrumpir sobrecorrientes.
o Soportar voltajes transitorios de recuperación para no permitir reignición
(extinción controlada del arco).
Cuando por el fusible circula una sobrecorriente, el intervalo de tiempo desde que
se detecta, hasta que empieza a fundirse se denomina “tiempo mínimo de fusión”; y el
intervalo de tiempo que termina en fundirse todo el fusible se denomina “tiempo
máximo de despeje”. La principal limitación de un fusible es, siempre que es
sometido a una corriente superior a su mínima corriente de fusión, se funde y queda
sin servicio la parte del sistema más allá de éste, esta interrupción se da hasta que un
técnico llegue y analice el tipo de falla y reponga dicho fusible.
Existen diferentes subdivisiones de los tipos de fusibles según la norma ANSI
C37.42. Mencionaremos una descripción de cada uno de ellos.
o Fusible tipo K, conducen hasta 150% de su In sin daños (relación de velocidades
6 a 8).
o Fusibles Tipo T, más lentos que los K (relación de velocidad 10 a 13).
o Fusible tipo Std, intermedia entre los K y T; son permisivos a las fluctuaciones de
corriente (relación de velocidad 7 a 11).
122
o Fusible Tipo H, conducen hasta el 100% de su In sin daño; tienen característica de
fusión muy rápida (relación de velocidad 7 a 11).
o Fusible Tipo N, conducen hasta el 100% de su In sin daños. Son más rápidos aún
que los H.
o Fusible Tipo X, provistos de un elemento dual; son permisivos a las fluctuaciones
de la corriente (relación de velocidad 32).
o Fusible Tipo Sft, provisto de elemento dual; no actúan ante fallas temporarias en
transformadores.
o Fusibles Tipo MS o KS, respuesta ultra lenta y mayor permisividad de corriente
que los T; bueno como protección de línea (relación de velocidad 20).
o Fusibles Tipo MN241 AYEE, conducen hasta el 130% de su In sin daños; poseen
un resorte extractor necesario en los seccionadores MN241 AYEE.
o Fusibles tipo DUAL, son fusibles extra lentos, cuya relación de velocidad es de
13 y 20 (para 0.4 y 21 amperios, respectivamente).
Un fusible de Tipo K, se comporta de forma diferente de un fusible de tipo T o de
cualquier tipo. Dentro de un mismo tipo de fusibles existe una subdivisión que los
diferencia en valores de amperios utilizados para una correcta coordinación de
protecciones por lo cual se recomienda utilizar fusibles del mismo tipo y subdivisión.
De manera que el fabricante garantiza que un fusible de 10 A se fundirá antes que
uno de 15 A, uno de 20 A se fundirá antes que uno de 25 A, y así sucesivamente
hasta llegar al fusible de mayor valor en amperios, si estos son del mismo tipo y sub
división, lo que no garantiza el fabricante que un fusible de 8 A no preferido se funda
antes que uno de 10 A preferido, o que uno de 10 A preferido se funda antes que uno
de 12 no preferido. Cabe añadir que cada fusible tiene diferentes curvas según su
valor de interrupción, la curva viene dada en amperios- segundos. [21]
En la Figura 3.43 se muestran las curvas de fusible de diferentes valores en
amperios.
123
Figura 3.42.: Curvas de fusibles de diferentes valores de corriente.
Fuente: Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación Machala. [21]
3.2.10.1.1 Operación
La mayoría de las cuchillas fusible operan bajo el principio de expulsión, para lo
cual, el tubo que contiene el elemento fusible (listón fusible) que puede ser de fibra
emite gases desionizantes para confinar el arco eléctrico producto de la interrupción.
En la tabla 3.2 se indican los valores comunes de corrientes.
124
El principio de operación es relativamente simple, cuando se interrumpe la
corriente de falla, el tubo de fibra de vidrio (con recubrimiento de ácido bórico en su
interior) se calienta hasta que se funde el elemento fusible, emitiendo gases
desionizantes que se acumulan dentro del tubo, forzando, comprimiendo y
refrigerando el arco, los gases escapan por la parte inferior del tubo. La presencia de
los gases desionizantes impide el restablecimiento del arco eléctrico auxiliándose en
esta función por la turbulencia y presión de los gases, haciendo que se aumente la
resistencia dieléctrica del aire atrapado dentro del tubo.
La fusión y separación del elemento fusible libera también el mecanismo de
enganche del cortacircuito, de modo que el soporte del fusible (cañuela portafusible)
Tabla 3.3: Capacidad de corriente de interrupción para cortacircuitos fusibles
Corriente en
régimen continuo
Tipo estándar
Clase de
tensión [kV]
Tensión
aplicada [kV]
Capacidad de
interrupción [A]
Asimétrica Simétrica
100
7,8 7,8 5.000 3.550
25 15,0 4.0000 2.800
Servicio Pesado
7,8 7,8 10.060 7.100
15,0 8.000 5.600
15 7,8 10.000 7.100
27 27,0 6.000 4.000
15,0 8.000 5.600
Servicio Súper Pesado
7,8 7,8 20.000 14.500
15,0 15.000 11.500
15 7,8 20.000 14.500
27 27 12.000 8.000
15 10.000 11.500
200
Tipo Estándar
7,8 7,8 5.000 3.550
15 15,0 4.000 2.800
Servicio Súper Pesado
7,8 7,8 20.000 14.500
15 15,0 16.000 11.500
7,8 20.000 14.500 Fuente: Samuel Ramírez Castaño. Protección de sistemas eléctricos
[10]
125
cae a la posición de abierto y puede ser localizado con facilidad por el personal de
operaciones. La cañuela portafusible también puede conmutarse en forma manual con
un bastón de maniobra (pértiga). También puede adicionárse le al cortacircuitos
accesorios de ruptura de carga de modo que se puede operar como un interruptor de
ruptura de carga. [10]
3.2.10.2 Reconectadores Automáticos
Los reconectadores son dispositivos automáticos de recierre de un circuito cuando
se producen alguna falla temporal en el mismo. Son diseñados para soportar
corrientes de cortocircuito, también poseen un sistema de control capaz de medir la
corriente de línea que están protegiendo; en caso que se produzca una falla abren o
cierran el circuito en una secuencia predeterminada. Si la falla persiste después de
ejecutada la secuencia de apertura y cierre, el reconectador se encarga de aislar el
resto del sistema. [21]
En los sistemas de distribución aérea, entre el 80 y el 95 % de las fallas son de tipo
temporal; es decir, duran desde unos pocos ciclos hasta pocos segundos. Las causas
típicas de fallas temporales son: contacto de líneas empujadas por el viento, ramas de
árboles que tocan líneas energizadas, descargas de rayos sobre aisladores, pájaros y
en general pequeños animales que cortocircuitan una línea con una superficie
conectada a tierra, etc.
Aunque estas fallas son transitorias hacen operar fusibles e interruptores
automáticos. Esto trae consigo demoras en la reposición del servicio, las que pueden
ser bastante prolongadas, (especialmente en el caso de zonas rurales) ya que es
necesario llegar al lugar donde se produjo el problema y reponer el fusible o accionar
el interruptor. [14]
126
En la figura 3.44 mostrada a continuación se presentan varios modelos de
reconectadores. (Ver anexo 3).
Reconectador KF Reconectador KFE
Reconectador GVR Caja de control del reconectador programable
PANACEA
Figura 3.43: Diferente tipos de reconectadores
Está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas,
pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones. De esta
manera, si la falla es de carácter permanente el reconectador abre en forma definitiva
después de cierto número programado de operaciones (generalmente tres o cuatro), de
modo que aísla la sección fallada de la parte principal del sistema.
La tarea principal de un reconectador entonces es discriminar entre una falla
temporal y una de carácter permanente, dándole a la primera tiempo para que se
aclare sola a través de sucesivas reconexiones; o bien, sea despejada por el elemento
de protección correspondiente instalado aguas abajo de la posición del reconectador,
si esta falla es de carácter permanente. [10]
127
Para comprender mejor el funcionamiento de un reconectador es necesario
considerar lo siguiente:
Secuencia de Operación: los reconectadores pueden ser programados para un
máximo de cuatro aperturas y tres reconexiones. Los tiempos de apertura pueden
determinarse de curvas características tiempo – corriente, como las que se
muestran en la figura 3.45. Cada punto de la curva características representa el
tiempo de aclaramiento del reconectador para un determinado valor de corriente
de falla. Es importante destacar que este dispositivo consta de dos tipos de curvas,
una de operación rápida y una segunda de operación retardada.
Figura 3.44: Curvas de operación de un reconectador
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection Manual”,
Bulletin Nº 71022. [14]
Número Total de Operaciones o Aperturas: los reconectadores permiten
programar desde una apertura hasta un máximo de cuatro, lo que depende del
128
estudio de coordinación con otros elementos de protección y que resulte más
favorable para cada caso en particular.
Tiempo de Reconexión: son los intervalos de tiempo en que los contactos del
reconectador permanecen abiertos entre una apertura y una orden de cierre o de
reconexión.
Tiempo de Reposición: es el tiempo después del cual el reconectador repone su
programación, cuando su secuencia de operación se ha cumplido parcialmente,
debido a que la falla era de carácter temporal o fue aclarada por otro elemento de
protección.
Corriente Mínima de Operación: es el valor mínimo de corriente para el cual el
reconectador comienza a ejecutar su secuencia de operación programada. La
secuencia de operación típica de un reconectador para abrir en caso de una falla
permanente se muestra en la figura 3.46, donde se ha supuesto que la
programación es C 22, es decir, dos aperturas rápidas y dos aperturas lentas, con
tiempos obtenidos respectivamente, de la curva A y de la curva C de la figura
3.46, para la magnitud de corriente de falla correspondiente.
Figura 3.45: Secuencia de operación de un Reconectador
Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
129
Según la figura 3.46, en condiciones normales de servicio, por la línea protegida
circula la corriente de carga normal. Si ocurre una falla aguas abajo de la instalación
del reconectador y la corriente del cortocircuito es mayor a la corriente mínima de
operación preestablecida, el reconectador opera por primera vez según la curva rápida
A en un tiempo “ta”. Permanece abierto durante un cierto tiempo, usualmente 1
segundo, al cabo del cual reconecta la línea fallada.
Si la falla ha desaparecido el reconectador permanece cerrado y se restablece el
servicio. Si por el contrario, la falla permanece, el reconectador opera por segunda
vez en curva rápida B y después de “tb” segundos abre nuevamente sus contactos.
Luego de cumplirse el segundo tiempo de reconexión el reconectador cierra sus
contactos y si aún la falla persiste, abre por tercera vez pero de acuerdo al tiempo de
aclaramiento “tc” correspondiente a la curva lenta tipo C.
Una vez que se cumple el tiempo de la tercera y última reconexión, reconecta por
última vez cerrando sus contactos. Si aún la falla está presente, el reconectador al
cabo de “tc” segundos abre definitivamente. En caso que el reconectador no haya
completado su secuencia de operación, después de transcurrido el tiempo de
reposición, repone su programación que tenía antes que ocurriera la falla, quedando
en condiciones de ejecutar completamente su secuencia de operación en caso de
presentarse una nueva condición de falla en la línea. [14]
3.2.10.2.1 Lugares Típicos de Instalación de Reconectadores
Los reconectadores pueden ser usados en cualquier punto de un sistema de
distribución donde el rango del reconectador es adecuado para los requerimientos del
sistema. Las localizaciones lógicas para reconectadores se muestran en la figura 3.47,
y corresponden a las indicadas por las respectivas letras:
130
131
Figura 3.46: Diagrama unilineal de un sistema de distribución mostrando
aplicaciones de los reconectadores
Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
A- En subestaciones, como el dispositivo de protección del alimentador primario que
permite aislar el alimentador en caso de falla permanente.
B- En líneas de distribución a una distancia de la subestación, para seccionalizar
alimentadores largos y así prevenir salidas del alimentador, frecuentemente
cuando una falla permanente ocurre cerca del final del alimentador.
C- En ramales importantes desde el alimentador principal para proteger el
alimentador principal de interrupciones y salidas debido a fallas en el ramal.
D- En pequeños ramales monofásicos. [10]
3.2.10.2.2 Criterios Técnicos de Aplicación de Reconectadores
Para la correcta aplicación de los reconectadores, se deben considerar los
siguientes factores:
o La tensión nominal del sistema debe ser igual o menor a la tensión de diseño del
reconectador.
132
o La corriente máxima permanente de carga en el punto del sistema donde se
ubicará, debe ser menor o igual a la corriente nominal de reconectador.
o Debe tener una capacidad de ruptura mayor o igual, a la corriente máxima de falla
en el punto de aplicación.
o La corriente mínima de operación debe escogerse de modo que detecte todas las
fallas que ocurran dentro de la zona que se ha encomendado proteger
(sensibilidad).
o Las curvas tiempo-corriente y la secuencia de operación deben seleccionarse
adecuadamente, de modo que sea posible coordinar su operación con otros
elementos de protección instalados en el mismo sistema. [10]
3.2.10.3 Seccionalizadores
El seccionalizador es un dispositivo de protección que aísla automáticamente las
fallas en las líneas de distribución. Se instala necesariamente junto con un equipo con
reconexión automática.
Para fallas ocurridas dentro de su zona de protección, el seccionalizador cuenta las
aperturas y cierres efectuadas por el equipo de reconexión automática que se instala
aguas arriba, y, de acuerdo a un ajuste previo, abre en el momento en que el
reconectador está abierto; es decir, el seccionalizador cuenta los impulsos de corriente
de falla que fluyen en el sistema, ajustándose para que abra después de un
determinado número de pulsos que pueden ser uno, dos o tres como máximo.
Siempre debe ajustarse para un pulso menos que el número de operaciones del
reconectador asociado.
Se usan a menudo en lugar de fusibles, en arranques donde es necesario reponer el
servicio rápidamente y donde no se justifica el uso de otro reconectador en serie. No
tienen curvas características de operación tiempo – corriente y se coordinan con los
133
reconectadores, como se verá más adelante, simplemente por sus corrientes
nominales y sus secuencias de operación.
Los requisitos básicos que deben considerarse para su adecuada aplicación son los
siguientes:
o El dispositivo de protección con reconexión automática, ubicado aguas arriba del
seccionalizador, debe tener la sensibilidad suficiente para detectar la corriente
mínima de falla en toda la zona asignada para ser protegida por él.
o La corriente mínima de falla del sector de la línea que debe ser aislada por el
seccionalizador debe exceder a su corriente mínima de operación.
o El seccionalizador debe ajustarse como máximo para que abra en una operación
menos que el dispositivo con reconexión automática ubicado aguas arriba.
o No debe excederse los valores de corrientes máximas de corta duración del
seccionalizador.
o Puede ser usado en serie con otros dispositivos de protección, pero no entre dos
reconectadores.
Las ventajas de usar seccionalizadores en líneas radiales de distribución son:
o Cuando se emplean en lugar de un reconectador, resultan de un costo de inversión
inicial y de mantención menor.
o Cuando se emplean sustituyendo un fusible, no presentan dificultades de
coordinación como se presentaría al reemplazarse por otro fusible de tamaño
diferente.
o Pueden ser utilizados para desconectar o conectar líneas de carga, siempre que
éstas estén dentro de su rango admisible. [14]
En la figura 3.48 se presenta un reconectador tipio usado en los sistemas de
distribución
134
Figura 3.47: Seccionalizador
3.2.11 Coordinación de Dispositivos de Protección en Redes de Distribución
En los sistemas de distribución actuales, la coordinación de los dispositivos de
protección debe hacerse en serie; también se le conoce como cascada, debido a la que
la mayoría de estos operan en forma radial.
Cuando dos o más dispositivos de protección son aplicados en un sistema, el
dispositivo más cercano a la falla del lado de alimentación es el dispositivo protector,
y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo "respaldo" o
protegido. El requerimiento indispensable para una adecuada coordinación consiste
en que el dispositivo protector debe operar y despejar la sobrecorriente antes que el
dispositivo de respaldo se funda (fusible) u opere al bloqueo (restaurador).
Un ejemplo simple coordinación se muestra en la figura 3.49, cuando hay una falla
en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C el de respaldo.
135
15/13,8 kV
13,8/0,22 kV
Interruptor
Derivación Lateral
Alimentador Principal
Acometida primaria del trasnformador
Transformador de distribución
AB
C
D
F G
H
Figura 3.48: Coordinación de protecciones en un Sistema de Distribución
Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
Con respecto al dispositivo A, el equipo C es el equipo protector y debe
interrumpir corrientes de falla permanente en el punto 2 antes que el elemento A
opere a bloqueo. El dispositivo B es también un dispositivo protector para dispositivo
A y opera en forma similar al componente C para una falla en el punto 3.
El equipo A opera a bloqueo solamente con fallas permanentes antes que los
dispositivos B y C, como en el punto 4. Para una falla en el punto 6, el componente E
debe operar antes que el dispositivo D, previniendo con esto que el transformador
salga de servicio, y con él el suministro de energía a las otras cargas en el secundario
del transformador; igualmente, para una falla en el punto 5 el fusible D es el
protector.
Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a
secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto. [10]
En general, los conceptos básicos de coordinación de los elementos de protección
en alimentadores de distribución radial, pueden resumirse en dos:
136
o El dispositivo de protección más próximo a la falla (local) debe despejarla, sea
ésta permanente o transitoria, antes que el dispositivo de respaldo opere si este no
tiene reconexión automática o antes que agote las reconexiones en caso de
tenerlas.
o Las interrupciones deben restringirse al mínimo en fallas permanentes, tanto en el
tramo de la línea conectada como en el tiempo de duración. [14]
3.2.11.1 Coordinación de Fusibles
En este tipo de coordinación el fusible 2 que se encuentra más cercano a la falla se
denomina protección principal y debe terminar su proceso de fundición antes que la
protección de respaldo fusible 1 inicie su proceso de fusión, con lo cual estamos
cumpliendo uno de los criterios más importantes que es el de selectividad. [20]
Lo anterior se puede observar en la figura 3.50.
G
f1
T
f2
Figura 3.49: Coordinación fusible – fusible
Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
Para la coordinación fusible – fusible se logra mediante la selección adecuada del
tipo de fusible y su capacidad de manera que el fusible más cercano a la falla se funda
antes que el de respaldo, aislando el área con problemas.
137
En la práctica, la coordinación de fusibles dicta que el tiempo máximo de despeje
de falla de un fusible no debe exceder el 75% del tiempo mínimo de fusión del fusible
de respaldo, en el rango posible de corriente de cortocircuito. Además, se practica la
coordinación de fusibles del mismo tipo (K, T, N, XS, entre otros) para un
alimentador o circuito. [20]
Cuando se trata de coordinar solamente fusibles entre sí, se pueden utilizar sus
curvas de tiempo – corriente, tal como las que se muestran en las figuras 3.51 y 3.52,
para los fusibles de tipo K y T respectivamente. [14]
138
Figura 3.50: Curvas de tiempo máximo de operación para fusibles tipo K
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
139
Figura 3.51: Curvas de tiempo mínimo de fusión para fusibles tipo T
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
140
Sin embargo, es más cómodo trabajar con tablas de coordinación como las que se
indican en las figuras 3.53 entre fusibles tipo K y 3.54 entre fusibles tipo T. Estas
tablas indican el valor máximo de la corriente de falla a la cual se coordinan los
fusibles respectivos y ellas están basadas en las curvas de máximo tiempo de
operación del fusible y en la curva de tiempo mínimo de fusión del fusible de
respaldo.
Figura 3.52: Tabla Coordinación entre fusibles tipo K según EEI-NEMA
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
141
Figura 3.53: Tabla Coordinación entre fusibles tipo T según EEI-NEMA
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
Se considerará a manera de ejemplo, el sistema que se muestra en la figura 3.55,
donde se indican las corrientes de carga de cada alimentador y el nivel de
cortocircuito en cada punto de ubicación de un fusible (barra). A partir de la tabla de
la figura 3.56, considerando fusibles de tipo T se tiene que:
Figura 3.54: Sistema ejemplo de coordinación de fusibles
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
142
Figura 3.55: Tabla capacidad de corriente permanente de diversos tipos de elemento fusible
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
o En A se puede elegir un fusible 15T que soporta en forma permanente hasta 23 A,
mayor que la corriente de carga de ese tramo.
o Por lo mismo, en B se elige un fusible 25T (38 A máximo) y en C un 80T (120 A
máximo).
Según la tabla de la figura 3.48, los fusibles 15T y 25T coordinan hasta una
corriente de falla máxima de 730 A, por lo tanto en B se debe elegir un fusible 30T
que coordina con el 15T hasta 1.700 A (mayor que los 1.550 A de falla).
Los fusibles 30T y 80T coordinan hasta 5.000 A, mayor que los 1.800 A de falla y
por lo tanto en C queda el 80T.
El resultado gráfico de la coordinación se muestra en la figura 3.57, donde las
curvas con línea continua corresponden a las de tiempo mínimo de fusión y las
segmentadas al tiempo máximo de aclaramiento. En la Figura se puede apreciar que,
por ejemplo, para 1.630 A, el tiempo mínimo de fusión del 80T es de 0,16 segundos y
el tiempo máximo de aclaramiento del fusible 30T es de 0,051 segundos, entonces,
resulta que este tiempo es el 32% del tiempo de fusión del fusible 80T, por lo tanto,
143
existe una coordinación eficiente entre estos fusibles para esta corriente de falla
máxima.
Figura 3.56: Curvas tiempo – corriente para el ejemplo de coordinación
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
144
Para la falla de 1.550 A, se aprecia que la curva de tiempo máximo de
aclaramiento del 15T se ha cruzado con la de tiempo mínimo de fusión del 25T. Los
tiempos correspondientes son: 0,021 y 0,0165 segundos; es decir, el tiempo máximo
de aclaramiento del 15T corresponde al 127,3 % del tiempo mínimo de fusión del
25T y por lo tanto no hay coordinación entre ellos. Al elegir el 30T en lugar del 25T,
los tiempos son: 0,021 y 0,031 segundos, respectivamente (67,7 %). [14]
3.2.11.2 Coordinación Interruptor (Relevador) – Fusible
Para este tipo de coordinación entre un relé de una subestación y un fusible
ubicado en un alimentador, se da cuando el fusible opera y despeja la falla antes de
que el relé, esto se da en un margen de tiempo de 0.2 a 0.3 segundos entre la curva
máxima de despeje del fusible y la curva de tiempo inverso del relé, esto debe
mantenerse con el fin de permitir sobre –viajes del relé, errores en la señal del
transformador de corriente, etc. De manera que aislamos el área afectada.
Existen interruptores tienen relés de recierre, que ejecutan una secuencia de cierres
en un intento de despejar fallas temporales. En este caso, la coordinación entre el relé
de recierre y el fusible se logra cuando los recierres de despeje operan sin fundir el
fusible; una vez dados estos recierres y la falla persiste, dicho fusible debe fundirse
antes de que el relé abra permanentemente el circuito.
Cuando un relé es protección de respaldo de un fusible, la curva tiempo – corriente
temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de mínimo tiempo de disparo
del fusible o principal.
Cuando un fusible es respaldo de un relé, la curva de máximo tiempo de fusión
del fusible debe quedar por arriba de la curva tiempo – corriente temporizada del relé
de protección principal.
145
Por último, cuando un relé esté conectado entre dos fusibles, la curva tiempo –
corriente temporizada del relé debe quedar por arriba de la curva de mínimo tiempo
de operación del fusible, y también debe estar por debajo de la curva de máximo
tiempo de fusión del fusible 2.
Estos tipos de coordinaciones serán indicadas en la siguiente figura 3.58.
Figura 3.57: Coordinación fusible – reconectador
Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
3.2.11.3 Coordinación Interruptor Reconectador
Cuando en una subestación de distribución, las salidas se realizan con disyuntor
comandado por relés, y se tiene un reconectador en el alimentador, la coordinación
estará dada entre el relé que comanda al disyuntor y el reconectador. El reconectador
debería actuar cuantas veces sean necesarias pero el relé no debe llegar a completar
su ciclo de actuación. La secuencia acumulada de operaciones del reconectador debe
ser menor que la curva característica de tiempo – corriente del relé. Este rango de
146
coordinación está limitado por los relés con curvas de tiempo extremadamente
inversa.
Si una falla permanente ocurre en cualquier parte del sistema alimentador más allá
del interruptor, el dispositivo de recierre operará 1, 2 o 3 veces instantáneamente
(dependiendo del ajuste) en un intento por despejar la falla. Sin embargo, como una
falla permanente estará aún en la línea al final de esas operaciones instantáneas, debe
ser despejada por algún otro medio. Por esta razón, el reconectador estará provisto
con 1, 2 o 3 operaciones diferidas (dependiendo del ajuste). Estas operaciones
adicionalmente, son a propósito más lentas para proporcionar coordinación con
fusibles o permitir que la fallas se autodespejen.
Después de la cuarta operación, si la falla persiste en la línea, el reconectador abre
y se bloqueará. La figura 3.59 representa las características instantáneas y de tiempo
diferido de un reconectador automático convencional.
Figura 3.58: Características del reconectador automático
Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
147
En la figura 3.60, se muestra como resulta la coordinación interruptor
reconectador.
Figura 3.59: Coordinación Relé – Reconectador
Fuente: Ing. Margil S. Ramírez Alanis. Protección de Sistemas Eléctricos de Potencia. [20]
3.2.11.4 Coordinación Reconectador - Fusibles
Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan cortacircuitos
fusibles sobre las derivaciones (laterales) de un alimentador aéreo. El uso de un
dispositivo de recierre automático como protección de respaldo contra fallas
temporales evita muchas salidas innecesarias que ocurren cuando se usan sólo
fusibles.
Aquí el reconectador de respaldo puede ser el restaurador del alimentador en la
subestación usualmente con una secuencia de operación rápida seguida de dos
operaciones de disparo diferidas, o un restaurador de rama de alimentador con dos
actuaaciones instantáneas seguidas de dos operaciones disparo diferido como se
muestra en la figura 3.61. [10]
148
Figura 3.60: Características t-I de disparo instantáneo y diferido del reconectador
Fuente: Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos [10]
El restaurador se ajusta para despejar una falla temporal antes de que cualquiera de
los fusibles se pueda quemar y luego restablece el circuito una vez que desaparezca la
causa de la falla (temporal).
Pero si la falla es permanente, esta es despejada por el fusible correcto al alcanzar
la temperatura de fusión después de las operaciones diferidas del restaurador (el cual
queda en la posición lockout).
o Coordinación
El reconectador deberá detectar las fallas ocurridas en su zona y también las de la
zona del fusible. Por lo tanto, el fusible debe operar después de la característica
rápida y antes de la lenta del reconectador, como se muestra en la figura 3.62, para
ello se debe cumplir lo siguiente:
149
Figura 3.61: Coordinación reconectador – fusible
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
3.2.11.5 Coordinación Reconectador - Reconectador
Los requerimientos de esta coordinación puede aparecer debido a que puede
existir cualquiera de las siguientes situaciones en un sistema de distribución:
o Cuando se tienen 2 reconectadores trifásicos.
o Cuando se tienen 2 reconectadores monofásicos.
o Cuando se tiene 1 reconectador trifásico en la subestación y un reconectador
monofásico sobre una de las ramas de un alimentador dado. [10]
En la figura 3.63, se muestra como se coordinan los reconectadores en función de
la corriente nominal del sistema.
150
Figura 3.62: Coordinación entre reconectadores por corriente nominal
Fuente: McGraw-Edison Co. Power Systems Division “Distribution System Protection
Manual”, Bulletin Nº 71022. [14]
3.2.12.6 Coordinación entre Reconectador y Seccionalizador
Para coordinar un reconectador con un seccionalizador no se requiere hacer
análisis de curvas de tiempo – corriente debido a que el seccionalizador no tiene este
tipo de curvas; sólo cuenta pulsos de corriente de falla y se ajusta para que abra luego
de un determinado número de pulsos, como máximo, uno menos que el número de
operaciones del reconectador ubicado aguas arriba y en el momento en que éste está
abierto. [14]
151
3.3 Bases Legales
3.3.1 Código Eléctrico Nacional
Según el Código Eléctrico Nacional en el artículo 240.4.(C), establece que cuando
el dispositivo de protección de sobrecorriente tenga una intensidad máxima de
disparo mayor de 800 A nominales, la ampacidad de los conductores que protege será
igual o mayor que la intensidad nominal del dispositivo, tal como se define en 240.6.
240.6 Regímenes de Corriente Normalizados.
(A) Fusibles e Interruptores Automáticos de Caja Moldeada. Los regímenes de
corriente normalizados de los fusibles e interruptores automáticos de caja moldeada
de tiempo inverso, serán de 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110,
125, 150, 175, 200, 225, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 600, 700, 800, 1.000, 1.200,
1.600, 2.000, 2.500, 3.000, 4.000, 5.000 y 6.000 A. Adicionalmente, como régimen
normalizado de los fusibles se considerará las de 1, 3, 6, 10 y 601 A. Se permitirá el
uso de fusibles e interruptores automáticos de tiempo inverso con un régimen de
corriente que no esté normalizado.
(B) Interruptores Automáticos con Disparo Ajustable. El régimen máximo de
corriente de los interruptores automáticos ajustable por medios externos de ajuste del
sensor de disparo de larga duración (en amperios o por sobrecarga) que no cumplan
los requisitos de 240.6(C), se colocará al ajuste máximo posible.
(C) Interruptores con Acceso Restringido al Ajuste de Disparo. Se permitirá que
los interruptores automáticos con acceso restringido a los medios de ajuste tengan una
capacidad en amperios igual a la del sensor de disparo. Se entiende por acceso
restringido lo siguiente:
152
(1) Tapas desmontables y cerradas con sello para los medios de ajuste.
(2) Situados detrás de puertas cerradas con tornillos en los tableros.
(3) Detrás de puertas cerradas accesibles sólo al personal calificado.
3.3.2 Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de
Alimentación y Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución
Contra Sobrecorrientes
Esta norma definirá los requerimientos de protección contra sobrecorrientes del
sistema de distribución CADAFE, a nivel primario y secundario.
3.3.2.1 Protección Primaria del Sistema de Distribución
3.3.2.1.1 Alimentadores Primarios Subterráneos
Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de
distribución con relés incorporados para la protección del alimentador primario. La
protección se hará mediante la utilización de tres relés de sobrecorriente para la
protección de fallas de fase y uno para la protección de fallas de tierra. Los cuatro
relés antes mencionados deberán estar equipados con las unidades instantáneas
incorporadas, para proteger las redes contra fallas de alta capacidad. No se empleará
relé de reenganche.
3.3.2.1.1.1 Criterio de Ajuste de los Relés de Protección de los Alimentadores
Primarios Subterráneos
i. El ajuste de los relés de fase obedecerá los siguientes criterios:
153
o El ajuste (TAP) deberá ser al menos 20% de la mayor carga de operación, o
deberá ser ajustado a la capacidad del circuito. Este margen se basa en un error
máximo del 20% de la supuesta relación con el mencionado ajuste.
o La combinación de la corriente y del tiempo deberá ser tal que la corriente de
arranque en frío de 30% de la carga máxima durante 2 segundos no ocasione la
operación del relé.
o La unidad instantánea de fase deberá tener un ajuste no menor de la máxima
cresta de la corriente de arranque en frio, la cual se asumirá igual al 40% del valor
máximo de la corriente de carga.
o Se recomienda colocar el ajuste del relé para protección de falla a tierra al 24% de
la corriente de carga máxima en las fases, a menos que, por razones de
coordinación se deba ajustar a un valor menor.
o La unidad instantánea de tierra no deberá ser ajustada a un valor menor del 200%
de la corriente máxima de carga.
3.3.2.1.2 Alimentadores Primarios Aéreos
Se deberá emplear un disyuntor por cada salida desde la subestación de
distribución. En áreas rurales podrá emplearse un reconectador en la subestación de
distribución que proteja cada salida. Adicionalmente, se podrán emplear
reconectadores en los troncales, seccionalizadores en los ramales trifásicos y fusibles
en los ramales monofásicos. Se presenta en la figura 3.64 el esquema típico de la
aplicación de la protección primaria de un alimentador aéreo de distribución.
154
I
Ip
Ic
R
s
Figura 3.63: Esquema típico de aplicación de protecciones de un alimentador aéreo
Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]
La protección de líneas aéreas deberá emplearse el relé de reenganche como
equipo adicinal a incluir en cada disyuntor de la subestación.
3.3.2.1.2.1 Criterios de Ajuste de los Equipos de Protección de los Alimentadores
Primarios Aéreos
a. Disyuntor:
i. Deberán aplicarse los criterios de ajuste de los relés de protección indicados en el
punto a.1.
ii. Deberá emplearse el relé de reenganche con un máximo de tres operaciones
sucesivas de apertura y cierre.
155
b. Reconectador:
i. La capacidad de bobina serie de un reconectador deberá cumplir con las
siguientes condiciones:
o La capacidad nominal de la bobina en los reconectadores de control hidráulico
deberá ser mayor que la corriente máxima de carga. La práctica usual deberá
ser de 25% por encima de la corriente de carga máxima.
o La corriente mínima de operación (pick – up) para la aplicación usual de los
reconectadores hidráulicos deberá ser igual al 200% del valor de la corriente
nominal. En los reconectadores tipo electrónico se deberá seleccionar la
resistencia de tal forma que su corriente nominal sea mayor que el 25% de
corriente máxima de carga.
ii. Se deberá coordinar con el interruptor o reconectador del lado de la fuente y con
el reconectador, seccionalizador o fusibles aplicados en la lado de carga.
iii. Se aplicarán conexiones automáticas, hasta un máximo de tres, la primera de las
cuales será instantánea (sin retardo intencional) y las subsiguientes con retardo
intencional de tiempo.
c. Seccionalizador
i. La bobina de un seccionalizador deberá tener una capacidad superior a la máxima
corriente de carga.
ii. El nivel mínimo de detección (pickup) será del 160% de la capacidad nominal de
la bobina para seccionalizadores de control hidráulico.
3.3.2.1.2.2 Coordinación de las Protecciones de los Alimentadores Primarios
Aéreos
a. Interruptor de Circuito – Reconectador
156
Método Exacto: la coordinación de los relés del interruptor del circuito, con los
reconectadores de hará mediante las características corriente – tiempo de ambos
equipos, considerando el efecto acumulativo del avance del disco (para relés
electromagnéticos) para garantizar la no operación prematura del relé debido a los
avances sucesivos y acumulativos del disco.
Método Aproximado: para efectuar la coordinación en el método anterior de una
manera aproximada, se deberá comparar la característica del relé con la curva
acumulativa del reconectador. La primera deberá estar por encima de la última.
En caso de no lograrse coordinación se deberá usar el método exacto.
b. Interruptor de Circuito – Fusible
La característica del relé del reconectador deberá estar por encima de la curva total
de despeje (maximun cleaning) del fusible.
Si el interruptor tiene relé de reconexión, los factores k serán aplicados. Los
factores k aceptados son los que se muestran en la figura 3.71.
Tabla 3.4: Fator K para la aplicación de fusibles del lado de carga
Tiempo de reconexión
en ciclos
Una operación rapida Dos operaciones rapidas
Promedio Máximo Promedio Máximo
25 – 30 1,3 1,2 2,0 1,8
60 1,3 1,2 2,0 1,35
90 1,3 1,2 2,0 1,35
120 1,3 1,2 2,0 1,35
Fuente: Norma CADAFE 45 – 87 [15]
c. Reconectador – Reconectador
La coordinación tendrá como objetivo la apertura definitiva del reconectador más
cercano de la falla y la operación coordinada del reconectador que lo antecede a fin
157
de evitar su apertura definitiva. Para ello se deberán analizar las curvas rápidas y
lentas de ambos, los tiempos de apertura, los regímenes de la bobina serie
(reconectador de control hidráulico) o la calibración de las resistencias (reconectador
de control electrónico).
d. Reconectador – Fusible
o Se deberá coordinar el reconectador automático ubicado en el lado de la fuente
con los fusibles instalados en los primarios de transformadores de distribución o
derevaciones monofásicos de líneas primarias, ubicadas en el lado de la carga.
o Se deberán aplicar los factores k presentados en la figura 3.63 para la utilización
de fusibles del lado de la carga, según las operaciones del reconecatdor ubicado
en el lado de la fuente.
o Para los estudios de coordinación entre reconectadores del lado de la fuente y
fusibles del lado de la carga, se multiplica los factores K por la curva rápida de los
reconectadores. El punto de intersección de la curva resultante mediante este
procedimiento, para el reconectador, con la curva de fusión mínima del fusible
(minimun melting current) determina el punto de máxima corriente para la cual
hay coordinación. En la figura 3.63, la columna de promedio (average) se utiliza
cuando las curvas características de los reconectadores son promedio, y la
columna de máximas cuando dichas curvas son máximas.
e. Reconectador – Seccionalizador o Disyuntor de Circuito – Seccionalizador
La coordinación se deberá hacer mediante un contador de operaciones de apertura
del equipo que lo antecede (reconectador o disyuntor) y un detector para la corriente
de falla. El seccionalizador deberá estar ajsutado para n – 1 aperturas del
reconectador o interruptor.
158
3.3.2.1.3 Alimentadores Primarios Mixtos
Son aplicables las condiciones de la protección en el caso de alimentadores
subterráneos con posibilidad de emplear un relé de reenganche que tenga una sola
operación de apertura y cierre.
159
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO
El presente capítulo tiene como propósito mostrar el tipo de investigación, las
técnicas y procedimientos que fueron empleados para llevar a cabo la búsqueda
respectiva de la información requerida para la realización del proyecto. En
consecuencia en el presente capítulo se definirá el modo en el que se enfoca el
problema y se buscan las respuestas.
Para Tamayo y Tamayo, (2.011) el marco metodológico constituye “La médula
del plan que se refiere a la descripción de las unidades de análisis de investigación,
las técnicas de observación y de recolección de datos, los instrumentos, los
procedimientos y las técnicas de análisis” [16]
4.1 Diseño de la Investigación
Al momento de diseñar la forma y estructura de la investigación, se debe tomar en
cuenta principalmente los objetivos que se busquen alcanzar con la realización del
proyecto.
En consecuencia, el diseño dependerá directamente de la finalidad que se quiera
alcanzar con dicha investigación, y de la manera de reunir la información o datos
necesarios para con ellos responder las preguntas de investigación de manera práctica
y concreta; es por ello que el diseño de la investigación es lo que señala al
investigador lo que debe hacer, desde luego siguiendo un diseño, que será aplicado al
contexto particular del estudio. [17]
160
La presente investigación, es de diseño Descriptiva, ya que comprende la
descripción, registro, análisis e interpretación de la naturaleza actual, la composición
o proceso de los fenómenos, recolección de datos y por último la interpretación de
datos.
Se dice que esta investigación de enfatiza en un contexto descriptivo debido a que
los estudios están basados en la observación, donde los datos de interés se adquieren
a través de la supervisión de los comportamientos y hechos ocurridos, la
investigación descriptiva va más alla de la toma y tabulación de datos, pues además
busca especificar la propiedades, características y los perfiles más resaltantes e
importantes de personas, grupos, entes o cualquier otro fenómeno que se someta al
análisis. [17]
4.2 Tipo y Nivel de la Investigación
El tipo de investigación busca determinar los pasos a seguir en el estudio, sus
técnicas y métodos que se emplearan en el mismo. En general determina el enfoque
de la investigación, influyendo en los instrumentos, y hasta la manera de cómo se
analizan los datos recaudados. [17]
La presente investigación es de tipo documental, de campo y factible.
En lo correspondiente a la investigación documental la organización del material
dependerá del tema, los propositos del trabajo y la metodologia utilizada por las
autoras; es necesario la elaboracion de nuevos esquemas conceptuales, explicaciones,
modelos, argumentos, entre otras posibilidades.
161
Tamayo y Tamayo (2.011) indica que una investigacion es documental cuando “la
fuente principal de información son documentos y cuando el interés del investigador
es analizarlos.”… [16]
La investigación de fundamenta básicamente en el uso de documentos técnicos,
archivos y libros referentes a los sistemas de protecciones de las redes eléctricas, se
utilizaron los diferentes manuales de los equipos de protecciones instalados en los
circuitos de la Subestacion Eléctrica Móvil La Morita, como por ejemplo el manual
del reconectador Noja. Otro tipo de documento utilizado para la realización del
proyecto fueron los planos unifilares de los circuitos Metropolitano y Guasimal, ya
que ellos permitieron conocer la carga conectada.
En la investigacion de campo se presentan, decriben, analizan e interpretan de
forma ordenada los datos obtenidos en el estudio en función de las preguntas e
hipótesis de la investigación, con el apoyo de los cuadros y gráficos, de ser el caso, y
se discuten con base en la fundamentación teorica. [17]
Según Hernández M, “la investigación de campo es el análisis sistemático de
problemas de la realidad, con el próposito bien sea de describirlos, interpretarlos,
entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y efectos ademas
predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos característicos de cualquiera de los
paradigmas de investigación conocidos” [17]
Por último, una investigación será factible si la naturaleza y alcance del proyecto,
el esquema adoptado para la organización del texto, y, los aspectos que se desarrollan
en los capítulos que preceden a la organización de resultados, permiten la
presentación sistemática del diagnóstico de la situación, el planteamiento y la
fundamentación teórica de la propuesta, el procesamiento metodológico, las
actividades y recursos necesarios para su ejecución y analisis de su vialidad y
posibilidad de realizacion. [17]
162
Hernández M., explica que un proyecto factible “ consiste en la investigación,
elaboración y desarrollo de una propuesta de un modelo operativo variable para
solucionar problemas, requerimientos o necesidades o grupos sociales; puede
referirse la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o procesos”.
[18]
4.3. Técnicas de Instrumentos y Recolección de Datos
En esta punto se comienza la puesta en marcha de la investigación, propiamente
tal, el comienzo de la ejecución, pues las anteriores eran etapas preparatorias.
Antes de realizar el levantamiento de información para el proyecto, se obtienen
fundamentos teóricos de consultas en libros especializados, tesis e grado e Internet,
con relación al tema a desarrollar. También será necesario recaudar toda la
información que se encontrará en fuentes segundarias como lo serán monografías,
boletines estadísticos, históricos de operaciones, entre otros existentes en
CORPOELEC tanto de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, como de los
circuitos Metropolitano y Guasimal, para luego aplicar el plan elaborado en el diseño
metodológico para su recolección.
4.4 Fases de la Investigación
Para la realización de esta investigación se siguieron los siguientes pasos:
Fase I: recolección de toda la información disponible en CORPOELEC sobre la
Subestación Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal.
163
Fase II: Reconocimiento del sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil
la Morita para la posterior realización del estudio de flujo de carga y con ello
conocer los valores de los parámetros eléctricos de interés, como el voltaje y las
corrientes de operación en condiciones normales de operación.
Fase II: Realización del estudio de cortocircuito en los circuitos Metropolitano y
Guasimal pertenecientes a la Subestación Eléctrica Móvil la Morita para con ello
conocer los posibles valores que se podrán presentar en el sistema bajo
condiciones de falla.
Fase III: Análisis de los valores obtenidos en las dos fases anteriores para así
seleccionar los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca
NOJA en el circuito Metropolitano de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita,
para que estas cumplan con su función de selectividad operativa.
Fase IV: Análisis de los valores obtenidos en las fases I y II para así seleccionar
los ajustes requeridos por las protecciones del reconectador marca NOJA en el
circuito Guasimal de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita, para que estas
cumplan con su función de selectividad operativa.
Fase V: Programación de las curvas de protecciones eléctricas del circuito
Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.
Fase VI: Programación las curvas de protecciones eléctricas del circuito
Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA.
Fase VII: Realización de las propuestas para las mejoras en el sistema de
protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Metropolitano
de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
164
Fase VIII: Elaboración de las propuestas para las mejoras en el sistema de
protecciones eléctricas del reconectador marca NOJA del circuito Guasimal de la
Subestación Eléctrica Móvil la Morita.
165
CAPÍTULO V
ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS
CIRCUITOS METROPOLITANO Y GUASIMAL
5.1 Descripción de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
La Subestación Eléctrica Móvil La Morita se encuentra ubicada en el Estado
Aragua y pertenece a la red eléctrica de CORPOELEC, alimenta el sur de Maracay a
través de sus circuitos Metropolitano y Guasimal.
La Subestación Eléctrica Móvil La Morita cuenta en la actualidad con un
transformador de potencia, el cual es una unidad móvil que posee las
especificaciones mostradas en la tabla 5.1.
Tabla 5.1 Especificaciones del transformador de potencia de la S/E Eléctrica
Móvil La Morita
Marca ABB
Voltaje [kV] 115 /13,8 KV
Conexión YN - YN
Potencia [MVA] 30
Impedancia [%] 9,4
Aislamiento Aceite
Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
166
5.2 Estudio de Flujo de Carga y Cortocircuito en Subestación Eléctrica Móvil
La Morita
Para diseñar la coordinación de protección de un sistema eléctrico es necesario
conocer, tanto sus condiciones de operación, como su comportamiento bajo la
presencia de fallas.
Por ende se requiere realizar los estudios de flujo de carga y de cortocircuito del
sistema, ya que con el estudio de flujo de carga se podrá conocer el estado del sistema
actual con la carga conectada, y con el estudio de cortocircuito se conocerán los
posibles niveles de corrientes de falla que podrían ocurrir en el sistema.
5.2.1 Diagrama Unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
El diagrama unifilar de la subestación consta de una barra de potencia infinita de
115 kV, que alimenta a un transformador móvil de 30 MVA conexión YN - YN,
protegido por un disyuntor de potencia. El transformador va conectado a la barra de
13,8 Kv; de la cual se conectan los circuitos de distribución llamados Metropolitano y
Guasimal respectivamente, cada uno de los circuitos nombrados anteriormente son
representados en el diagrama unifilar como una carga conectada a la barra 13,8 kV.
El diagrama unifilar se muestra en la figura 5.1.
167
Barra 115 KV
Conexión YN-YN
Z=9,94 %
Circuito Guasimal
Circuito Metropolitano
Potencia Aparente 30 MVA
Barra 13,8 kV
Figura 5.1 Diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
5.2.2 Diagrama Unifilar Simulado en Electrical Transient Analyzer Program –
ETAP 6.00 de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
Electrical Transient Analyzer Program – ETAP 6.00, es un software para el
cálculo de parámetros eléctricos, que permite conocer los niveles de las corrientes
de cortocircuito, el análisis de flujo de carga, entre otros valores de interés de las
redes eléctricas, a través de la simulación del diagrama unifilar del circuito que se
desee analizar.
Es por ello que se muestra el diagrama unifilar de la Subestación Eléctrica
Móvil La Morita realizado en ETAP 6.00en la figura 5.2, que posteriormente será
168
utilizado para trabajar en el software y hallar los valores de interés que se
requieran para el estudio del sistema.
Figura 5.2 Diagrama unifilar simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil
la Morita
Al igual que el diagrama unifilar de la figura 5.1 este muestra una fuente que
alimenta una barra de 115 kV a la cual va conectado un transformador de 30 MVA
cuya relación de transformación es de 115/13,8 kV, dicho transformador se conecta a
una barra de 13,8 kV que alimenta dos cargas, las cuales representan el circuito
Metropolitano y el circuito Guasimal, cada una con una carga estimada de 8620 kVA
aproximadamente.
5.2.3 Estudio de Flujo de Carga con el Software ETAP 6.00 (Electrical
Transient Analyzer Program) de la Subestación Eléctrica Móvil La
Morita
El estudio de flujo de carga se realiza con la finalidad de conocer los valores de
trabajo en condiciones normales del sistema. Estos valores varían dependiendo de la
hora del día que se midan y la cantidad de carga que esté conectada para ese
momento.
169
Por ende, los valores que se mostrarán a continuación tendrán asociados a si, un
margen de variabilidad.
Figura 5.3. Diagrama Unifilar Simulado en ETAP 6.00 de la subestación Eléctrica Móvil
la Morita con el estudio de flujo de carga
La tabla 5.2 muestra los resultados del estudio de flujo de carga en las barras
presentes en el sistema, arrojados por la herramienta computacional ETAP 6.00.
Tabla 5.2 Resultados obtenidos del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica
Móvil la Morita obtenido con el software ETAP 6.00
Bus 1 Bus 2
Voltaje % Magnitud Ángulo % Magnitud Ángulo
100 0 99,84 -2,8
Generación MW MVAR MW MVAR
14703 8064 0 0
Carga MW MVAR MW MVAR
0 0 14664 7033
Flujo de carga MW MVAR MW MVAR
14703 8064 -14,664 -7,033
99.84 %
170
5.2.4 Estudio de Cortocircuito de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
El estudio de las Icc 3∅ y 1∅de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita será
realizado utilizando varias herramientas para así facilitar su cálculo y mostrar los
resultados más exactos posibles.
Primero se mostrarán los valores de cortocircuito en la barra de 115 kV de la
subestación, suministrados por la Unidad de Planificación de CORPOELEC. Estos
valores de cortocircuito fueron medidos en la barra 115 kV, utilizando la herramienta
computacional Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía Eléctrica
- PADEE 2012. Dichos valores se muestran a continuación en la tabla 5.3.
Tabla 5.3 Niveles de Corriente de Cortocircuito en la Barra de 115 kV de la Subestación.
Resultados obtenidos mediante el empleo del software PADEE 2012
Cortocircuito en la Barra 115 kV
Trifásico
(3∅)
Monofásico
(1∅)
Potencia aparente [ ] 1964.11 478.23
Corriente de cortocircuito [ ] 9861 7203
Voltaje en (p.u.) 1 1
Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
Luego tomando en cuenta las características del transformador móvil de la
subestación, específicamente su relación de transformación, se procederá a realizar el
estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV mediante la herramienta computacional
ETAP 6.00, la cual será implementada para calcular a través de un diagrama unifilar
las corrientes de cortocircuito trifásica y monofásica, dichos valores de corriente se
muestran a continuación en la tabla 5.4.
171
Tabla 5.4 Resultados obtenidos para el estudio de cortocircuito en la barra 13.8 kV
mediante la herramienta computacional ETAP 6.00
Cortocircuito en la Barra 13,8 kV
Trifásico
(3∅)
Monofásico
(1∅)
Corriente de Cortocircuito [ ] 10.927,4995 7.741,31283
5.2.4.1 Verificación de los Niveles de Cortocircuito en la Barra 13,8 kV
La verificación de los valores de las ICC se realizará implantando métodos de
cálculos numéricos diseñados para tal fin, como lo son método de cálculo fallas
simétricas para calcular la ∅
, y el método de la componentes simétricas para
calcular la ∅
.
Para realizar estos cálculos se cuentan con los datos nominales del sistema de la
subestación, y las bases que se seleccionaran de acuerdo a las necesidades, estos
valores se presentan en la siguiente tabla:
Tabla 5.5 Datos nominales de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
Datos
Potencia Aparente base [ ] 30
Voltaje base (lado de alta tensión) [ ] 115
Voltaje base (lado de alta tensión) [ ] 13,8
Potencia aparente [ ] – Trifásica en barra 115 KV 1964,11
Potencia aparente [ ] – Monofásica en barra 115 KV 478,23
Fuente: Departamento de Planificación CORPOELEC
172
5.2.4.1.1 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 3∅ en la Barra de 13,8 kV
Como se explicó en el CÁPITULO V, las ∅
ocurren ocasionalmente, pero su
estudio es fundamental, ya que da una idea bastante amplia del comportamiento del
sistema y los daños causados en presencia de una falla, ya que generalmente el valor
de este tipo de ICC es el valor más elevado que podría ocurrir en el sistema.
Vpf +
Zred
Ztransf.
Figura 5.4. Circuito equivalente utilizado para el cálculo de la ∅
( )
∅
( )
(5.1)
(
)
( )
(5.2)
(5.3)
173
(
)
(
)
(5.4)
(
)
( )
(5.5)
(5.6)
√
√ (5.7)
√
√ (5.8)
∅
(
)
∅
(5.9)
∅
∅
(5.10)
5.2.4.1.2 Cálculo de la Corriente de Cortocircuito 1∅ en la Barra de 13,8 kV por
el Método de la Compontes Simétricas (conexión YN – YN )
174
El cálculo de la ICC por el método de las componentes simétricas fué explicado
en el capítulo V, que básicamente consiste en determinar las impedancias del circuito
equivalente de Thevenin del sistema de secuencias positivas, negativas y cero en el
punto donde ocurre la falla shunt, y con dichos valores encontrar la ∅
Con los datos obtenidos de las corrientes de falla en la barra de 115 kV se calculan
las impedancias de secuencia vistas hacia la fuente (sistema externo) en p.u. Para
cada una de las secuencias de las redes se forma un circuito equivalente, llamados
diagrama de secuencia positiva (figura 5.5), diagrama de secuencia negativa (figura
5.6) y diagrama de secuencia cero (figura 5.6). Estos tres diagramas se unen en uno
solo (figura 5.8), que representa el equivalente 1∅ del diagrama de secuencias para el
cálculo de la ∅
Vpf +
Z(1)+
V(1)
-
Figura 5.5 Diagrama de secuencia positiva de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
Z(2)/Z(0)
+
V(2)/V(0)
-
Figura 5.6 Diagrama de secuencia negativa y cero
175
Vpf
Z(1)
Z(2)
Z(0)
+V(1)
-
+V(2)
-
+V(0)
-
Figura 5.7 Circuito equivalente de la Subestación Eléctrica Móvil La Morita aplicando el
método de las compomentes simétricas
( )
∅
( )
(5.11)
(5.12)
( )
( ) ( ) (
) (5.13)
176
∅
( ( )
( ) ( ))
∅
(5.14)
∅
∅
(5.15)
Con los resultados obtenidos en 5.1, 5.2, 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, 5.10, 5.11,
5.12, 5.13, 5.14 y 5.15 respectivamente, se obtuvieron los resultados mostrados en la
tabla 5.6, para la verificación de los niveles de cortocircuito en la barra 13,8 kV.
Tabla 5.6 Resultados obtenidos para el cálculo de la ∅
y la ∅
Resultados Obtenidos
Sistema
[ ] 9,94
[ ] 440,83333
[ ] 6,348
[A] 150,61
[A] 1255,10928
Corrientes de Cortocircuito
Cortocircuito 3∅ Cortocircuito 1∅
6,7333296
27,654
0,01527
0,0627313
0,9984 | ( )| |
( )| | ( )| 0,162131322
| ∅
| 8,70642 | ∅
| 6,157971
| ∅
| [ ] 10.927,5084 | ∅
| [ ] 7.728,92
177
Tabla 5.7 Comparación de los resultados obtenidos con ETAP 6.0 y los calculados para
la ∅
y la ∅
Resultados
obtenidos con la
ETAP 6.00
Resultados obtenidos
empleando los
cálculos
Error
∅
[ ] 10.944,9 10.927,5084 0,1589
∅
[ ] 7.739,7 7.728,92 0,1392
Los resultados obtenidos mediante el empleo de la herramienta ETAP 6.00 y los
obtenidos aplicando los métodos numéricos para el cálculo de las corrientes de
cortocircuito en el sistema son bastante aproximados, por ende se verifican los
valores de cortocircuitos obtenidos mediante los cálculos.
5.3 Cálculo de las ICC de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes
a la Subestación Eléctrica Móvil La Morita
Necesariamente para realizar la coordinación de protecciones se deben conocer los
valores de cortocircuitos posibles que podrán ocurrir en presencia de cualquier
anormalidad en el sistema. Es por ello que se realizará un estudio de cortocircuito
para los circuitos Metropolitano y Guasimal.
5.3.1 Cálculo de las ICC del Circuito Metropolitano a través de la Herramienta
Computacional ETAP 6.00
Para conocer los valores de la ICC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la
herramienta computacional ETAP 6.00
178
5.3.1.1 Diagrama Unifilar del Circuito Metropolitano y Simplificación
Para obtener el diagrama unifilar del circuito Metropolitano se utilizó como
referencia el plano unifilar del mismo suministrado por el departamento de
Planificación de CORPOELEC zona Aragua, (ver anexo 25).
El diagrama unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE,
norma 60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.8, en esta
figura se muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.
179
S/ELA
MORITA
3x50
3x25
3x15
3x15
3x37.5
1x15+2x25
3x15
1x500
1x225
3x15
2x25+1x37.5
3x25
3x25
3x253x25
1x37.5+2x25
3x25
3x15
3x15
3x37.5
3x25
3x37.5
3x50
3x1003x100
3x167.5
3x75
3x253x25
3x25
3x25
3x15
3x25
1x500
3x25
3x253x37.5
3x25
3x15
3x15
3x15
1x5003x75
3x15
3x10
3x15
1x15
3x25
3x25
1x25
1x25
1x252x75
1x75
1x25
1x25
1x15
1x37.5
1x37.5
1x15
3x15
1x251x50
2x50
3x25
1x37.51x37.5
1x15
1x25
1x50
1x10
3x37.5
1x153x37.5
3x25
1x501x37.5
3x50
3x37.5
1x502x15
2x37.5
3x25
1x50
3x37.5
1x37.5
3x37.5
3x253x37.5
3x37.5
3x253x253x25
3x25
1x10
3x37.5
3x50
3x50
3x37.5
3x50
3x37.5
3x37.5
3x37.5
3x37.5
1x50+2x37.53x37.5
3x50
3x25
3x503x25
3x37.5
3x37.5
3x50
3x25
3x37.5
3x50
3x15
3x37.5
3x37.5
1x37.5+2x50
1x300
1x500
1x15
3x50
3x167.5
1x50
3x37.5
Figura 5.8: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87. (Ver anexo 5)
180
En la figura 5.9 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del
circuito Metropolitano, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con
sus nodos debidamente identificados.
Esto se logró luego de haber construido el diagrama unifilar del circuito
Metropolitano, se procedió a realizar la simplificación del circuito, la cual se hizo
posible al hallar la carga equivalente para cada derivación, la cual se obtuvo de la
siguiente manera:
o Sumando todas las cargas que se encontraron en cada una de las derivaciones del
circuito
También se procedió a enumerar los nodos del circuito y ordenarlos de la manera
más cómoda, para poder ingresar los datos como los exige el software ETAP 6.00
para así hallar los valores de las ICC3∅ y 1∅del circuito Metropolitano.
Todo lo anterior se resume y presenta en la figura 5.9.
181
37.5 kVA
425 kVA
150 kVA
125 kVA
15 kVA
75 kVA
50 kVA
150 kVA
787.5 kVA
225 kVA
112.5 kVA
150 kVA
150 kVA
307,5 kVA
250 kVA
112.5 kVA
S/ELA
MORITA
150kVA
75kVA
45kVA
45 kVA
112,5kVA
290 kVA45 kVA
502,5kVA
25 kVA45 kVA
157,5 kVA
37,5 kVA
150 kVA
112.5 kVA
112.5 kVA
187,5 kVA10 kVA
112.5 kVA
50 kVA
50 kVA75 kVA
300 kVA112.5 kVA
37,5 kVA
150KVA
112.5 kVA
150 kVA
112.5 kVA
75 kVA
0
4
2
596
6
7
8
9 92
424346
47
48
49
50
51
523029
53
5455
56
57
58606132
100
62
63
64
9365
66
67
68 6970
71
7273
74
75
76
77
31
5910580
82
83
84858687
88
89
9091
101
45kVA3
4
550 kVA
112.5 kVA
307,5 kVA
10830 kVA
75 kVA75 kVA
420 kVA
1772,5 kVA
45KVA
402,5 kVA
300 kVA
75 kVA
45 kVA
45 kVA
500KVA
1011
12
13
14
15
16
17
9718
19
20
2199
22
23
242526
27
28
3637
38
39
40
41
15 kVA
15 kVA
44
45
Figura 5.9: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos
182
5.3.1.2 Parámetros del Circuito Metropolitano
La tabla 5.8 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios para
el cálculo de las ICC 3∅ y 1∅ con el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el
valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia
de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.
183
.
Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
0 1 0,078 0,080 0,182 350,3 24 25 0,039 0,027 0,057 197,5
1 2 0,022 0,012 0,024 347,0 25 26 0,023 0,012 0,025 195,7
2 3 0,034 0,018 0,036 1,0 26 27 0,157 0,082 0,175 9,7
2 4 0,052 0,010 0,020 11,3 26 28 0,031 0,016 0,034 41,1
2 5 0,081 0,042 0,090 334,6 26 36 0,213 0,110 0,237 144,8
5 96 0,050 0,026 0,055 2,6 36 37 0,106 0,055 0,117 143,8
5 6 0,054 0,028 0,059 332,0 37 38 0,143 0,074 0,158 0,4
6 7 0,044 0,023 0,048 330,3 37 39 0,385 0,199 0,427 143,5
7 8 0,042 0,022 0,046 329,3 39 40 0,062 0,031 0,066 9,5
8 9 0,064 0,034 0,071 328,3 39 41 0,222 0,116 0,245 134,0
9 92 0,014 0,021 0,050 18,1 41 42 0,088 0,049 0,106 133,1
9 10 0,010 0,015 0,035 310,2 42 43 0,006 0,009 0,021 132,5
10 11 0,039 0,031 0,073 309,2 43 44 0,009 0,013 0,030 131,4
11 12 0,053 0,037 0,082 12,6 44 45 0,113 0,062 0,132 0,4
11 13 0,040 0,059 0,140 296,6 44 46 0,006 0,009 0,021 131,1
13 14 0,076 0,039 0,084 6,9 46 47 0,025 0,037 0,087 3,6
13 15 0,036 0,054 0,127 289,7 46 48 0,029 0,043 0,102 127,5
15 16 0,022 0,033 0,079 1,0 48 49 0,055 0,082 0,199 10,1
15 17 0,015 0,022 0,050 1,0 48 50 0,008 0,012 0,028 117,5
15 97 0,016 0,023 0,055 287,6 50 51 0,017 0,025 0,058 113,4
97 18 0,031 0,046 0,110 285,0 50 52 0,002 0,003 0,031 4,1
18 19 0,038 0,056 0,132 34,6 52 29 0,010 0,013 0,118 3,7
18 20 0,013 0,017 0,041 1,7 52 30 0,009 0,012 0,103 0,4
18 21 0,022 0,033 0,077 248,6 51 53 0,044 0,065 0,155 109,5
21 22 0,020 0,020 0,045 7,1 53 54 0,023 0,034 0,081 108,3
99 23 0,007 0,010 0,022 42,3 54 55 0,016 0,025 0,058 107,4
21 99 0,004 0,007 0,015 241,5 55 56 0,089 0,050 0,108 3,6
184
Continuación Tabla 5.8 Parámetros del Circuito Metropolitano (Continuación)
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
55 57 0,086 0,127 0,298 103,9 73 74 0,028 0,034 0,074 1,8
57 58 0,065 0,078 0,172 101,2 73 75 0,022 0,026 0,058 16,0
58 31 0,003 0,004 0,008 71,7 75 76 0,243 0,043 0,094 6,0
58 105 0,014 0,016 0,033 28,3 75 77 0,112 0,104 0,225 7,4
31 60 0,038 0,045 0,099 71,0 75 78 0,008 0,010 0,021 2,7
60 61 0,006 0,007 0,015 68,3 105 80 0,038 0,045 0,099 71,0
61 32 0,007 0,008 0,018 66,5 105 59 0,013 0,065 0,035 19,9
32 62 0,050 0,068 0,159 63,9 105 82 0,054 0,065 0,051 19,9
62 63 0,029 0,044 0,103 60,3 82 83 0,107 0,127 0,279 17,2
63 64 0,049 0,073 0,174 57,6 83 84 0,018 0,021 0,046 14,6
64 93 0,011 0,016 0,037 54,0 84 101 0,028 0,034 0,017 1,8
93 65 0,059 0,050 0,107 5,4 84 85 0,015 0,018 0,040 11,0
93 66 0,079 0,045 0,097 2,7 85 86 0,138 0,075 0,152 15,9
93 67 0,062 0,079 0,179 45,9 86 95 0,018 0,009 0,019 4,5
67 68 0,009 0,010 0,022 43,3 86 87 0,149 0,081 0,165 8,2
68 69 0,074 0,061 0,130 3,0 87 88 0,026 0,014 0,029 0,4
68 70 0,024 0,029 0,063 40,3 87 89 0,040 0,022 0,044 7,8
70 71 0,023 0,028 0,061 18,8 89 90 0,028 0,022 0,046 0,9
70 72 0,030 0,036 0,078 21,4 89 91 0,074 0,058 0,119 3,6
72 73 0,021 0,025 0,056 17,8 99 24 0,023 0,033 0,078 199,2
32 100 0,111 0,132 0,290 2,7
185
5.3.1.3 Resultados Obtenidos Para las ICC del Circuito Metropolitano en ETAP
6.00
Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.8,
las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Metropolitano, como
lo son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva
distancia.
Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de
distribución del circuito Metropolitano, se procedió a simular las fallas de
cortocircuito en cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el
estudio de cortocircuito el programa ETAP 6.00 proporcionó los resultados
mostrados a continuación en la tabla 5.9.
186
Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ] Falla-Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ]
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ] 0 11 7,7 99 5,8 4,8 53 2,9 2,7
1 9,8 7,1 23 5,8 4,8 54 2,9 2,7
2 9,6 7,1 24 5,6 4,7 55 2,8 2,6
3 9,3 6,9 25 5,4 4,6 56 2,8 2,6
4 9,4 6,9 26 5,4 4,5 57 2,7 2,5
5 9.0 6,0 27 4,9 4,2 58 2,6 2,4
96 8,6 6,5 28 5,3 4,5 31 2,6 2,4
6 8,6 6,5 36 4,7 4,1 60 2,6 2,4
7 8,2 6,5 37 4,4 3,9 61 2,6 2,4
8 8,0 6,2 38 4,1 3,6 32 2,5 2,4
9 7,5 5,9 39 3,6 3,3 100 2,4 2,2
92 7,4 5,8 40 3,5 3,2 62 2,5 2,3
10 7,4 5,9 41 3,3 2,0 63 2,4 2,3
11 7,1 5,7 42 3,2 2,9 64 2,4 2,2
12 6,8 5,5 43 3,2 2,9 93 2,4 2,2
13 6,7 5,4 44 3,1 2,9 65 2,4 2,2
14 6,3 5,2 45 3,1 2,9 66 2,3 2,2
15 6,4 5,2 46 3,1 2,9 67 2,3 2,2
16 6,2 5,1 47 3,1 2,9 68 2,3 2,1
17 6,2 5,1 48 3,1 2,8 69 2,3 2,1
97 6,2 5,1 49 2,9 2,7 70 2,3 2,1
18 6,0 4,9 50 3,0 2,8 71 2,2 2,1
19 5,7 4,7 51 3,0 2,8 72 2,2 2,1
20 5,9 4,9 52 3,0 2,8 73 2,2 2,1
21 5,8 4,8 29 3,0 2,8 74 2,2 2,0
22 5,8 4,7 30 3,0 2,8 75 2,2 2,1
187
Tabla 5.9: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Metropolitano (Continuación)
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ]
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ]
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ] 76 2,1 2,0 82 2,5 2,3 95 2,2 2,1
77 2,1 2,0 83 2,5 2,3 87 2,2 2,0
78 2,2 2,1 84 2,4 2,2 88 2,1 2,0
105 2,6 2,4 102 2,3 2,2 89 2,1 2,0
59 2,6 2,4 85 2,4 2,2 90 2,1 2,0
80 2,5 2,4 86 2,3 2,1 91 2,1 2,0
188
5.3.2 Cálculo de las ICC del Circuito Guasimal a Través de la Herramienta
Computacional ETAP 6.00
Para conocer los valores de la ICC 3ϕ y 1ϕ del circuito Metropolitano se utilizara la
herramienta computacional ETAP 6.00
5.3.2.1 Diagrama Unifilar del Circuito Guasimal y Simplificación
Al igual que con el circuito Metropolitano, para obtener el diagrama unifilar del
circuito Guasimal se utilizó como referencia el plano unifilar del mismo suministrado
por el departamento de Planificación de CORPOELEC. (Ver anexo 25).
El diagrama unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma
60 – 87 (ver anexo 5), se presenta a continuación en la figura 5.10, en esta figura se
muestra el circuito con sus respectivas cargas conectadas.
189
1×15
S/ELA
MORITA
3×15
3×50
3×167.5
3×25
3×25
3×25
3×37.5
3×15
3×253×25
3×25 1×37.5 + 1×50 +1×75
3×15
3×25 3×37.5
3×25
3×100
3×100
3×15
3×10
3×25
3×167.5
3×10
3×25
3×25
3×25
3×37.5
3×15
3×37.5
1×300
3×25
3×37.53×15
3×37.5
3×50
3×167.5
3×25
3×37.53×50
3×10
3×25
3×25
3×37.5
3×37.5
3×25
3×153×15
3×25
3×153×75
3×37.5
3×37.5
3×37.5
3×25
3×167.5
1×15
3×15
3×10
3×15
3×15
3×25
3×50
3×50
1×25
1×75
1×25
1×25
1×25
1×25
3×25
3×37.5
3×25
3×25
3×25
3×25
3×37.5
3×500
1×500
1×500
3×50
1×300
1×1000
1×1000
3×167.5 + 3×50
3×50
3×167.5
3×253×25
1×25
3×25 3×251×15
1×153×75
3×50
2×37.5+1×50
3×37.5
3×37.5
3×37.5
3×37.5
1×37.5
1×37.5
3×37.5
3×15
3×25
3×100
3×167.5
3×37.5
3×15
3×37.5
3×37.5 3×25
Figura 5.10. Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87
190
En la figura 5.11 se presenta a continuación, de nuevo el diagrama unifilar del
circuito Guasimal, pero esta vez simplificado en sus derivaciones laterales y con sus
nodos debidamente identificados.
Como ocurrió con el circuito Metropolitano, se realizaron las simplificaciones
pertinentes en cada una de las derivaciones laterales, siguiéndose el mismo
procedimiento, y con ello se logró representa una carga equivalente para cada
derivación.
191
S/ELA
MORITA
150 kVA
502.5 kVA
1500 kVA
150 kVA
195 kVA
72.5 kVA
275 kVA
45 kVA
502.5 kVA
150 kVA
315 kVA
112.5 kVA
37.5 kVA
75 KVA
75 kVA
187.5 kVA
112.5 kVA
387.5 kVA
687.5 kVA
1560 kVA
337.5 kVA
30 kVA
150 kVA
1045 kVA
112.5 kVA
1000 kVA
300 kVA 600 kVA
1117.5 kVA
75 kVA
75 kVA
225 kVA
75 kVA
847.5 kVA
502.5 kVA
15 kVA
2002.5 kVA
45 kVA
75 kVA
45 kVA
300 kVA
100 kVA
50 kVA
50 kVA
75 kVA
525 kVA
502.5 kVA
15 kVA
15 kVA
450 kVA
300 kVA
15161718
192223
24 14 13 12 1120
21
8
7
6
5
10
30
31
32
33
34
37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849
50 51 52 53 54 55 56
58
64
6566
70
71
72
73
74
75
76
77
7980
81
82
83
84
67
2
3
59 4
62
61
60
10
75 KVA
6968
63 9
7835
25
3629
25
28
27
26
Figura 5.11: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87 simplificado y con la numeración de sus nodos
192
5.3.2.2 Parámetros del Circuito Guasimal
La tabla 5.10 que se presenta a continuación muestra los parámetros necesarios
para el cálculo de la ICC 3∅ y 1∅ en el software ETAP 6.00, estos parámetros son: el
valor de las impedancias de las líneas de distribución entre nodo y nodo, la distancia
de dichas líneas y la corriente que circula por las mismas.
193
Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
0 1-A 0,001 0,002 0,016 350,1 26 27 0,027 0,040 0,095 4,7
0 1-B 0,001 0.001 0,007 350,1 27 28 0,005 0,008 0,018 0,0
1 2 0,063 0.094 0,219 350,1 25 29 0,077 0,040 0,085 1,9
2 3 0,116 0,1721 0,408 350,1 29 30 0,009 0,014 0,033 4,7
3 4 0,003 0,004 0,009 349,5 30 31 0,001 0,002 0,003 4,6
4 5 0,132 0,0741 0,160 8,0 31 32 0,004 0,007 0,015 167,3
5 6 0,018 0,026 0,062 3,1 32 33 0,003 0,004 0,008 162,6
6 7 0,013 0,019 0,046 6,1 33 34 0,001 0,001 0,002 1,9
7 8 0,004 0,005 0,012 6,1 34 35 0,002 0,003 0,070 159,5
8 9 0,042 0,0621 0,146 335,4 29 36 0,023 0,035 0,082 85,2
9 10 0,031 0,047 0,111 266,3 36 37 0,005 0,008 0,019 2,1
10 11 0,030 0,045 0,105 236,3 37 38 0,049 0,024 0,052 0,0
11 12 0,001 0,002 0,003 12,4 38 39 0,037 0,013 0,025 23,7
12 13 0,021 0,031 0,074 20,8 39 40 0,108 0,037 0,072 23,7
13 14 0,012 0,018 0,042 213,6 40 41 0,012 0,018 0,041 23,7
14 15 0,027 0,041 0,097 12,4 41 42 0,171 0,063 0,127 5,2
15 16 0,007 0,011 0,025 12,4 42 43 0,128 0,044 0,086 0,0
16 17 0,035 0,052 0,123 4,7 43 44 0,107 0,037 0,072 5,2
17 18 0,007 0,011 0,025 4,7 44 45 0,022 0,008 0,015 0,0
18 19 0,003 0,005 0,011 4,7 45 46 0,109 0,037 0,073 3,1
19 20 0,0823 0,123 0,290 4,7 46 47 0,003 0,001 0,001 5,0
20 21 0,269 0,092 0,180 30,5 47 48 0,041 0,014 0,027 0,0
21 22 0,054 0,018 0,036 3,1 48 49 0,301 0,103 0,202 5,2
22 23 0,025 0,008 0,016 18,0 49 50 0,143 0,049 0,096 5,0
23 24 0,018 0,006 0,011 18,7 50 51 0,041 0,014 0,027 3,1
10 25 0,058 0,088 0,205 248,8 51 52 0,043 0,015 0,028 3,1
25 26 0,036 0,054 0,127 162,6 52 53 0,003 0,001 0,002 0,0
194
Tabla 5.10 Parámetros del Circuito Guasimal (Continuación)
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Nodo Nodo Resistencia Reactancia Distancia Corriente
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
Inicial Final [ ] [ ] [km] [A]
53 54 0,035 0,012 0,022 5,0 20 70 0,024 0,036 0,084 3,1
54 55 0,022 0,008 0,015 5,0 26 71 0,004 0,006 0,014 7,8
55 56 0,005 0,002 0,003 3,1 27 72 0,267 0,144 0,311 23,7
3 58 0,089 0,045 0,098 4,9 28 73 0,385 0,159 0,327 104,8
4 59 0.040 0,061 0,142 255 30 74 0,045 0,066 0,155 53,9
6 60 0.005 0,007 0,016 11,3 32 75 0,015 0,021 0,005 30,5
7 61 0,002 0,003 0,007 0,0 33 76 0,022 0,033 0,077 126,7
8 62 0,008 0,011 0,026 248,8 34 77 0,023 0,034 0,078 19,6
9 63 0,005 0,008 0,018 61,5 35 78 0,028 0,042 0,100 18,8
11 64 0,009 0,013 0,027 147 36 79 0,875 0,300 0,587 23,7
12 65 0,018 0,027 0,063 13,1 37 80 0,091 0,265 0,178 23,7
14 66 0,011 0,016 0,037 4,6 38 81 0,008 0,024 0,015 2,1
15 67 0,007 0,011 0,025 4,6 39 82 0,171 0,059 0,115 0,0
16 68 0,026 0,040 0,093 159,2 40 83 0,069 0,024 0,046 3,1
19 69 0,007 0,011 0,025 30,5 41 84 0,090 0,031 0,060 0,0
195
5.3.2.3 Resultados Obtenidos para las ICC del Circuito Guasimal en Etap 6.00
Para cada línea de distribución se introdujeron los datos mostrados en la tabla 5.10;
las cuales detallan las características de cada nodo del circuito Guasimal, como lo
son la impedancia de las líneas de transmisión entre nodo y nodo y su respectiva
distancia.
Luego de haber introducido los datos de cada elemento del sistema eléctrico de
distribución del circuito Guasimal, se procedió a simular las fallas de cortocircuito en
cada nodo a lo largo del circuito Metropolitano. Tras simular el estudio de
cortocircuito el programa ETAP 6.00 proporcionó los resultados mostrados a
continuación en la tabla 5.11.
196
Tabla 5.11: Corrientes de cortocircuito obtenidas con el programa ETAP 6.00, para cada nodo del circuito Guasimal
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ]
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ]
Falla-
Nodo
Corriente
Trifásica
[ ]
Corriente
Monofásica
[ ] 1-A 4,3 3,0 28 5,5 4,6 56 2,9 2,7
1-B 6,8 4,8 29 5,7 4,7 58 7,9 6,1
2 10,7 7,6 30 5,6 4,7 59 7,9 6,1
3 8,5 6,5 31 5,6 4,7 60 7,3 5,8
4 8,5 6,4 32 5,6 4,6 61 7,2 5,7
5 7,6 6,0 33 5,5 4,6 62 7,1 5,6
6 7,4 5,8 34 5,5 4,6 63 6,7 5,4
7 7,2 5,7 35 5,4 4,6 64 6,1 5,0
8 7,2 5,7 36 5,5 4,6 65 6,0 5,0
9 6,7 5,4 37 5,5 4,6 66 5,8 4,8
10 6,4 5,2 38 5,3 4,5 67 5,6 4,7
11 6,2 5,1 39 5,2 4,4 68 5,5 4,6
12 6,2 5,1 40 4,9 4,2 69 5,3 4,5
13 6,0 4,9 41 4,9 4,2 70 4,7 4,1
14 5,9 4,9 42 4,5 3,9 71 5,6 4,7
15 5,7 4,7 43 4,2 3,7 72 4,7 4,0
16 5,6 4,7 44 4,0 3,6 73 4,4 3,9
17 5,4 4,5 45 4,0 3,5 74 5,3 4,5
18 5,4 4,5 46 3,8 3,4 75 5,5 4,6
19 5,3 4,5 47 3,8 3,4 76 5,4 4,5
20 4,9 4,2 48 3,7 3,3 77 5,4 4,5
21 4,3 3,8 49 3,3 3,0 78 5,2 4,4
22 4,2 3,7 50 3,1 2,9 79 3,6 3,3
23 4,2 3,7 51 3,1 2,8 80 4,8 4,1
24 4,1 3,6 52 3,0 2,8 81 5,2 4,4
25 5,9 4,9 53 3,0 2,8 82 4,8 4,1
26 5,7 4,7 54 3,0 2,8 83 4,8 4,1
27 5,5 4,6 55 2,9 2,7 84 4,7 4,0
197
CAPÍTULO VI
COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE LA SUBESTACIÓN
ELÉCTRICA MÓVIL LA MORITA Y SUS CIRCUITOS METROPOLITANO
Y GUASIMAL (PROPUESTA)
6.1 Estado Actual del Sistema de Protecciones y sus Equipos
Barra 115 KV
Barra 13.8 KV
Circuito Guasimal
Circuito Metropolitano
Transformador Movil 30 MVA
Yn - Yn
Interruptor Principal
Carga Conectada
Figura 6.1: Componentes del sistema de la S/E La Morita
El sistema eléctrico de la Subestación Eléctrica Móvil la Morita como ya se ha
descrito anteriormente y como se muestra en la figura 6.1 consta de una móvil de 30
198
MVA que alimenta a una carga conformada por dos circuitos, Metropolitano y
Guasimal, además de un dispositivo de protección instalado a la salida del
transformador móvil para protegerlo, este dispositivo se trata de un disyuntor o
interruptor principal que tiene asociado un relé de protección por sobrecorriente.
Todos estos componentes se describirán a continuación:
6.1.1 Transformador Móvil
Tabla 6.1: Características del transformador móvil de la S/E La Morita
Marca ABB
Potencia nominal 30MVA con 1 intercambiador de calor en operación
36MVA con 2 intercambiadores de calor en operación
Relación de tensión 115kV/13,8Kv
Conexión YNyn0
Aislamiento Aceite
Impedancia 9,94%
Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC
6.1.2 Interruptor Principal (Relé)
Tabla 6.2: Características del interruptor (relé) principal
Marca GEC Alsthom
Modelo CDG 64
RTC 1200/5
Fuente: Departamento de Transmisión de CORPOELC
199
6.1.3 Carga Conectada
Tabla 6.3: Carga conectada a la móvil de la S/E La Morita
Circuito Metropolitano Circuito Guasimal
Potencia Aparente[ ] 8625 8619
Potencia Activa [ ] 7757 7750
Potencia Reactiva [ ] 3770 3773
Corriente [ ]
√
√
√
√
6.2 Propuesta para la Coordinación de Protecciones de los Circuitos
Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La Morita.
Se plantea la incorporación al circuito de la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus
circuitos Metropolitano y Guasimal, de un sistema de protecciones coordinado,
conformado por un reconectador automático marca NOJA Power para cada uno de
los circuitos, el cual actuará como dispositivo de respaldo de los cortacircuitos
fusibles, que se instalaran sobre las derivaciones (laterales) del alimentador aéreo de
alta tensión con más carga conectada.
Lo que se busca con la incorporación al sistema del dispositivo de recierre
automático como protección de respaldo contra fallas temporales, es evitar
desconexiones innecesarias, las cuales ocurren constantemente, debido a que solo se
cuenta con un único medio de protección, el cual es el interruptor principal. Si ocurre
una falla a lo largo del sistema eléctrico, este interruptor opera, y desenergiza
200
automáticamente los dos circuitos conectados a la S/E, sin discriminar la ubicación y
el origen de la falla.
El equipo de recierre automático o reconectador, que se propone conectar a la
salida de la S/E La Morita, es capaz de detectar una condición de falla e interrumpir
el paso de corriente, y una vez que ha transcurrido un tiempo determinado, cierra sus
contactos nuevamente, energizando el circuito protegido, y si la condición de falla
sigue presente, el restaurador repite la secuencia de cierre – apertura un número de
veces más (tres como máximo), después de la tercera operación de apertura, queda en
posición lockout (abierto definitivamente).
Según el funcionamiento anteriormente descrito, lo que se busca al instalar un
reconectador NOJA para cada uno de los circuitos, es realizar una coordinación de
protecciones conforme a los fusibles instalados a lo largo del circuito, la cual tendrá
como filosofía de protección mantener al mayor número de usuarios posibles
conectados al sistema de forma segura en presencia de una falla.
La coordinación será diseñada para que al ocurrir una falla en cualquiera de las
derivaciones laterales seleccionadas para conectar los fusibles de protección, estos
operen y despejen la falla, sacando de funcionamiento la derivación afectada. Si el
fusible no llega a despejar la falla en un tiempo previamente establecido, actuará el
reconectador, el cual será programado con una operación instantánea más tres
operaciones diferidas, al ocurrir una falla el abrirá sus contactos, y a un tiempo los
volverá a cerrar, al no ser despejada esta falla volverá a abrir sus contactos, repitiendo
el ciclo dos veces (tres operaciones diferidas).
Si para al cabo de estas tres operaciones el fusible no ha despejado la falla, el
reconectador abrirá sus contactos permanentemente, sacando de operación a todo el
circuito. También si el valor de falla llegase a ser bastante elevado, el reconectador
201
automáticamente abriría sus contactos, debido a que estará también programado para
una operación instantánea.
Cabe destacar que si la falla ocurriera en alguna de las derivaciones que no tienen
fusibles conectados, o a lo largo del troncal principal, el reconectador actuará de
inmediatos con sus tres operaciones ya definidas.
Esta filosofía de coordinación lleva por nombre “Coordinación de fallas
permanentes”.
6.3 Criterios a Considerar al Momento de Realizar la Coordinación de
Protecciones de los Circuitos Metropolitano y Guasimal Pertenecientes a
la S/E Eléctrica Móvil La Morita
i. En el sistema de distribución de la S/E Móvil La Morita la coordinación de los
dispositivos de protección debe hacerse en serie; debido a que opera en forma
radial.
ii. Cuando dos o más dispositivos de protección sean aplicados en un sistema, el
dispositivo más cercano a la falla es el dispositivo protector (en nuestro caso el
fusible), y el siguiente más cercano del lado de la alimentación es el dispositivo
"respaldo" o protegido (reconectador). Es decir, el requerimiento indispensable
para la adecuada coordinación consiste en que el dispositivo protector debe
operar y despejar la sobrecorriente antes que el dispositivo de respaldo opere al
bloqueo (reconectador).
Un ejemplo simple de coordinación, se muestra en la figura 6.2, cuando hay
una falla en el punto 1, el fusible H es el dispositivo protector y el dispositivo C
el de respaldo.
202
S/EC
H
1
Figura 6.2: Coordinación de protecciones.
Fuente: Samuel Ramírez Castaño, Protección de Sistemas Eléctricos [10]
iii. Los cortes de energía causados por fallas permanentes se deben restringir a
secciones pequeñas del sistema por tiempo más corto.
iv. Para calcular el ajuste de la protección se determina la corriente de arranque
aplicando un factor de 1.4 veces la corriente nominal, sabiendo que por
normas CADAFE, los fisibles deben tener una holgura de operación 25 – 50%
por encima de la corriente nominal.
v. Para proporcionar protección contra fallas permanentes, se instalan
cortacircuitos fusibles sobre las derivaciones (laterales) con más carga
conectada del alimentador aéreo primario.
vi. Los fusibles usados para laterales serán rateados para al menos 1,3 según
normas CADAFE (ver anexo 7) veces la carga lateral para permitir las
corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush, y retroalimentación de
emergencia.
vii. Se utilizará un dispositivo de recierre automático (reconectador) como
protección de respaldo contra fallas temporales, para así evitar muchas salidas
innecesarias que ocurren cuando se usan sólo fusibles.
viii. El intervalo de coordinación CTI será de 0.3 s entre un relé y otro, es decir el
intervalo de tiempo utilizado para el ajuste de temporizado.
203
6.4 Propuestas para los Ajustes de los Equipos de Protección en el Circuito
Metropolitano de la S/E Eléctrica Móvil La Morita.
Como ya se expuso anteriormente, se plantea que a la salida de la S/E Eléctrica
Móvil La Morita, en su circuito Metropolitano se instale un reconectador marca
NOJA Power para hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de
dicho circuito. (Ver anexo 6)
También, se sugiere la instalación fusibles en las derivaciones laterales con más
carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.3, donde se puede observar al
reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito está
representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo 5).
Luego en la figura 6.4 se presenta el diagrama unifilar del circuito Metropolitano
simplificado, en el cual se muestran los valores de ICC que serán tratados en los puntos
de interés (donde irán conectados los fusibles), y también los valores de las corrientes
de carga en condiciones normales que circularan por los ramales.
204
S/ELA
MORITA
3x50
3x25
3x15
3x15
3x37.5
1x15+2x25
3x15
1x500
1x225
3x15
2x25+1x37.5
3x25
3x25
3x253x25
1x37.5+2x25
3x25
3x15
3x15
3x37.5
3x25
3x37.5
3x50
3x1003x100
3x167.5
3x75
3x253x25
3x25
3x25
3x15
3x25
1x500
3x25
3x253x37.5
3x25
3x15
3x15
3x15
1x5003x75
3x15
3x10
3x15
1x15
3x25
3x25
1x25
1x25
1x252x75
1x75
1x25
1x25
1x15
1x37.5
1x37.5
1x15
3x15
1x251x50
2x50
3x25
1x37.51x37.5
1x15
1x25
1x50
1x10
3x37.5
1x153x37.5
3x25
1x501x37.5
3x50
3x37.5
1x502x15
2x37.5
3x25
1x50
3x37.5
1x37.5
3x37.5
3x253x37.5
3x37.5
3x253x253x25
3x25
1x10
3x37.5
3x50
3x50
3x37.5
3x50
3x37.5
3x37.5
3x37.5
3x37.5
1x50+2x37.53x37.5
3x50
3x25
3x50 3x25
3x37.5
3x37.5
3x50
3x25
3x37.5
3x50
3x15
3x37.5
3x37.5
1x37.5+2x50
1x300
1x500
1x15
3x50
3x167.5
1x50
3x37.5
R
Figura 6.3: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano según la simbología CADAFE, norma 60 – 87
205
37.5 kVA
425 kVA
150 kVA
125 kVA
15 kVA
75 kVA
50 kVA
150 kVA
787.5 kVA
225 kVA
112.5 kVA
150 kVA
150 kVA
307,5 kVA
250 kVA
112.5 kVA
S/ELA
MORITA
150kVA
75kVA
45kVA
45 kVA
112,5kVA
290 kVA45 kVA
502,5kVA
25 kVA45 kVA
157,5 kVA
37,5 kVA
150 kVA
112.5 kVA
112.5 kVA
187,5 kVA10 kVA
112.5 kVA
50 kVA
50 kVA75 kVA
300 kVA112.5 kVA
37,5 kVA
150KVA
112.5 kVA
150 kVA
112.5 kVA
75 kVA
0
4
2
596
6
7
8
9 92
424346
47
48
49
50
51
523029
53
5455
56
57
58606132
100
62
63
64
9365
66
67
68 6970
71
7273
74
75
76
77
31
5910580
82
83
84858687
88
89
9091
101
45kVA3
4
550 kVA
112.5 kVA
307,5 kVA10830 kVA
75 kVA75 kVA
420 kVA
1772,5 kVA
45KVA
402,5 kVA
75 kVA
45 kVA
45 kVA
500KVA
1011
12
13
14
15
16
17
9718
19
20
2199
2223
242526
27
28
3637
38
39
40
41
15 kVA
15 kVA
44
45
R
18,1A
7,5 kA
12,6
A
6,8 kA300 kVA
6,3 kA
6,9A34
,6A
5,7 kA
5,8 kA5,8 kA
4,9 kA
7,1A
42,3
A
9,7A9,
5A
3,5 kA
2,9 kA
10,1
A
41,1
A
5,3 kA
7,1A
2,5 kA
18,8
A
2,2 kA
Figura 6.4: Diagrama Unifilar del circuito Metropolitano simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés
206
En conclusión, el sistema de protecciones eléctricas propuesto para el circuito
Metropolitano estará conformado por:
o Un disyuntor principal con un relé que protege el transformador de la S/E
o Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.
o Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que
serán coordinados con el reconectador.
Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:
6.4.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal
Se trata de un relé conectado al interruptor principal de la S/E La Morita, que
protege al transformador móvil, (ver anexo 4), este relé fue previamente instalado por
el Departamento de Transmisión de CORPOELEC, por ende su dial y su TAP fueron
ajustados atendiendo a los requerimientos específicos de la S/E y del transformador
móvil, debido a esto los parámetros anteriormente establecidos para el
funcionamiento de este relé no se podrán modificar, lo que implica que la
coordinación deberá realizarse en función de estos valores ya establecidos para el
interruptor principal. La configuración realizada por el departamento de Transmisión
se presenta en la siguiente tabla:
Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal
Ajustes de fase Curva extremadamente inversa
Dial 0,2
Tap 4,5
Pickup 900 A
Departamento de Transmisión de CORPOELC
207
6.4.2 Ajustes para los Fusibles
Como se ha venido explicando lo que se propone es, que se coordine el interruptor
principal de la S/E La Morita con el reconectador del circuito Metropolitano, y a su
vez este reconectador con fusibles que se conectarán en las derivaciones laterales con
más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.4.
A continuación se muestra en la tabla 6.5 los valores de interés para la colocación
de dichos fusibles (ICarga y la ICC). La representación gráfica de la tabla 6.5 es la figura
6.4 anteriormente mostrada, en la cual se detalla la ICarga y la ICC para cada uno de los
nodos donde se colocará un fusible para la protección de la derivación seleccionada.
Tabla 6.5: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se conectarán
los fusibles en el circuito Metropolitano
Nodo ICarga [A]
[kA] Nodo ICarga [A]
[kA]
9 18,1 7,5 27 9,7 4,9
12 12,6 6,8 28 41,1 5,3
14 6,9 6,3 40 9,5 3,5
19 34,6 5,7 49 10,1 2,9
22 7,1 5,8 71 18,8 2,2
23 42,3 5,8 80 7,1 2,5
Los fusibles que se utilizarán será DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión
Modelo IRKV (ver anexo 8). A continuación en la tabla 6.6 se presentan los fusibles
seleccionados y sus características para cada nodo de interés.
Los fusibles que se proponen para conectarlos al circuito, serán seleccionados
luego de aplicarle un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a
la que circula en la derivación seleccionada.
Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión
innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush,
208
retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE
45-87. (Ver anexo 7).
Tabla 6.6: Características de los fusibles seleccionados del circuito Metropolitano
Corrientes de
Operación del
Circuito
Características del Fusible Seleccionado según
tabla Anexo 8
Nodo ICarga
[A]
[kA] Código DELTA IN [A] VN
[kV]
Cap. de
Ruptura
[kA]
9 18,1 7,5 IRKV123-30TI7K5 30 10/17 63
12 12,6 6,8 IRKV123-20TI7K5 20 10/17 63
14 6,9 6,3 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63
19 34,6 5,7 IRKV123-50TI7K5 50 10/17 63
22 7,1 5,8 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63
23 42,3 5,8 RKV193-10TI7K5 10 10/17 63
27 9,7 4,9 IRKV193-16TI7K5 16 10/17 63
28 41,1 5,3 RKV193-10TI7K5 10 10/17 63
40 9,5 3,5 IRKV123-16TI7K5 16 10/17 63
49 10,1 2,9 IRKV123-16TI7K5 16 10/17 63
71 18,8 2,2 IRKV123-25TI7K5 25 10/17 63
80 7,1 2,5 IRKV193-10TI7K5 10 10/17 63
6.4.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA
6.4.3.1 Ajustes del Tap
El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones
(esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC):
o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones
normales de trabajo del sistema.
o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación
bajo cualquier condición del cortocircuito.
209
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un
valor de k = 1,4:
(6.1)
(6.2)
(6.3)
Tomando el tap de 1 A se tiene:
(6.4)
(
)
(6.5)
Por lo tanto, el reconectador se ajusta con un Tap de 1 y su corriente de disparo de
1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las corrientes de
cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto no
existe ningún problema con el ajuste.
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 600/1 A
210
6.4.3.2 Ajustes del Dial
La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por
el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas
configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.
Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC
Título Designación Rango
Corriente Pickup Ip 10 – 1280A
Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15
Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1 – 5
Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s
Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s
Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s
Tiempo de Reset Ta 0 – 10s
Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.
De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado de acuerdo
al rango de valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, igualmente
al momento de escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del
reconectador debe ser menor que el dial que posee establecido el relé del interruptor
principal. Se realizaran los cálculos más adelante.
Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se
estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores
resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.
Para el Nodo 9:
i. Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.500 A, el fusible operara a 0,01s.
211
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tap 1
Dial 0.01 – 15
Entonces:
(6.6)
Donde: o TA: tiempo de apertura, 15 ciclos
o TSR: tiempo de sobre recorrido, os porque no
posee disco
o TS: tiempo de seguridad
(6.7)
(6.8)
Luego
(
)
(6.9)
Donde: o TOP: tiempo de operación del reconectador
o A, P: constantes, tabla 6.8.
o IP: corriente pickuot o tap
o ICC: corriente de cortocircuito trifásica
212
Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial
Tipo de Curva Designación A p
Extremadamente inversa EI 80 2
Muy inversa MI 13,5 1
Inversa I 0,14 0,02
Inversa de tiempo largo LTI 120 1
Fuente 19: Manual NOJA Power
(
)
(6.10)
(
)
(6.11)
En la tabla 6.9 se presentan los valores de configuración del reconectador para el
nodo 9 del circuito Metropolitano.
Tabla 6.9: Configuración para el reconectador según el
nodo 9 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,69
Tiempo de Operación [s] 0,35
Para el Nodo 12:
i. Se propone instalar un fusible de 20 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
213
Tap 1
Dial 0.01 – 15
Entonces:
(6.12)
(6.13)
Luego
(
)
(6.14)
(
)
(6.15)
En la tabla 6.10 se presentan los valores de configuración del reconectador para el
nodo 12 del circuito Metropolitano.
Tabla 6.10: Configuración para el reconectador
según el nodo 12 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,57
Tiempo de Operación [s] 0,359
Nodo 14
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6.300 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1
214
Tabla 6.11. Configuración para el reconectador
según el nodo 14 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,49
Tiempo de Operación [s] 0,359
Nodo 19:
i. Se propone instalar un fusible de 50 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.700 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.12. Configuración para el reconectador
según el nodo 19 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,4
Tiempo de Operación [s] 0,358 seg
Nodo 22:
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
215
Tabla 6.13. Configuración para el reconectador
según el nodo 22 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,41
Tiempo de Operación [s] 0,358
Nodo 23:
i. Se propone instalar un fusible de 63 A, según la curva de operación de los fusibles
IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.14. Configuración para el reconectador
según el nodo 23 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,41
Tiempo de Operación [s] 0,358
Nodo 27:
i. Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 4.900 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.15. Configuración para el reconectador
según el nodo 27 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,29
Tiempo de Operación [s] 0,353
216
Nodo 28:
i. Se propone instalar un fusible de 63 A, según la curva de operación de los fusibles
IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.300 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.16: Configuración para el reconectador
según el nodo 28 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,34
Tiempo de Operación [s] 0,353
Nodo 40:
i. Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 3.500 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.17: Configuración para el reconectador
según el nodo 40 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,14
Tiempo de Operación [s] 0,33
Nodo 49:
i. Se propone instalar un fusible de 16 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 2.900 A, el fusible operara a 0,01seg.
217
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.18: Configuración para el reconectador
según el nodo 49 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,1
Tiempo de Operación [s] 0,358 seg
Nodo 71:
i. Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los fusibles
IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 2.200 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
Tabla 6.19: Configuración para el reconectador
según el nodo 71 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,055
Tiempo de Operación [s] 0,354
Nodo 80:
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los fusibles
IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 2.500 A, el fusible operara a 0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus ajustes
fueron establecidos en el punto 6.4.3.1, donde:
218
Tabla 6.20: Configuración para el reconectador según
el nodo 80 del circuito Metropolitano
Tap 1
Dial 0,07
Tiempo de Operación [s] 0,34
Tabla 6.21: Dial y TOP a lo largo del circuito Metropolitano
Nodo Dial TOP [s] Nodo Dial TOP [s]
9 0,69 0,35 27 0,29 0,353
12 0,57 0,358 28 0,34 0,353
14 0,49 0,358 40 0,14 0,33
19 0,40 0,358 49 0,1 0,35
22 0,41 0,358 71 0,55 0,354
23 0,29 0,358 80 0,07 0,34
Se escoge un dial para el reconectador de 0,4, y un tiempo de operación de 0,35s
6.4.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout
Los datos de ICC obtenidos con la herramienta computacional Etap 6.00 en el
capítulo anterior se utilizarían para calcular los parámetros del reconectador.
En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:
o Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).
o Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).
Por esta razón y analizando los valores de las ICC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el
valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la
protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma
este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo
219
anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas
conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la
realidad diaria.
Cabe destacar que el mínimo valor de la ICC es mucho mayor que la ICarga en
condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas
equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las
corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.
Instantáneo o curva de Lockout
(6.16)
(6.17)
Temporizado
Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la
capacidad máxima del conductor, la cual se tomara de la siguiente tabla:
Tabla 6.22: Características de conductores aéreos
CONDUCTOR DE COBRE DESNUDO
Aér
eo
Calibre Peso Sección Diámetro Capacidad Resistencia
[Kg/Km] [mm2] [mm] [(A)] c.c 23ºC 1km
6 120,8 13,206 4,67 120 1,3222
4 191,8 21,15 5,89 170 0,8301
2 304,9 33,03 7,42 230 0,5217
1/0 484,5 53,51 9,47 310 0,3281
2/0 611,4 67,44 10,84 360 0,2608
3/0 771 85 11,94 420 0,2667
4/0 972 107 13,41 480 0,164
220
Se escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.
(6.18)
(6.19)
Tabla 6.23: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito
Metropolitano
Ajustes del Reconectador
Tap 1
Dial 0,4
Tiempo de Operación 3,55 seg
Instantáneo o curva de Lockout
50p 1.680 A
50N 1600A
Temporizado
51P 432 A
51N 144 A
221
Grafica 6.1: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)
Curva IEC extremadamente
inversa
Temporizada 432 A
Dial 0,4
Tap 1
Curva ANSI extremadamente
inversa
Temporizada 432 A
Dial 0,4
Tap 1
Instantanea
1680 A
222
Grafica 6.2: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)
Curva IEC extremadamente inversa
Temporizada 144 A
Dial 0,4
Tap 1
Curva ANSI extremadamente inversa
Temporizada 144 A
Dial 0,4
Tap 1
Instantanea
1600A
223
Como puede observarse en la gráfica 6.1, de los ajuste de curvas de protecciones
eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA
(fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de
432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El
seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.
Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando
el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la
secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las
temporizadas representadas por la curva azul.
También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea,
esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos
directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y
quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar
y remediar la falla presentada.
Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente
medida, más rápido será la respuesta del reconectador.
En la grafica 6.2 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores
de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el
conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la
proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para lascurvas
temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.
224
6.5 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano
Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita
Conociendo ya los ajustes requeridos por los dispositivos de protección que se
proponen instalar a lo largo del circuito Metropolitano, es posible realizar el estudio
de la coordinación de protecciones.
Como ya se ha explicado anteriormente, la coordinación de protecciones será una
coordinación para averías permanentes, es decir, lo que se persigue es que el fusible
conectado a la derivación fallada opere, seccionado el tramo fallado, sin que sea
necesario que el resto de los usuarios sientas las consecuencias de la falla presentada
en algún otro punto del sistema.
Se propone instalar fusibles en las derivaciones con más carga conectada, que
luego de conectados, cada uno deberá coordinarse con el reconectador ubicado al
inicio del circuito Metropolitano, el cual estará programado para tres operaciones de
recierre, y también para una de lockout. Todo esto debe ser instalado de manera que
el tiempo de actuación del interruptor principal no sea modificado.
La coordinación de protecciones resultara:
Fusibles:
o Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,01s, según la curva su
operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.
Reconectador:
Si falla el fusible o no actúa:
225
o Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
en el circuito Metropolitano, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de
0,4.
o Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera:
Tabla 6.24: Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Metropolitano
Apertura Abre sus contactos por 15s
Cierre Cierra sus contactos por 0,35s
Persiste la falla, de nuevo:
Apertura Abre sus contactos por 10s
Cierre Cierra sus contactos por 0,35s
Persiste la falla, de nuevo:
Apertura Abre sus contactos por 10s
o Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.
Interruptor Principal
Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el
disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin
energía eléctrica.
El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones
(esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC):
o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones normales
de trabajo del sistema.
o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación bajo
cualquier condición del cortocircuito.
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un
valor de k = 1,4:
226
(6.20)
(6.21)
(6.22)
Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:
(6.23)
(
)
(6.24)
Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de
4,7 A en el secundario y de 1128 A en el primario. Puede observarse que las
corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por
lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
o El interruptor principal tiene un tiempo de operación:
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 1200/5 A
227
(6.25)
Todo lo anterior se resume en la tabla 6.25:
Tabla 6.25: Ajustes de coordinación de protecciones
del circuito Metropolitano
Fusibles o TOp = 0,01 s
Reconectador
o Tap: 1
o Dial: 0,4
o TOp: 0,35 s
o TTrabajo: 35,7 s
Relevador
Principal
o Tap: 4,7
o TOp: 0,71 s
6.5.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Metropolitano Perteneciente a
la S/E Eléctrica Móvil La Morita
Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.6 se
introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración
de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente
en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempo-
corriente.
Se propone instalar fusibles en las derivaciones laterales con más carga conectada,
que logren despejar las fallas que se puedan presentar, si el fusible no lograse
interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como
dispositivo de respaldo, el cual actuara a un tiempo de operación previamente
228
determinado, conocido como tiempo de operación con su respectivo dial. Si el
reconectador por alguna razón tampoco despejase la falla, actuaria el relé conectado
al interruptor principal instalado a salida del transformador móvil.
229
Gráfica 6.3: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 9 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 12 del circuito Metropolitano
230
Gráfica 6.4: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 14 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 19 del circuito Metropolitano
231
Gráfica 6.5: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 22 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 23 del circuito Metropolitano
232
Gráfica 6.6: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 27 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 28 del circuito Metropolitano
233
Gráfica 6.7: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 40 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 49 del circuito Metropolitano
234
Gráfica 6.8: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para el circuito de la figura 6.4)
Fusible conectado en el nodo 71 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 80 del circuito Metropolitano
235
Análisis Gráficas Circuito Metropolitano
Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las
derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Metropolitano, con el fin
de que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse
interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como
dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente
determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial.
Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible
actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones,
y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el
reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la
subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía
eléctrica.
Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto
se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea
el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En
otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que
el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible
se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una
causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la
derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla
antes que el fusible.
Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de
protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de
despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Metropolitano,
utilizando el método Reconectador- Fusible.
236
6.6 Propuesta para los Ajustes de los Equipos de Protección del Circuito
Guasimal de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
Al igual que en el circuito Metropolitano, a la salida de la S/E Eléctrica Móvil
La Morita, en su circuito Guasimal se propone la instalación de un reconectador para
hacer más fiable y selectiva la coordinación de protecciones de dicho circuito (ver
anexo 6), también se sugieren la instalación de fusibles en las derivaciones laterales
con más carga conectada, tal y como se muestra en la figura 6.5, donde se puede
observar el reconectador y los fusibles que se proponen sean conectados; el circuito
está representado según la normativa CADAFE 60 – 87. (Ver anexo n° 5).
Luego en la figura 6.6 se presenta el diagrama unifilar del circuito Guasimal
simplificado, en el cual se muestran los valores de ICC que serán tratados en los puntos
de interés (donde irán conectados los fusibles) y también los valores de las corrientes
de carga en condiciones normales que circularan por los ramales.
237
S/ELA
MORITA
150 kVA
502.5 kVA
1500 kVA
150 kVA
195 kVA
72.5 kVA
275 kVA
45 kVA
502.5 kVA
150 kVA
315 kVA
112.5 kVA
37.5 kVA
75 KVA
75 kVA
187.5 kVA
112.5 kVA
387.5 kVA
687.5 kVA
1560 kVA
337.5 kVA
30 kVA
150 kVA
1045 kVA
112.5 kVA
1000 kVA
300 kVA 600 kVA
1117.5 kVA
75 kVA
75 kVA
225 kVA
75 kVA
847.5 kVA
502.5 kVA
15 kVA
2002.5 kVA
45 kVA
75 kVA
45 kVA
300 kVA
100 kVA
50 kVA
50 kVA
75 kVA
525 kVA
502.5 kVA
15 kVA
15 kVA
450 kVA
300 kVA
15161718
192223
24 14 13 12 1120
21
8
7
6
5
10
30
31
32
33
34
37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849
50 51 52 53 54 55 56
58
64
65
6670
71
72
73
74
75
76
77
79 80
81
82
83
84
67
2
3
59 4
62
61
60
10
75 KVA
6968
63 9
7835
25
3629
25
28
27
26
Figura 6.5: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal según la simbología CADAFE, norma 60 – 87
238
S/ELA
MORITA
150 kVA
502.5 kVA
1500 kVA
150 kVA
195 kVA
72.5 kVA
275 kVA
45 kVA
502.5 kVA
150 kVA
315 kVA
112.5 kVA
37.5 kVA
75 KVA
75 kVA
187.5 kVA
112.5 kVA
387.5 kVA
687.5 kVA
1560 kVA
337.5 kVA
30 kVA
150 kVA
1045 kVA
112.5 kVA
1000 kVA300 kVA 600 kVA
1117.5 kVA
75 kVA
75 kVA
225 kVA
75 kVA
847.5 kVA
502.5 kVA
15 kVA
2002.5 kVA
45 kVA
75 kVA
45 kVA
300 kVA
100 kVA
50 kVA
50 kVA
75 kVA
525 kVA
502.5 kVA
15 kVA
15 kVA
450 kVA
300 kVA
15161718
192223
24 14 13 12 1120
21
8
7
6
5
10
30
31
32
33
34
37 38 39 40 41 42 43 44 45 4746 4849
50 51 52 53 54 55 56
58
64
65
6670
71
72
73
74
75
76
77
79 80
81
82
83
84
67
2
3
59 4
62
61
60
10
75 KVA
6968
63 9
7835
25
3629
25
28
27
26
4,9
11,3
61,5
4,6 13.1
18,8
19,6
30,5
53,9
23,7
23,7 2,1
7,8
7,9 kA
7,3 kA
6,7 kA
6 kA5,8 kA
5,2 kA
5,4 kA
5,5 kA
5,5 kA
5,5 kA3,6 kA
5,2 kA
5,6 kA
Figura 6.6: Diagrama Unifilar del circuito Guasimal simplificado con los valores de las ICC en los puntos de interés
239
Al igual que el sistema de protecciones eléctricas del circuito Metropolitano, el del
circuito Guasimal estará conformado por:
o Un disyuntor principal con un relé que proeje el transformador de la S/E
o Un reconectador marca NOJA a la salida de la subestación.
o Fusibles conectados en las derivaciones laterales con más carga conectada que
serán coordinados con el reconectador.
Los ajustes que serán utilizados por los equipos son los siguientes:
6.6.1 Ajustes de Protección para el Relé de Interruptor Principal
Serán los mismos que para el circuito Metropolitano
Tabla 6.4: Características de ajustes del relé principal
Ajustes de fase Curva extremadamente inversa
Dial 0,2
Tap 4,5
Pickup 900 A
Departamento de Transmisión de CORPOELEC
6.6.2 Ajustes para los Fusibles
Al igual que en el circuito Metropolitano, se propone la coordinación del
interruptor principal de la S/E La Morita con el reconectador que se conectara al
inicio del circuito Guasimal, y a su vez este, se coordinara con fusibles que se
conectan en las derivaciones laterales que tengan más carga conectada, tal y como se
muestra en la figura 6.7.
240
A continuación se muestra en la tabla 6.26 los valores de interés para la colocación
de dichos fusibles. En la figura 6.7 se representan gráficamente los valores de la tabla
6.26.
Tabla 6.26: Corrientes de operación y de cortocircuito de las derivaciones donde se
conectarán los fusibles en el circuito Guasimal
Nodo ICarga [A]
[kA] Nodo ICarga [A]
[kA]
58 4,9 7,9 75 30,5 5,5
60 11,3 7,3 77 19,6 5,4
63 61,5 6,7 78 18,8 5,2
65 13,1 6 79 23,7 3,6
66 4,6 5,8 80 23,7 4,8
71 7,8 5,6 81 2,1 5,2
74 53,9 5,5 - - -
Los fusibles que se propones para conectar, serán seleccionados luego de aplicarle
un factor k a la ICarga, dicho factor es de 1,3. Esta ICarga se refiera a la que circula en la
derivación seleccionada.
Al multiplicar por el factor k lo que se busca es evitar cualquier desconexión
innecesaria ocasionada por las corrientes de puesta marcha en frío, corrientes inrush,
retroalimentación de emergencia. El factor K será aplicado según la norma CADAFE
45-87. (Ver anexo 7)
Los fusibles que se utilizarán serán DELTA M.R. Fusibles de Media Tensión
Modelo IRKV (ver anexo 8), a continuación en la tabla 6.27 se presentan los fusibles
seleccionados y sus características para cada nodo de interés.
241
Tabla 6.27: Características de los fusibles seleccionados para el circuito Guasimal
Corrientes de
Operación del
Circuito
Características del Fusible Seleccionado según
taba Anexo 8
Nodo ICarga
[A]
[kA] Código DELTA IN
[A]
VN
[kV]
Cap. de
Ruptura
[kA]
58 4,9 7,9 IRKV193-6A.3T17K5 6,3 10/17 63
60 11,3 7,3 IRKV193-16T17K5 16 10/17 63
63 61,5 6,7 IRKV231-80T17K5 80 10/17 63
65 13,1 6 IRKV123-20T17K5 20 10/17 63
66 4,6 5,8 IRKV193-6A3T17K5 6,3 10/17 63
71 7,8 5,6 IRKV193-10T17K5 10 10/17 63
74 53,9 5,5 IRKV231-80T17K5 80 10/17 63
75 30,5 5,5 IRKV123-40T17K5 40 10/17 63
77 19,6 5,4 IRKV123-25T17K5 25 10/17 63
78 18,8 5,2 IRKV123-25T17K5 25 10/17 63
79 23,7 3,6 IRKV123-30T17K5 30 10/17 63
80 23,7 4,8 IRKV123-50T17K5 30 10/17 63
81 2,1 5,2 IRKV193-6A.3T17K5 6,3 10/17 63
6.6.3 Ajustes de Protección para el Reconectador NOJA
6.6.3.1 Ajustes del Tap
Como en el circuito Metropolitano el tap debe:
o Ser menor que la corriente de carga para que no opere en condiciones
normales de trabajo del sistema.
o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito para lograr la operación
bajo cualquier condición del cortocircuito.
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un
valor de k = 1,4:
242
(6.26)
(6.27)
(6.28)
Tomando el tap de 1 A se tiene:
(6.29)
(
)
(6.30)
Por lo tanto se propone ajustar el reconectador con un tap de 1 y su corriente de
disparo de 1 A en el secundario y de 600 en el primario. Puede observarse que las
corrientes de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por
lo tanto no existe ningún problema con el ajuste.
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 600/1 A
243
6.6.3.2 Ajustes del Dial
La selección del dial se hará tomando en cuenta las características establecidas por
el fabricante del reconectador. En la tabla 6.7 se muestran los valores de las distintas
configuraciones ya definidas para el reconectador NOJA Power.
Tabla 6.7: Configuración de curvas ANSI e IEC
Título Designación Rango
Corriente Pickup Ip 10 – 1280A
Multiplicador de tiempo (Dial) TM 0.01 – 15
Multiplicador de corriente Mínimo (Tap) MIN 1 – 5
Tiempo mínimo definido Tmin 0 – 10s
Tiempo máximo de Trip Tmax 1 – 120s
Tiempo adicional Ta 0.05 – 10s
Tiempo de Reset Ta 0 – 10s
Fuente 19: Manual del reconectador automático NOJA Power.
De la tabla anterior se establece que el dial del equipo será ajustado al rango de
valor establecido por el fabricante, el cual es entre 0.01 – 15, también al momento de
escoger el dial se debe tomar en cuenta que el tiempo de operación del reconectador
debe ser menor que el dial establecido para el relé del interruptor principal, se
realizaran los cálculos más adelante.
Como se coordinaran doce fusibles diferentes con el mismo reconectador, se
estudiaran las diferentes posibilidades para el valor del dial. Entre todos los valores
resultantes de dial se escogerá uno para el reconectador.
244
Para el Nodo 58:
i. Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.900 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tap 1
Dial 0.01 – 15
Entonces:
(6.31)
Donde: o TA: tiempo de apertura, 15 ciclos
o TSR: tiempo de sobre recorrido, o seg porque no
posee disco
o TS: tiempo de seguridad
(6.32)
(6.33)
Luego
(
)
(6.34)
Donde: o TOP: tiempo de operación del reconectador
245
o A, P: constantes, tabla 6.8.
o IP: corriente pickuot o tap
o ICC: corriente de cortocircuito trifásica
Tabla 6.8: Constantes IEC para el cálculo del Dial
Tipo de Curva Designación A p
Extremadamente inversa EI 80 2
Muy inversa MI 13,5 1
Inversa I 0,14 0,02
Inversa de tiempo largo LTI 120 1
Fuente 19: Manual NOJA Power
(
)
(6.35)
(
)
(6.36)
En la tabla 6.28 se presentan los valores de configuración del reconectador para el
nodo 58 del circuito Guasimal.
Tabla 6.28: Configuración para el reconectador
según el nodo 58 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,76
Tiempo de Operación [s] 0,35
246
Para el Nodo 60:
i. Se propone instalar un fusible de 16A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 7.300 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.29: Configuración para el reconectador
según el nodo 60 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,65
Tiempo de Operación [s] 0,35
Nodo 63
i. Se propone instalar un fusible de 80 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6.700 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.30. Configuración para el reconectador
según el nodo 63 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,55
Tiempo de Operación [s] 0,35
247
Nodo 65
i. Se propone instalar un fusible de 20A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 6000 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.31. Configuración para el reconectador
según el nodo 65 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,44
Tiempo de Operación [s] 0,35
Nodo 66
i. Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.800 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.32. Configuración para el reconectador
según el nodo 66 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,41
Tiempo de Operación [s] 0,35
248
Nodo 71
i. Se propone instalar un fusible de 10 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.600 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.33. Configuración para el reconectador
según el nodo 71 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,49
Tiempo de Operación [s] 0,35
Nodo 74
i. Se propone instalar un fusible de 80 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.500 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.34. Configuración para el reconectador
según el nodo 74 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,37
Tiempo de Operación 0,35 seg
249
Nodo 75
i. Se propone instalar un fusible de 40 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.500 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.35. Configuración para el reconectador
según el nodo 75 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,37
Tiempo de Operación [s] 0,35
o Nodo 77
i. Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.400 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.36. Configuración para el reconectador
según el nodo 77del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,38
Tiempo de Operación [s] 0,38
250
Nodo 78
i. Se propone instalar un fusible de 25 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.200 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.37. Configuración para el reconectador
según el nodo 78 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,32
Tiempo de Operación [s] 0,35
Nodo 79
i. Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 3.600 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.38. Configuración para el reconectador
según el nodo 79 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,15
Tiempo de Operación 0,34seg
251
Nodo 80
i. Se propone instalar un fusible de 30 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 4.800 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.39. Configuración para el reconectador
según el nodo 80 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,28
Tiempo de Operación [s] 0,35
Nodo 81
i. Se propone instalar un fusible de 6.3 A, según la curva de operación de los
fusibles IRKV (ver anexo 9) con una ICC de 5.200 A, el fusible operara a
0,01seg.
ii. El reconectador trabajará con una curva IEC extremadamente inversa. Sus
ajustes fueron establecidos en el punto 6.6.3.1, donde:
Tabla 6.40. Configuración para el reconectador según el nodo
81 del circuito Guasimal
Tap 1
Dial 0,32
Tiempo de Operación [s] 0,35
252
Tabla 6.41: Dial y TOP a lo largo del circuito Guasimal
Nodo Dial TOP [s] Nodo Dial TOP [s]
58 0,76 0,35 75 0,37 0,35
60 0,65 0,35 77 0,38 0,38
63 0,55 0,35 78 0,32 0,35
65 0,44 0,35 79 0,15 0,34
66 0,41 0,35 80 0,28 0,35
71 0,49 0,35 81 0,32 0,35
74 0,37 0,35
Se escoge un dial para el reconectador de 0,4 y un tiempo de operación de
0,35seg
6.6.3.3 Ajustes del Temporizado y el Lockout
Como en el circuito Metropolitano, los datos de ICC obtenidos con la herramienta
computacional Etap 6.00 en el capítulo anterior, se utilizaran para calcular los
parámetros del reconectador.
En el reconectador solamente se habilitarán y ajustarán las siguientes funciones:
o Sobrecorriente temporizada de fase y de neutro (51P y 51N).
o Sobrecorriente instantánea de fase y de neutro (50P y 50N).
Por esta razón y analizando los valores de las ICC 3ϕ y 1ϕ se decide trabajar el
valor de la corriente de falla del punto más alejado del sistema para así garantizar la
protección de todo el circuito de principio a fin por el reconectador. También se toma
este valor conociendo que en el estudio de cortocircuito mostrado en el capítulo
anterior se realizó trabajando el sistema 100% cargado, es decir con todas las cargas
253
conectadas, esta es una situación que es muy poco probable de ocurrencia en la
realidad diaria.
Cabe destacar que el mínimo valor de la ICC es mucho mayor que la ICarga en
condiciones normales del sistema (ICC >>> ICarga), es decir que no ocurrirán aperturas
equivocadas en el sistema ya que se asegura que en condiciones de arranque las
corrientes generadas estarán dentro del rango de la coordinación.
Instantáneo o curva de Lockout
(6.37)
(6.38)
Temporizado
Para el cálculo del temporizado del reconectador es necesario conocer la
capacidad máxima del conductor, la cual al igual que en el circuito Metropolitano se
escoge el conductor 4/0 de cobre desnudo cuya corriente máxima del es 480 A.
(6.39)
(6.40)
254
Tabla 6.42: Valores de ajuste y puesta en trabajo para el reconectador del circuito Guasimal
Ajustes del Reconectador
Tap 1
Dial 0,4
Tiempo de Operación 0,35
Instantáneo o curva de Lockout
50p 1.680 A
50N 1600A
Temporizado
51P 432 A
51N 144 A
Seguidamente se procedió ajustar las curvas por fase y por tierra, las cuales se
muestran en la gráfica 6.3 y 6.4
255
Grafica 6.9: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (fase)
Curva IEC extremadamente
inversa
Temporizada 432 A
Dial 0,4
Tap 1
Curva ANSI
extremadamente inversa
Temporizada 432 A
Dial 0,4
Tap 1
Instantanea
1680ª
256
Grafica 6.10: Ajuste de curvas de protecciones eléctricas del circuito Guasimal en el software TELUS del reconectador NOJA (tierra)
Curva IEC extremadamente inversa
Temporizada 144 A
Dial 0,4
Tap 1
Curva ANSI extremadamente inversa
Temporizada 144 A
Dial 0,4
Tap 1
Instantanea
1600ª
257
Como puede observarse en la gráfica 6.3, de los ajuste de curvas de protecciones
eléctricas del circuito Metropolitano en el software TELUS del reconectador NOJA
(fase), el reconectador al detectar una condición de sobrecorriente, en este caso de
432 A, interrumpe el flujo de corriente instantáneamente abriendo sus contactos. El
seccionamiento durara 15s, esta operación es representada con la curva rosada.
Una vez que ha transcurrido los 15s cierra sus contactos nuevamente, energizando
el circuito protegido. Si la condición de falla sigue presente, el restaurador repite la
secuencia de cierre – apertura dos veces más. Estas dos operaciones son las
temporizadas representadas por la curva azul.
También en la gráfica 1 se puede observar que la línea roja es la curva instantánea,
esto quiere decir que el reconectador está programado para abrir sus contactos
directamente si censa una corriente de falla del 1680 A, se ira a posición de lockout y
quedara seccionado el circuito hasta que llegue la cuadrilla de operaciones a constatar
y remediar la falla presentada.
Las curvas programadas son EI, esto quiere decir que a mayor valor de corriente
medida, más rápido será la respuesta del reconectador.
En la grafica 6.4 la configuracion de las curvas es la misma, variendo los valores
de operación de corriente, ya que estas curvas estan diseñadas para proteger el
conductor de la tierra, por ende los valores de corriente son menores. Para la
proteccion instantanea el valor de activacion es de 1600 A, y para las curvas
temporizadas el valor de arranque sera a partir de 144 A.
258
6.7 Estudio para la Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal
Perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita
La coordinación de protecciones resultara:
Fusibles:
o Los fusibles actuarán a un tiempo de disparo de 0,001s, según la curva su
operación (ver anexo 9), seccionando la derivación fallada.
Reconectador:
Si falla el fusible o no actúa:
o Operará el reconectador instalado a la salida de la S/E Eléctrica Móvil La Morita
en el circuito Guasimal, a un tiempo de operación de 0,35s con un dial de 0,4.
o Efectuará tres operaciones de apertura y cierre de la siguiente manera:
Tabla 6.43 : Ciclo de apertura y cierre del reconectador del circuito Guasimal
Apertura Abre sus contactos por 15s
Cierre Cierra sus contactos por 0,35s
Persiste la falla, de nuevo:
Apertura Abre sus contactos por 10s
Cierre Cierra sus contactos por 0,35s
Persiste la falla, de nuevo:
Apertura Abre sus contactos por 10s
o Resultando un tiempo de trabajo del reconectador de 35,7s.
259
Interruptor Principal
Si fallase el reconectador y no cumpliera su función de despejar la falla, actuará el
disyuntor principal, dejando todo el circuito Metropolitano y también el Guasimal sin
energía eléctrica.
El Tap se debe seleccionar de manera que cumpla con las siguientes condiciones
(esto se aplica cuando se utilizan criterios de diseño IEC):
o Ser menor que la corriente de carga, para que no opere en condiciones
normales de trabajo del sistema.
o Ser menor que la corriente mínima de cortocircuito, para lograr la operación
bajo cualquier condición del cortocircuito.
Primeramente se determinara la puesta en trabajo del reconectador, tomando un
valor de k = 1,4:
(6.41)
(6.42)
(6.43)
Se escoge un transformador con una relación de transformación de 1200/5 A
260
Tomando el Tap de 4,7 A se tiene:
(6.44)
(
)
(6.45)
Por lo tanto, el relé se debe ajustar a un Tap de 4,7 y su corriente de disparo de
4,7 A en el secundario y de 1128 en el primario. Puede observarse que las corrientes
de cortocircuito para las fallas de fase son suficientemente superiores y por lo tanto
no existe ningún problema con el ajuste.
o El interruptor principal tiene un tiempo de operación:
(6.46)
Todo lo anterior se resume en la tabla 6.44:
Tabla 6.44: Ajustes de coordinación de protecciones
del circuito Guasimal
Fusibles o TOp = 0,01 s
Reconectador
o Tap: 1
o Dial:0,4
o TOp: 0,35s
o TTrabajo: 35,7s
Relevador
Principal
o Tap: 4,7
o TOp: 0,71s
261
6.7.1 Coordinación de Protecciones del Circuito Guasimal Perteneciente a la S/E
Eléctrica Móvil La Morita
Los datos del reconectador NOJA, y de los fusibles según la tabla 6.27 se
introdujeron en la herramienta computacional Etap 6.0 de acuerdo a la configuración
de cada elemento del circuito, allí se desarrolló la coordinación de falla permanente
en cada derivación y como resultado se generaron las siguientes graficas de tiempo-
corriente.
262
Gráfica 6.11: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 58 del circuito Guasimal Fusible conectado en el nodo 60 del circuito Guasimal
263
Gráfica 6.12: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 63 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 65 del circuito Metropolitano
264
Gráfica 6.13: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 66 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 71 del circuito Metropolitano
265
Gráfica 6.14: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 74 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 75 del circuito Metropolitano
266
Gráfica 6.15: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 77 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 78 del circuito Metropolitano
267
Gráfica 6.16: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 79 del circuito Metropolitano Fusible conectado en el nodo 80 del circuito Metropolitano
268
Gráfica 6.17: Caracteristica tiempo corriente (Coordinacion de falla permanente para la figura 6.6)
Fusible conectado en el nodo 81 del circuito Metropolitano
269
Análisis Gráficas del Circuito Guasimal
Según las gráficas anteriormente mostradas, se recomienda instalar fusibles en las
derivaciones laterales con más carga conectada del circuito Guasimal, con el fin de
que logren despejar las fallas que se puedan presentar. Si el fusible no lograse
interrumpir el paso de la corriente fallada, deberá operar el reconectador como
dispositivo de respaldo, el cual actuará a un tiempo de operación previamente
determinado, conocido como tiempo de operación, con su respectivo dial.
Igualmente se puede observar en cada una de las gráficas anteriores, que el fusible
actuara si se presenta una falla a los 0,01 segundos en cualquiera de las derivaciones,
y si este fusible no realiza su operación de despeje, entonces comenzará a operar el
reconectador a los 0,35 segundos para así, proteger a los equipos instalados en la
subestación. Así mismo evitar que los usuarios permanezcan sin servicio de la energía
eléctrica.
Hay casos en que el reconectador no actuara ante la presencia de una falla, y esto
se debe a que la curva del fusible está por debajo de la curva del reconectador o sea
el fusible es el elemento protector, y el reconectador es el elemento protegido. En
otras ocasiones según la coordinación simulada en el software Etap 6.0, se tiene que
el reconectador es quien despeje la falla, con una sola operación, antes que el fusible
se funda y saque a la derivación del sistema innecesariamente. Se especifica que una
causa innecesaria puede ser, que una rama de un árbol toque una línea de la
derivación, y se produzca una falla, entonces el reconectador actúe despejando la falla
antes que el fusible.
Es muy importante que predomine la confiabilidad en el diseño de coordinación de
protecciones eléctricas, ya que no es conveniente confiar en una sola posibilidad de
despejar la falla. He aquí la razón por la cual se coordina el circuito Guasimal,
utilizando el método Reconectador- Fusible.
270
CAPÍTULO VII
RECOMENDACIONES
La realización de los estudios y las evaluaciones del sistema eléctrico conformado
por la S/E Eléctrica Móvil La Morita y sus circuitos Metropolitano y Guasimal, una
vez terminado mostraron algunas eventualidades presentes en el sistema estudiado.
Es por ello que con la realización de este informe, lo que se pretende es proponer
soluciones y mejoras que ofrezcan avances en las condiciones de trabajo de los
sistemas de protecciones eléctricos de las redes de distribución primarias. También se
pretende contribuir con este informe a una fuente de información y consulta para
futuros trabajos, proyectos, rutinas de coordinación de protecciones por parte del
personal que labora en ella o de futuros estudiantes de la rama que quieran estudiar o
profundizar otros temas referente a este trabajo.
Es por ello que en lo sucesivo se presentan algunas recomendaciones para alcanzar
lo antes planteado (la mejora inminente del sistema de protecciones de los circuitos
de distribución Metropolitano y Guasimal pertenecientes a la S/E Eléctrica Móvil La
Morita.
7.1 Recomendaciones
1. Incorporación al sistema de protecciones de los circuitos Metropolitano y
Guasimal perteneciente a la S/E Eléctrica Móvil La Morita de un reconectador
automático modelo 15 kV con controles, marca NOJA Power, el cual es un
interruptor con reconexión automática, capaz de detectar una sobrecorriente,
interrumpirla y reconectar automáticamente para reenergizar la línea. También
271
está dotado de un control que le permite realizar varias reconexiones sucesivas,
pudiendo además, variar el intervalo y la secuencia de estas reconexiones, esto
permite que si la falla es de carácter permanente abrir los contactos del
reconectador de forma definitiva después de cierto número programado de
operaciones (generalmente dos o tres), de modo que aísla la sección fallada de la
parte principal del sistema.
2. Incorporación a los redes de los circuitos de distribución Metropolitano y
Guasimal de fusibles de protección, conectados en las derivaciones con más carga
conectada, los cuales serán coordinados con los reconectadores en cada uno de los
circuitos, ya que los fusibles son el medio más sencillo de interrupción automática
de corriente en caso de cortocircuitos o sobrecargas. Esta coordinación deberá
regirse por la filosofía de las coordinaciones para fallas permanentes en sistemas
de distribución.
Esto quiere decir, que se coordinará cada uno de los fusibles de forma
independiente con el reconectador automático; los fusibles al ocurrir una falla en el
sistema operarán seccionando la derivación fallada, de no operar el fusible por algún
desperfecto o error, operara el reconectador, efectuando sus ciclos de cierre y apertura
hasta un máximo de tres veces de ser necesario. Si no se despeja la falla en este
periodo de tiempo, el reconectador abrirá sus contactos definitivamente,
desenergizando todo el circuito.
3. También es necesario la modificación de los ajustes de protección establecidos
por el Departamento de Transmisión de COORPOELEC en el relevador principal,
y así ajustar sus tiempos de operación a los arrojados por el estudio de
coordinación de protecciones, para así el interruptor principal actué de respaldo si
fallase el reconectador, y además asurando la protección a toda costa del
transformador móvil.
272
273
CONCLUSIONES
El suministro constante e ininterrumpido de energía eléctrica a los consumidores
suscritos a tal servicio, ofrecido en Venezuela por CORPOELEC, debe ser
garantizado y debe tener calidad de servicio, es por ello que el problema de
protección de los sistemas eléctricos de distribución ha venido adquiriendo cada vez
mayor importancia ante el crecimiento acelerado de las redes eléctricas.
Debido a esto la integridad y seguridad en la entrega de energía eléctrica desde la
fuente hacia la carga, depende en buena parte de las protecciones eléctricas del
sistema contra fallas, la cuales pueden ser por sobre carga y cortocircuitos.
Es por ello que el estudio de coordinación de protecciones tiene un impacto
directo sobre la confiabilidad en sistemas de distribución de energía eléctrica. Los
dispositivos de protección se deben coordinar de tal forma que permitan al sistema
eliminar una falla antes que dañe o se extienda a los componentes eléctricos del
mismo y afectando al menor número de clientes posible.
CORPOELEC por todo lo anterior ha decidido a nivel de distribución realizar una
especial selección, aplicación y coordinación de los equipos de protección usados en
estos sistemas, lo que ha generado la como consecuencia la instalación de
reconectadores a lo largo del sistema, ya que un reconectador es un dispositivo de
interrupción (interruptor) de carga eléctrica, con posibilidad de recierre automático
ajustable, monitoreo y operación telemandada.
Para poder llevar a cabo el diseño de una coordinación de protecciones más
eficiente y efectiva en los circuitos Metropolitano y Guasimal primero fue necesaria
la realización del estudio de flujo de carga de la Subestación Eléctrica Móvil La
Morita, lo cual permitió el conocimiento de los parámetros eléctricos de interés que
demuestran el estado del sistema estudiado en condiciones de operación normales.
274
Luego, para completar los estudios previos a la realización de la coordinación de
protecciones, se determinaron los niveles de cortocircuito a lo largo de todo el tramo
correspondiente a los circuitos Metropolitano y Guasimal. Para la obtención de las
corrientes de cortocircuito 3ϕ y 1ϕ fue utilizado el software ETAP 6.00, el cual en
función del diagrama unifilar del sistema, y las características eléctricas de cada uno
de sus componentes arroja los resultados de las corrientes de cortocircuito en cada
uno de los nodos seleccionados.
Al momento de realizar la coordinación de protecciones de los circuitos
Metropolitano y Guasimal pertenecientes, se le incorporo al sistema de protecciones
dos reconectadores automáticos marca NOJA Power los cuales se ubicaron en la
salida de la subestación, uno en cada circuito, logrando con ello independizarlos entre
sí (ya que ambos circuitos son la carga conectada al transformador móvil, el cual está
protegido por un disyuntor, el cual al percibir una falla en cualquiera de los dos
circuitos operaba sacando de funcionamiento a todos los usuarios innecesariamente),
y así al momento que ocurra una falla por sobrecorriente o sobrecarga en cualquiera
de los dos circuitos el otro no se verá afectado, evitando así la desconexión del
servicio eléctrico de la menor cantidad posible de suscriptores afectados.
Los Reconectadores Eléctricos NOJA Power están diseñados para utilizarse en
aplicaciones, tales como, líneas de distribución y sub-estaciones con voltajes de 15kV
y 27kV respectivamente. [19]
Cuando se decide implementar fusibles de protección contra sobrecorrientes y
sobrecargas, en derivaciones laterales de los circuitos de distribución, lo que se busca
es que estos pueden cumplir con la función de un seccionador. Es importante tener
en cuenta que para seleccionar el fusible que se colocara en la derivación a proteger,
deberá aplicarse un factor de holgura para cubrir las condiciones transitorias (in –
275
rush de transformadores, corriente de arranque de motores de inducción, entre otros),
y así el fusible no actué en condiciones normales de forma errónea.
También, con la culminación de este proyecto especial de grado se le da
cumplimiento a uno de los requisitos exigidos por la UNEFA para la obtención de
título de Ingeniero Electricista, el cual fué realizado para sintetizar de alguna forma
los conocimientos obtenidos en el periodo de pasantías, las cuales fueron realizadas
en el Departamento de Mantenimiento Especializado – LAPRE de CORPOELEC
zona Aragua, en el área de Distribución. Dicho periodo de pasantías sirvió para
reforzar los conocimientos obtenidos a lo largo el estudio de la carrera, sintetizando
los conocimientos adquiridos con la experiencia práctica del campo laboral.
Finalmente, se logró cumplir en su totalidad con todos los objetivos planteados al
inicio del proyecto, es decir se propuso de manera eficiente una coordinación de
protecciones para los circuitos Metropolitano y Guasimal, pertenecientes a la
Subestación Eléctrica Móvil La Morita.
276
FUENTES DE CONSULTA
[1] Documento electrónico, Situación actual del sector eléctrico en Venezuela.
Disponible en: www. grupounerscti.blogspot.com/2011/11/iv-informe-situacion-
actual-del-sector.html
[2] Luis Guillermo Francia Bernáez. 2012. Evaluación de la coordinación de
protecciones en la subestación eléctrica Tocorón (34,5 KV – 13,8 KV) de
CADAFE, región 4 zona Aragua. Trabajo especial de grado no publicado, realizado
en la Universidad de Oriente para optar al título Ingeniero Electricista. Maracay -
Venezuela.
[3] Bustamante Lino y Vivas Miguel. 2012. Coordinación de protecciones y
ejecución de pruebas para la puesta en servicio de las barras 1 y 2 de 13.8 kv en
la subestación San Vicente, ubicada en Maracay, estado Aragua. Trabajo especial
de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental de la
Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela.
[3] Gerardo Valera. 2012. Determinación de los equipos de protección y ajustes
necesarios para realizar la coordinación de protecciones del circuito B2 del
sistema eléctrico de distribución perteneciente a la empresa manufacturera de
papel (MANPA). Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la
Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay -
Venezuela.
[4] Samuel Bolívar. 2011. Coordinación de protecciones en 440V para las
subestaciones 3, 5 y 6 de la planta Cagua de C.A. Cervecería Regional. Trabajo
especial de grado no publicado, realizado en la Universidad Nacional Experimental
de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay - Venezuela.
277
[5] Sixto Humberto Achuri Holguín. 1.998. Apuntes generales sobre redes eléctricas de
distribución. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la Universidad
Pontificia Bolivariana, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. Medellín – Colombia.
[6] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Capítulo 1. Introducción a los Sistemas
de Potencia. Maracay - Venezuela.
[7] Portal web de CORPOELEC. Distribucion eléctrica de Venezuela. Disponible en
http://www.corpoelec.gob.ve/distribuci%C3%B3n. Venezuela.
[8] Francisco M. Gonzalez - Longatt. 2007. Anormalidades en Sistemas de
Potencia. Maracay - Venezuela.
[9] John Grainger y William Stevenson Jr. 1996. Analisis de Sistemas de Potencia.
Mc graw hill. Primera Edición en Español
[10] Samuel Ramirez Castaño. Protección de Sistemas Eléctricos. Universidad
Nacional de Colombia. 1° edicion. Colombia.
[11] Maulio Rodríguez. 1992. Análisis de Sistemas De Potencia. Universidad del
Zulia. 2° edición. Zulia – Venezuela.
[12] Antonio Palacio. Protección de Sistemas de Potencia. Universidad De
Carabobo. Carabobo – Venezuela.
[13] Murillo, W. (2004). Diseño de protocolos para pruebas de aceptación en sitio
y puesta en servicio de equipos de potencia en subestaciones eléctricas
pertenecientes a ENELCO. Trabajo especial de grado no publicado, realizado en la
Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada (UNEFA). Maracay -
Venezuela.
278
[14] McGraw-Edison Co. Power Systems Division. “Distribution System
Protection Manual”. Bulletin Nº 71022.
[15] Norma CADAFE 45 – 87: Normas de Diseño para Líneas de Alimentación y
Redes de Distribución, Protección del sistema de Distribución contra
Sobrecorrientes
[16] Tamayo y Tamayo (20.11). El proceso de la investigación científica. Editorial
Limusa. Cuarta edición. México.
[17] UNA (2.012) Metodología de la Investigación (2012). Universidad Nacional
Abierta. Caracas – Venezuela.
[18] Hernández M. (2.011) Metodología de la Investigación. Lima – Perú
[19] Manual de reconectadores automáticos NOJA Power
[20] Ing. Margil S. Ramírez Alanis, (2.005). Protección de Sistemas Eléctricos de
Potencia. Universidad Autónoma de Nuevo León, Facultad de Ingeniería Mecánica y
Eléctrica.
[21] Ain Autor. Estudio de la coordinación de protecciones de la subestación
Machala,
279
LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
A:
ANSI:
DC:
AC
FP:
I:
IEC:
IEEE:
kV:
MVA:
kVA:
S/E:
TC:
TP-VT:
V:
W:
:
RTC
:
:
:
3ϕ:
1ϕ:
2∅:
TTI:
Amperes.
American National Standards of Institution (Instituto Nacional
Americano de Estándares).
Corriente Directa.
Corriente Alterna.
Factor de Potencia.
Intensidad de Corriente.
International Electrotechnical Comission (Comisión Electrotécnica
Internacional).
Institute of Electrical and Electronic Engineers (Instituto de
Ingenieros Electricistas y Electrónicos).
Kilovoltio.
Mega VoltAmperes.
Kilo VoltAmperes.
Subestación.
Transformador de Corriente.
Transformador de Potencial o “Voltage Transformer”.
Voltios.
Vatio.
Ohm.
Relación de transformador de corriente.
Corriente de cortocitcuito.
Corriente de cortocitcuito.
Corriente de cortocitcuito.
Trifásica.
Monofásica.
Bifásica.
Tiempo total de interrupciones
280
ETAP:
PADEE:
Km:
GWH:
S.A. :
GW:
Hz:
SP
P:
Z:
T:
G:
X :
R:
MVAR:
F.P :
p.u
SEP
Electrical Transient Analyzer Program.
Programa de Análisis de las redes de Distribución de Energía
Eléctrica.
Corriente máxima del conductor.
Kilometro.
Giga vatio horas.
Sociedad Anónima.
Giga vatio.
Hertzio.
Sistema de potencia.
Potencia.
Impedancia.
Transformador.
Generador.
Reactancia.
Resistencia.
Mega VoltAmperes Reactiva.
Factor de Potencia.
Por Unidad.
Sistema Eléctrico de Potencia
281
ANEXOS
282
Anexo 1: Reporte de fallas del antiguo circuito Guasimal
283
Anexo 2: Actividades realizadas durante el período de pasantías
Pruebas de inyección de corriente a un
transformador de distribución
Reconocimiento de la subestación La Morita
Prueba realizada con el Megger Revisión, reparaciones y mantenimiento a
diversos equipos utilizados en las redes de
distribución. (Reconectador KFE)
Prueba con el TTR Mediciones termografías en redes de
distribución
284
Anexo 3: Seccionador y Reconectador
285
286
287
Anexo 4: Transformado Móvil de la S/E La Morita y Disyuntor principal
Transformado Móvil de la S/E La Morita
Interruptor Principal que protege el transformador Móvil de la S/E La Morita
288
Anexo 5. Normas de diseño para líneas de alimentación de redes de distribución.
Dibujo
289
290
Anexo 6. Reconectador NOJA a las afueras de la S/E La Morita
TC
Reconectad
or NOJA
Caja de
control del
Reconectad
or NOJA
291
Anexo # 7: Coordinación de protecciones para reconectador fusibles, tabla de
factor K para la aplicación de fusibles del lado de la carga. Según norma de
diseño para líneas de alimentación y redes de distribución contra sobrecorriente,
código 45-87
292
Anexo 8: Tabla de fusibles DELTA M.R. Fusibles de media tensión modelo
IRVK
293
Anexo 9: Curva del Fusible IRVK
294
Anexo 10: Tríptico de prueba de aislamiento de transformadores
295
296
Anexo 11: Prueba de rigidez dieléctrica en transformadores
297
298
Anexo 12: Planilla de ensayo de rigidez dieléctrica
299
Anexo 13: Planilla para la prueba de aislamiento
300
Anexo 14: planilla para prueba de excitación de corriente
301
Anexo 15: Planilla para prueba de corriente de vacío
302
Anexo 16: Planilla para pruebas de transformadores de 3 devanados
303
Anexo 17: Planilla para pruebas de transformadores de 2 devanados
304
Anexo 18: Curso d las 5 reglas de oro
Práctica de las cinco reglas de oro en la subestación las delicias
305
Anexo 19
Prueba de rigidez dieléctrica con el
chipometro
Prueba de funcionamiento de reconectador
PANACEA
Prueba don el hipot Revisión de los componentes de los circuitos
Metropolitano y Guasimal
Inspección en las subestaciones de Ocumare de la Costa. (Cumboto, Cata y la
Independencia)
306
Anexo 20: Mantenimiento de seccionalizadores
307
Anexo 21: Ajuste de curvas del reconectador marca COOPER.
308
Anexo 22. Ajuste de curvas del reconectador marca PANACEA.
309
Anexo 23. Ajuste de curvas del reconectador marca NOJA
Prueba de funcionamiento de
transformador de Distribución
310
311
Anexo 24: Planos del circuito Metropolitano y Guasimal