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• Gilberto Mejía

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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

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MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE CORPOELEC ZULIA EN EL SOFTWARE ATP-EMTP. CASO: COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO

Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de:

INGENIERO ELECTRICISTA

Autores: Br. FRANKLIN AZUAJE Br. JAIRO MORALES Tutor: Nancy Mora Co-tutor: Manuel Parra

Maracaibo, Abril de 2015

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE CORPOELEC ZULIA EN EL SOFTWARE ATP-EMTP. CASO: COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO

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Azuaje Quiroz, Franklin

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Morales Viloria, Jairo Enrique

C.I. 20.775.545

C.I. 18.833.841

Maracaibo, Zulia

Maracaibo, Zulia

Telf.: (0414) 1661297

Telf.: (0414) 6748390

[email protected]

[email protected]

______________________ Mora De Morillo, Nancy Nelita Tutor académico

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DEDICATORIA

A Dios todopoderoso, porque me acompaña en cada momento y paso que doy, me ayuda a avanzar y a superarme cada día que pasa, por ser mi guía y no dejarme caer en los momentos difíciles.

S O D VA

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SE E R S

A mis padres Franklin Azuaje y Lenys Quiroz, por su amor y aprecio, por enseñarme lo importante que es ser una persona con valores, por todos sus

O H C E he logrado mejorar y R madurar a través de los años, por eso y muchas otras E D razones todos mis logros son suyos también.

consejos, esfuerzos y enseñanzas, por apoyarme siempre. Porque gracias a ellos

A mi hermana Estefany Azuaje, por estar conmigo cuando la necesito y ayudarme en momentos difíciles, ser mi apoyo y mi amiga.

A mi amiga Crismary Lira, por su amistad, amor y constante perseverancia, por estar conmigo en las buenas y las malas por ayudarme y apoyarme a seguir avanzando y mejorando constantemente mi calidad de vida.

A mis amigos, porque ellos son parte de mi familia, que me hacen sentir en mi casa no importa donde esté, por estar conmigo en las buenas y en las malas, por enseñarme diferentes puntos de vista, cada logro es también de ustedes.

Azuaje, Franklin

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AGRADECIMIENTO

A Dios todopoderoso, por iluminarme siempre el camino a seguir, dándome fortaleza y esperanza.

S O D ha dado, por todo el apoyo incondicional que siempre encuentro enA ustedes. V R E S E R S O H CMora, por su gran dedicación y paciencia siendo A mi Profesora la Ing. Nancy E R E nuestra tutora D en este trabajo de investigación, por sus consejos y apoyo, A mi familia, novia y amigos, por ser las bendiciones más grandes que Dios me

aportando sus valiosos conocimientos indispensables para este trabajo especial de grado.

Al Ing. Manuel Parra, por su apoyo, dedicación y paciencia, por sus valiosos consejos y conocimientos que lograron dar otro enfoque en este trabajo especial de grado, por ser nuestro tutor industrial y amigo.

A la empresa CORPOELEC, por abrirnos sus puertas y permitirnos realizar este trabajo especial de grado.

Azuaje, Franklin

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DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso, quien me ha permitido culminar esta maravillosa etapa de mi vida.

S O D buenas y en las malas, enseñándome valores y quien ha sido en A mi vida un pilar V R E S E fundamental y ejemplo a seguir. R S O H C E R DE quien siempre me consiente y aconseja en ser un hombre A mi Abuela Mamaflor, A mi mamá Leyda, por permanecer siempre a mi lado apoyándome en las

de bien y útil a la sociedad.

A mis familiares, quienes siempre creyeron en mí y motivaron para seguir adelante, a todos muchas gracias.

A todos mis amigos, porque cada uno de ustedes han motivado mis sueños y apoyado en los momentos difíciles.

A mi novia Andreina Guanipa, por toda su ayuda incondicional en el desarrollo de esta tesis de grado.

Morales, Jairo

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AGRADECIMIENTO

A Dios Todopoderoso, por bendecirme permitiéndome culminar esta meta trazada y el comienzo a una nueva etapa de mi vida.

S O D A superarme y desearme lo mejor de la vida, darme sus consejos, su presencia y V R E Sahora soy. E persona han ayudado a construir y forjar la persona que R S O H C E R E A mi ProfesoraD y Tutora Ing. Nancy Mora, quien con su apoyo, profesionalismo A mis Padres, que me han dado la existencia y en ella la capacidad para

y dedicación me prestó su ayuda en este trabajo de Tesis y durante toda mi carrera.

A mi compañero de Tesis Franklin, por su colaboración y participación en el desarrollo de este trabajo.

A la Empresa CORPOELEC, por abrirnos sus puertas y permitirnos desarrollar este trabajo de tesis dentro de sus instalaciones.

A los Ings. Manuel Parra y Sanyer Marín, por toda la enseñanza impartida y apoyo incondicional recibido durante mi estadía en CORPOELEC.

A todo el personal Gerencia Ingeniería de Transmisión CORPOELEC, por permitirme e integrarme en su Equipo de Trabajo.

Morales, Jairo

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INDICE

1. CAPÍTULO I. El PROBLEMA…….………………………………........... 1.1. Planteamiento del problema………………………………………….. 1.2. Formulación del problema…………………………………………….. 1.3. Objetivos de la investigación………………………………………….. 1.3.1. Objetivo general………………………………………….................. 1.3.2. Objetivos específicos………………………………………………… 1.4. Justificación de la investigación………………………………………. 1.5. Delimitación de la investigación………………………………………. 1.5.1. Delimitación espacial………………………………………………… 1.5.2. Delimitación temporal……………………………………………….. 1.5.3. Delimitación científica………………………………………………..

Pág. 18 18 22 22 22 23 23 25 25 25 25

2. CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO………………………………………. 2.1. Descripción de la empresa……………………………………………. 2.2. Antecedentes de la investigación…………………………………….. 2.3. Bases teóricas………………………………………………………….. 2.3.1. Estudios de cortocircuito....................……………………………… 2.3.1.1. Tipos de fallas......………………………………………………….. 2.3.1.1.1 Falla simétrica (Trifásica).....................................................…. 2.3.1.1.2 Fallas asimétricas.....…………………………………………….. 2.3.1.2. Característica de las corrientes de cortocircuito………..……… 2.3.2. Análisis de componentes simétricas……….……………………… 2.3.2.1. Uso de operadores de corriente simétrica.................…………. 2.3.2.2. Componentes simétricas de fasores asimétricos....................... 2.3.3. Cálculos de las corrientes de cortocircuito....…………………….. 2.3.3.1. Diagrama unifilar…………………………………....……………… 2.3.3.2. Diagrama de impedancia..………………………………………… 2.3.3.3. Cálculo de la matriz de impedancia...……………………………. 2.3.4. Métodos para el cálculo de corrientes de cortocircuito…………... 2.3.5. ATP-EMTP …………………………………………………………… 2.3.5.1. Estructura .....………………………………………………………. 2.3.5.1.1. Estructura interna ...........………………………………………. 2.3.5.1.2. Estructura Externa ...……………………………………………. 2.3.5.2. Componentes ……………………………………………………… 2.4. Definición de términos básicos ……………………………………….

26 26 29 33 33 35 35 36 39 41 44 45 48 48 49 50 53 53 56 57 58 60 61

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Pág. 2.5. Operacionalización de variables …………………………………….. 63 2.5.1. Definición conceptual ……………………………………………….. 63 2.5.2. Definición operacional ………………………………………………. 63 2.5.3. Cuadro de variables …………………………………………………. 64 3. CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO ....................................... 3.1. Tipo de investigación ...................................................................... 3.2. Diseño de la investigación .............................................................. 3.3. Población ............................................................................... ......... 3.4. Muestra .................................................................................. ......... 3.5. Técnicas e instrumentos de recolección de datos .......................... 3.5.1. Investigación documental ............................................................ 3.5.2. Observación indirecta .................................................................. 3.5.3. Observación directa .................................................................. ... 3.5.4. Entrevista no estructurada ........................................................... 3.6. Fases de la investigación ................................................................

69 69 71 72 73 74 74 75 75 76 77

4. CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................... 4.1. Descripción del sistema eléctrico nacional ..................................... 4.1.1. Costa Occidental y Oriental ......................................................... 4.2. Recolección de datos…………………………………………………. 4.3. Modelado de la red de transmisión en el software ATP-EMTP....... 4.3.1. Modelado de elementos ............................................................... 4.3.1.1. Líneas de Transmisión Cortas (RL)……………………………… 4.3.1.2. Líneas de Transmisión Largas a partir de sus parámetros distribuidos (LCC)……………………………………………………………. 4.3.1.3. Elementos concentrados……..................................................... 4.3.1.4. Transformadores….................................................................... 4.3.1.5. Suiches…................................................................................... 4.3.1.6. Elementos de medición.............................................................. 4.3.1.7. Splitter….................................................................................... 4.3.1.8. Equivalentes del sistema............................................................ 4.3.1.9. Fuentes...................................................................................... 4.3.1.10. Generadores………………………………………………………. 4.3.2. Simulación de fallas de cortocircuito en el software ATPEMTP...................................................................................................... 4.4. Validación de base de datos desarrollada en ATP-EMTP versus DigSilent Power Factory..........................................................................

79 79 81 87 88 92 92

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Pág. 4.5. Validación de base de datos desarrollada en ATP-EMTP versus registros oscilográficos…………............................................................. 4.5.1. Informes técnicos de registros oscilográficos reales ocurridos en la red…………..……………………………………………………………….

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ÍNDICE DE TABLAS

Pág. 2.1. Cuadro de variables ………………………………………………………. 64 4.1. Subestaciones de costa occidental ..................................................... 84 4.2. Subestaciones de costa oriental .......................................................... 85 4.3. Transformadores de costa occidental .................................................. 86 4.4. Transformadores de costa oriental ..................................................... 86 4.5. Generadores de costa occidental ..................................................... 86 4.6. Generadores de costa oriental .......................................................... 87 4.7. Líneas de costa occidental ........................................................... 87 4.8. Líneas de costa oriental ..................................................................... 87 4.9. Colores asignados según nivel de tensión ........................................... 96 4.10. Fallas monofásicas en costa occidental ...................................... 112 4.11. Fallas bifásicas a tierra en costa occidental .................................... 112 4.12. Fallas trifásicas en costa occidental .................................................... 113 4.13. Fallas monofásicas en costa oriental .................................................. 113 4.14. Fallas bifásicas a tierra costa oriental ............................................... 114 4.15. Fallas trifásicas en costa oriental .................................................. 114 4.16. Características de los registros de eventos analizados................. 118 4.17. Características del registro analizado…………………………………. 122 4.18. Resultados de simulación de la corriente en fase A ……………….. 122 4.19. Resultado de simulación de la corriente a tierra ……….…………… 123 4.20. Simulación de la corriente de fase A, corregida….…….…………… 126 4.21. Simulación de la corriente a tierra, corregida …………....................... 126

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ÍNDICE DE FÍGURAS 2.1. Estructura Organizativa despacho de Transmisión Occidente…….. 2.2. Representación de una falla trifásica …............................……..… 2.3. Representación de un falla L-L ………………………………………… 2.4. Representación de una falla L-L-T …………………………………….. 2.5. Representación de una falla L-T ……………………………………….. 2.6. Forma de onda de una corriente de cortocircuito …………………….. 2.7. Formas de ondas de distintas fuentes ……………………………….. 2.8. Diagramas vectoriales de componentes simétricas ……………….. 2.9. Diagrama de sistema eléctrico ………………………....................... 2.10. Ejemplo de un archivo plano de entrada ……………………………. 2.11. Estructura interna del software ……………………………………….. 2.12. Programas de apoyo y extensiones de archivo …………………… 2.13. Ventana de análisis de variables en el software ATP-EMTP ……… 4.1. Red troncal de transmisión venezolana ………………………………. 4.2. Diagrama unifilar del sistema eléctrico Costa Occidental del Lago de Maracaibo………………………………………………………………………. 4.3. Diagrama unifilar del sistema eléctrico Costa Oriental del Lago de Maracaibo……………………………………………………………………….. 4.4. Ventana de inicio .........................................………………………. 4.5. Pantalla de creación de nuevo proyecto............................................ 4.6. Ventana de acceso a menú adicional ............................................. 4.7. Modelo y caja de diálogo de línea RL ………………………………… 4.8. Modelo y caja de diálogo de línea LCC ………………………………. 4.9. Resistor, inductor y capacitor ………………………………………….. 4.10. Circuito equivalente de un transformador ………………………….. 4.11. Modelo y caja de diálogo de transformador ………………………. 4.12. Creación de nuevo transformador ……………………………………. 4.13. Modelo y caja de diálogo de suiche controlado por tiempo ……. 4.14. Modelo y caja de diálogo de elementos de medición ……………. 4.15. Modelo y caja de diálogo de splitter …………………………………. 4.16. Equivalente de thévenin S/E Buena Vista ................................... 4.17. Formas de onda básica de fuente de excitación …………………. 4.18. Modelo y caja de diálogo de una fuente …………………………… 4.19. Modelo y caja de diálogo de generador ..................................... 4.20. Interconexión costa occidental y costa oriental …………………… 4.21. Pantalla de simulación de una falla de cortocircuito ………………. 4.22. Falla de cortocircuito en S/E Arreaga ………………………………..

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4.23. Falla de Cortocircuito Bifásico en S/E Arreaga………………………. 4.24. Resultada de la simulación de falla en S/E Arreaga ………………. 4.25. Comportamiento de la fase B ………………………………………… 4.26. Pantalla de inicio ……………………………………………………….. 4.27. Falla en Barra 138 KV S/E Tule, evento No.1 ………………………. 4.28. Falla en Línea Urdaneta-Rincón3, evento No.2 ……………………… 4.29. Falla en Línea La Villa-Machiques, evento No.3 …………………….. 4.30. Diagrama unifilar de falla en S/E 19 de Abril …………………………. 4.31. Falla en circuito Gran Sabana lado de alta tensión………………… 4.32. Falla en circuito Gran Sabana lado de baja tensión ………………. 4.33. Resultado de la simulación de falla en Gran Sabana ……………….. 4.34. Circuito equivalente Y-Y-D ……………………………………………. 4.35. Valores de impedancia según criterio antigua ENELVEN …………… 4.36. Valores de impedancia según nuevos valores de placa …………. 4.37. Diagrama de secuencia de Transformador ……………………………

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Azuaje Q., Franklin; Morales V., Jairo E. “MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE CORPOELEC ZULIA EN EL SOFTWARE ATP-EMTP. CASO: COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO”. Trabajo especial de grado para optar al título de “Ingeniero Electricista”; Maracaibo - Venezuela: Universidad Rafael Urdaneta, Escuela de Ingeniería Eléctrica, 2015 y 137p.

RESUMEN

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Debido a las inquietudes en algunos resultados arrojados por el software DigSilent Power Factory en el estudio de cortocircuito la empresa CORPOELEC Zulia, se planteó la idea de modelar la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo en el software ATP-EMTP con la finalidad de estudiar el comportamiento del sistema cuando se presentan fallas monofásicas en el lado de baja tensión de los transformadores. Creando una nueva base de datos que a su vez fue validada versus el programa DigSilent Power Factory realizando tablas comparativas donde se exponen los niveles de corrientes de cortocircuito y porcentaje de error en las principales barras que conforman la red de transmisión demostrando la confiabilidad de la base de datos modelada en ATP-EMTP. Seguidamente a través de registros oscilográficos se estudió el registro del evento 19 de abril validándolo mediante la base de datos modelada y donde se aprecia la contribución de la corriente en diferentes elementos del sistema, permitiendo comprobar que la base de datos es adecuada debido a que el error máximo fue de 1.36% y encontrando un incorrecto modelado de las impedancias de secuencia cero en el circuito equivalente de dicho transformador.

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Palabras clave: Modelado de red de transmisión, ATP-EMTP, Falla de Cortocircuitos, Registros Oscilográficos.

[email protected] [email protected]

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Azuaje Q., Franklin; Morales V., Jairo E. "MODELING OF TRANSMISSION NETWORK IN THE SOFTWARE CORPOELEC ZULIA ATP-EMTP. CASE: WEST AND EAST COAST OF LAKE MARACAIBO ". Grade special work for the title of "Electrical Engineer"; Maracaibo - Venezuela: University Rafael Urdaneta, School of Electrical, Engineering, 2015 137p.

ABSTRACT

S O D A software in Because of concerns in some thrown by the DigSilent Power Factory V R Ethe idea of modeling the the study of short CORPOELEC Zulia company results, S E R transmission of the West Coast and East S of Lake Maracaibo in ATP-EMTP software raised in order to studyH theO behavior of the system when single-phase Cof the transformer are presented. Creating a new E faults on the low voltage side R E was validated versus DigSilent Power Factory program by database which D in turn making comparative tables where levels of short circuit currents and error rate in the main bars forming the transmission network are presented demonstrating the reliability of the base Data modeled ATP-EMTP. Then through oscillograph records the event log 19 April validating it was studied by the base shaped and where the contribution of current is seen in different elements of the system data, allowing sure that the database is suitable because the maximum error was 1.36% and finding a modeling incorrect zero sequence impedances in the equivalent circuit of the transformer.

Keywords: Modeling of transmission network, ATP-EMTP, Short-circuit fault, oscillographic records.

[email protected] [email protected]

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INTRODUCCIÓN

Un cortocircuito es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por las elevadas corrientes circulantes desde la fuente hasta el punto de falla.

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ER S E R S asociadas con corrientes de alta magnitud O que fluyen durante condiciones de H C Eque los dispositivos de protección puedan aislar las cortocircuito. Para asegurar R E D fallas rápidamente y minimizar los daños a los componentes del sistema, daños a Aun los sistemas eléctricos cuidadosamente diseñados pueden ser sujetos a

daños por arqueos o sobrecalentamiento y a fuerzas magnéticas explosivas

personal y severidades de salidas del sistema, es esencial que el estudio de cortocircuito sea incluido en el diseño eléctrico de un nuevo sistema de potencia, y en las modificaciones de alguno ya existente.

Razón por la cual la empresa CORPOELEC ha planteado este trabajo especial de grado que tiene como principal propósito el modelado de la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo. Dado lo extenso, complejo y repetitivo que podrían ser los estudios de la red de transmisión, se han desarrollados herramientas computacionales que han facilitado el desarrollo de los estudios antes mencionados, tal es el caso de los estudios de cortocircuito que requieren simular diferentes tipos de fallas en distintos puntos de la red de transmisión.

Todos esto con la finalidad de que si el sistema ya existente se amplía o se instalan

nuevas

líneas

de

transmisión

o

equipos

como

generadores,

transformadores, reactores o banco de condensadores en el sistema, las corrientes de falla se determinarían por una selección correcta de los dispositivos

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de protección, por lo que un estudio de análisis de transitorios mediante el software ATP-EMTP puede ayudar a ajustar dichos dispositivos así como también precisar los motivos que provocan dichas perturbaciones en el sistema. Este trabajo de investigación está organizado en cuatro capítulos, el primero denominado “El Problema”, identifica la problemática general que envuelve el fenómeno, junto con las preocupaciones de la empresa CORPOELEC ante el mismo. Se presentan los objetivos, se resalta la justificación e importancia de la realización y se delimita la investigación.

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ER S E R En el segundo capítulo (Marco Teórico) se señalaron los antecedentes y las bases S O teóricas de la investigación. SeH define el software ATP-EMTP y todas sus C E R implicaciones. Se presenta información teórica acerca de la clasificación de DE diferentes tipos de fallas de cortocircuito. Se incluyen términos básicos y se describe el sistema de las variables del estudio.

El tercer capítulo, “Marco Metodológico”, contiene los aspectos de metodología utilizados a lo largo del estudio, señalando el tipo y diseño de la investigación y describiendo la población y la muestra, en conjunto con las técnicas e instrumentos utilizados para la recolección de datos y las fases de la investigación.

En el cuarto capítulo, “Análisis de Resultados”, se incluye un análisis relacionado con las fallas de cortocircuito ocurridas en red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de los registros oscilográficos de equipos de protección que actuaron en esos eventos y el comportamiento de la corriente. Se escogió una serie de eventos distribuidos entre las dos Costas del Lago de Maracaibo proporcionada por la empresa y se utilizó el software ATPEMTP para simular las condiciones operativas que existían en esa ocasión, lográndose la adecuación de un escenario que permitió obtener resultados aceptables, a partir de los cuales se puntualiza la incidencia del fenómeno de la

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red bajo estudio, adicionalmente se compararon los resultados con el software DigSilent Power Factory para una mejor comparación de las simulaciones efectuadas y con esto darle validez al modelo desarrollado en el software ATP’EMTP.

Finalmente se presentan las conclusiones, recomendaciones y anexos derivados de la investigación.

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CAPITULO I EL PROBLEMA

En el presente capítulo se plantea y describe la problemática a tratar en el trabajo de investigación. De igual forma, se exponen los objetivos a ser cumplidos, también se encuentra la realización del presente trabajo conjuntamente con las delimitaciones establecidas para la realización del mismo.

1.1.

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Planteamiento del problema

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El desarrollo de grandes fuentes de energía eléctrica para ejecutar trabajos útiles ha sido la clave del extenso progreso industrial y parte primordial en la mejora de la calidad de vida del ser humano en la sociedad.

En el proceso de hacer llegar la energía eléctrica desde las fuentes hasta los consumidores, se requieren estructuras cada vez más complejas las cuales conforman las actuales sistemas de potencia, que son el conjunto de elementos encargados de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica bajo condiciones y requerimientos de calidad, exigidos por norma. Estas redes poseen asociados una serie de fenómenos en condiciones operativas que son motivo de estudio por parte de los ingenieros electricistas.

Los sistemas de potencia son estructuras complejas y extensas que operan para suministrar la energía de la manera más confiable y económica a sus usuarios, combinando mantenimiento, mejoras y planes de expansión que les permitan crecer a la par de la demanda. Debido a múltiples factores (estratégicos,

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económicos, entre otros) estos sistemas no operan de manera aislada, sino que, por el contrario, se encuentran relacionados entre sí, en lo que se denomina un sistema interconectado, de manera que en su operación conjunta, se garantice un flujo confiable y económico de electricidad.

Uno de los grandes problemas de la electricidad en corriente alterna es que no

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puede almacenarse, sino que debe ser transmitida y utilizada en el momento

ER S E conexión entre los centros de generaciónS y laR carga, cuya función principal es la O H hasta la carga distribuida a todo lo largo de llevar la energía desdeE tales centros C R de su recorrido. DE

mismo que se genera. Para lograr esto, es necesario contar con un sistema de transmisión de energía eléctrica, el cual se puede definir como el medio de

Los principales componentes de un sistema o red de transmisión son las líneas de transmisión y las subestaciones. Esta red de transmisión se caracteriza por poseer diferentes niveles de voltaje y potencia de operación. Dentro de las subestaciones, los equipos denominados transformadores elevan el voltaje generado para la transmisión y lo reducen en la medida en que se acerca a los centros de consumo. Esta diversidad técnica necesaria, permite que el intercambio se dé en condiciones que minimicen las pérdidas y, de esta forma, se logre el uso eficiente de la energía por parte de todos los componentes del sistema eléctrico.

En Venezuela se tiene el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y sus operaciones son organizadas por la Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC), siendo su objetivo el suministro de energía eléctrica, generada por las plantas de generación de las hidroeléctricas Simón Bolívar, Antonio José de Sucre y Francisco de Miranda ubicadas en el Estado Bolívar las cuales producen la mayor parte de la energía eléctrica que se consume en el país, no obstante contar con otros parques

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de generación ubicados en diferentes estados, y que están interconectados con el SEN.

En tal sentido, el sistema de transmisión de CORPOELEC está conformado por seis (6) regiones operativas denominadas Central, Occidental, Los Andes, Los Llanos, Oriental y Guayana, las cuales atienden a todo el país y posee un total de

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446 subestaciones, 30.168km de líneas y 84.424 MVA de transformación, en los

ER S E R enorme entramado energético tiene requerimientos muy especiales para su S O Hoperación y mantenimiento. Además de ello, planificación, diseño, construcción, C E ER incorpora nuevas líneas y subestaciones de constantementeD CORPOELEC

niveles de voltaje correspondientes a 765, 400, 230, 138, 115 kV que son propiamente transmisión. 34.5, 24 y 13.8 kV que son sub-transmisión. Este

transmisión para el reforzamiento del SEN.

En esta investigación se trabajará en el sistema de transmisión de CORPOELEC Zulia, perteneciente a la Región Occidental. Este sistema tiene modelada su red eléctrica de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo en la herramienta computacional DigSilent Power-Factory; esta herramienta permite realizar simulaciones para analizar diferentes eventos, particularmente fallas de cortocircuito, dando resultados satisfactorios. Sin embargo, en algunos casos no se ha reflejado correctamente el comportamiento del sistema cuando se presentan fallas monofásicas en el lado de baja tensión de los transformadores, en las cuales se consideran las impedancias de secuencia cero de estos equipos y están presentes corrientes de ese tipo de secuencia.

Esta situación hace presumir que ciertos elementos del programa no están bien modelados, por lo que se ha planteado buscar otras alternativas de simulación, seleccionando para este estudio el software denominado Alternative Transient Program ATP–EMTP, que posee una serie de herramientas más amplias y

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completas, para la representación de los elementos del sistema tales como líneas de transmisión, transformadores, generadores y reactores, entre otros, con parámetros concentrados y distribuidos, apropiados para fenómenos transitorios., También permite modelar dispositivos de protección como interruptores y relés, así como simular transitorios de maniobra, descargas atmosféricas, suicheo, fallas evolutivas, análisis de bancos de condensadores, energización de líneas de transmisión y transformadores de potencia, entre otros. El dimensionamiento del

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programa es variable de tal manera que, de ser necesario, es posible ajustarlo a

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las necesidades de cada tipo de problema.

La formulación matemática del software ATP–EMTP es apoyada en el método de las características (Método Bergeron) para elementos con parámetros distribuidos y la regla de integración trapezoidal para parámetros concentrados, que durante la solución utilizan las técnicas optimizadas de matrices.

Las entradas del programa consisten en el intervalo de tiempo para el cálculo, el tiempo máximo de simulación, las variables de salida deseadas y los datos del modelo. El modelo puede armarse con un programa adicional denominado ATPDRAW, el cual actúa como un pre-procesador de los datos, permitiendo ensamblar los distintos componentes del modelo en forma gráfica, además permite la reproducción de registros oscilográficos en formato COMTRADE para la prueba de protecciones.

En busca de dar soluciones a las diferencias encontradas entre el comportamiento de las corrientes de cortocircuito y las simulaciones realizadas en DigSilent PowerFactory, se consideró la idea de modelar las redes de transmisión que funcionan para la Costa Occidental en 400, 230 y 138 kV y para la Costa Oriental en 400, 230 y 115 kV, mediante el software complementario ATP-EMTP, con la intención de estimar las corrientes de un sistema fallado para obtener los datos necesarios

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en el ajuste de los sistemas de protección y, de esa forma, garantizar la confiabilidad y la actuación correcta del esquema de protecciones de la red de transmisión.

Los resultados del modelo a lograr serán validados con respecto a registros oscilográficos documentados de casos de perturbaciones ocurridas en la red,

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relativos a fallas en las líneas de transmisión y en las barras de baja tensión de los

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transformadores, puntualizando las diferencias encontradas.

1.1.

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Formulación del problema

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De acuerdo con lo citado anteriormente, surgen las siguientes interrogantes:

¿Cuáles son los parámetros del modelo elaborado en el software ATP-EMTP que representa adecuadamente la red de transmisión de la costa occidental y oriental del lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia, bajo fallas de cortocircuito?

1.2.

Objetivos

1.2.1. Objetivo General

Modelar en el software Alternative Transient Program (ATP-EMTP) la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de la empresa CORPOELEC Zulia; mediante la simulación de cortocircuitos se validará el modelo a través de la comparación de los resultados obtenidos con respecto a registros oscilográficos.

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1.3.2. Objetivos específicos



Recopilar la información de los elementos existentes en la base de datos correspondiente a la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia.



Sde O D VA

Recabar registros oscilográficos de fallas ocurridas en la red de transmisión

bajo

estudio,

mediante

R

información

SE E R S

obtenida

registradores ya existentes en las subestaciones o de equipos instalados 

O

H C E ER

puntualmente para ese fin.

D

Modelar la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo en el software ATP-EMTP.



Simular fallas de cortocircuito de eventos reales en el modelo de la red de transmisión implementado en el software ATP-EMTP.



Comparar los resultados de la simulación con registros reales de resultados de eventos relacionados con cortocircuitos, determinando el grado de aproximación entre los mismos.

1.4. Justificación de la investigación

Esta investigación es de suma importancia para CORPOELEC Zulia, puesto que con su resultado le permitirá tener la red de transmisión de la Costa Oriental y Occidental del Lago de Maracaibo modelada en el software ATP-EMTP; que representará realmente los parámetros de todos los elementos que los conforman, debido a que será validada mediante la comparación de los resultados de las simulaciones de cortocircuito en condiciones de eventos específicos cuyos

19

24

comportamientos previamente se ha registrado en equipos de medición existentes o especialmente instalados para esa función.

La validez del modelado de la red va a proporcionar la garantía de que todos los estudios de cortocircuito que se realicen con ese modelo, en el software ATPEMTP, ofrecerán resultados confiables, asegurando que las acciones técnicas que

S O D VA

la empresa tome sean las pertinentes en condiciones operativas resguardando la

ER S E R sentido, podrán ser también simuladosS para comprobar la efectividad de los O H proceder para la comprobación de otras mismos, de manera similar se puede C E acciones. DER

estabilidad y protegiendo correctamente el sistema eléctrico; por ejemplo los cálculos de ajustes de protecciones y por ende, la toma de decisiones en este

Por otra parte, y no menos importante es el hecho de que el conocimiento de la herramienta ATP-EMTP representa un avance tecnológico a ser aplicado por el cuerpo docente de la Universidad Rafael Urdaneta en una asignatura electiva, enfocada en el análisis de transitorios en un sistema eléctrico de potencia, con lo cual se incrementa el nivel del perfil del egresado.

En cuanto a los autores de la investigación, la ejecución de este estudio les permitirá ampliar sus conocimientos en cuanto al modelado de una red mediante el software ATP-EMTP, guiándose por criterios y normativas utilizadas por CORPOELEC Zulia, así como también podrá comprobar bajo simulación el comportamiento del sistema ante eventos de fallas en cortocircuito, fortaleciendo el grado de preparación requerido para afrontar responsabilidades en la labor futura como ingeniero electricista.

19

25

1.5

Delimitación

Esta investigación fue delimitada de la siguiente manera:

1.5.1 Delimitación espacial

S O D VA

ER S E R S instalaciones del Centro de Control Caujarito O de CORPOELEC Zulia, ubicado vía H C ELa Chinita. el Aeropuerto Internacional R E D

Este trabajo especial de grado se realizó en la Gerencia de Ingeniería de Transmisión, específicamente en el Centro de Transmisión Occidental, en las

1.5.2 Delimitación temporal

Esta investigación fue efectuada en el lapso comprendido desde Marzo 2014 hasta Marzo 2015.

1.5.3

Delimitación científica

En la presente investigación se aplican los conocimientos adquiridos en el ámbito de Ingeniería Eléctrica, en el área de Potencia, específicamente en el sub-área Sistema Eléctricos de Potencia, dentro de la línea de investigación modelaje de redes eléctricas de potencias para estudios transitorios

19

26

CAPITULO II MARCO TEÓRICO

El propósito de este capítulo, es de dar a conocer los aspectos fundamentales hacia donde será enfocado el estudio. Para ello se han tomado otros estudios postulados que sustentan la presente investigación. Así mismo, el referencial

S O D VA

teórico servirá de sustento al estudio de la variable.

O

H C E ER

2.1. Descripción de la empresa

D

R

SE E R S

CORPOELEC (Corporación Eléctrica Nacional) es una Sociedad Anónima Gubernamental encargada del sector eléctrico de la República Bolivariana de Venezuela. Forma parte del Ministerio del Poder Popular de la Energía Eléctrica. Originalmente estaba dividida en empresas regionales unificadas, posteriormente, a partir de la entrada en vigencia del Decreto-Ley Nº 5.5330.

Esta corporación fue creada por el Ejecutivo Nacional, el 31 de julio de 2007, en el marco de la reorganización del sector eléctrico nacional, 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 parque de Generación de CORPOELEC asciende a unos 24.000 MW de capacidad instalada, de los cuales el 62%, se encuentra conformado por complejos hidroeléctricos situados en la región de Guayana. El otro 35% de la generación de electricidad lo proporcionan plantas termoeléctricas y casi un 3% está formado por generación distribuida conformado por grupos electrógenos. El proceso de Transmisión de CORPOELEC posee un total de 18.000 km en líneas

19

27

extendidas de red eléctrica de 400, 230, 138 y 115 kV, 446 subestaciones y una capacidad de transformación mayor a los 84.000 MVA. 

El proceso de Distribución de la Energía Eléctrica generada y transmitida por CORPOELEC es posible a que posee 572 subestaciones con una capacidad de transformación de 9.200 MVA y una red de distribución de 88.000 km de longitud.



S O D A Atención diferentes formas de atención tales como Oficinas Comerciales, V R SEcomodidad y bienestar a telefónica y Oficinas Virtuales, con el fin deE ofrecer R S O sus usuarios. H C E R DE

En el proceso de Comercialización, CORPOELEC ofrece a sus usuarios

CORPOELEC tiene como objetivos fundamentales económicos con calidad, incluyente y en armonía con el medio ambiente; incrementar ventas, cobranzas y promover el uso eficiente de la energía; lograr el equilibrio económico; satisfacer las necesidades y expectativas de los usuarios y comunidad; mantener un personal competente comprometido con la Corporación Eléctrica y con el bienestar del pueblo.

a) Misión de la empresa

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.

19

28

b) Visión de la empresa

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

S O D VA

promueve la participación de las comunidades organizadas en la gestión de la

R

Corporación, en concordancia con las políticas del Estado para apalancar el

SE E R S

desarrollo y el progreso del país, asegurando con ello calidad de vida para todo el

D

c) Valores Corporativos

19

O

H C E ER

pueblo venezolano.



Ética Socialista.



Responsabilidad.



Autocrítica.



Respeto.



Honestidad.



Eficiencia.



Compromiso.

29

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.1. Estructura Organizativa del despacho de Transmisión Occidente (CORPOELEC, 2014)

2.2. Antecedentes de la investigación

Con el propósito de apoyar la fundamentación teórica en este estudio, fue necesaria la ejecución de una profunda revisión de diversos trabajos de investigación. Se realizó una revisión que enfoca aspectos relacionados con las variables que permiten recuperar la información acerca de los fundamentos teóricos, metodologías utilizadas, resultados, hallazgos e implicaciones; que brinden un importante aporte para la investigación objeto de estudio. En tal sentido las investigaciones consultadas se citan a continuación:

En primer lugar es oportuno referir el estudio efectuado por Carlos Castillo y Sanyer Marín, en el año 2003, quienes realizaron un trabajo especial de grado titulado “Determinar el Modelo de la Red de Transmisión Eneldis – Enelco para

19

30

aplicar el programa ATP-EMTP en el Estudio de Cortocircuito”, en la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Zulia, Maracaibo – Edo. Zulia.

El objetivo general fue determinar el Modelo de la Red de Transmisión Eneldis – Enelco para aplicar el Programa ATP-EMTP en el estudio de cortocircuitos y su aplicación en el ajuste y determinación del comportamiento de relés de sobre

S O D VA

corrientes instantáneos – direccionales, proponiendo recomendaciones con el

ER S E el uso de equipos inyectores de corriente.S R HO C E R E D Dentro de los objetivos que se realizaron encontramos: a) recopilar información de objeto de realizar pruebas a los relés y determinar su comportamiento mediante la

reproducción de simulaciones de fallas en diferentes partes del sistema mediante

los elementos del sistema de potencia para la realización de una base de datos de la red de transmisión de Eneldis-Enelco; b) Adquirir destrezas en el manejo de la herramientas e instrucciones del software ATP-EMTP; c) Modelar la red de transmisión de Eneldis-Enelco y crear la base de datos en el programa ATPEMTP; d) Aplicar el programa ATP-EMTP para determinar los niveles de cortocircuito ante diferentes condiciones de falla; e) Confrontar los resultados arrojados por el programa ATP-EMTP con los del software Philadephia Electric Company (PECO) actualmente utilizado por la empresa; f) Determinar los ajustes de los relés instantáneos – direccionales en la red de transmisión de Eneldis; g) Recopilar los ajustes de los relés instantáneos – direccionales existentes en la red de transmisión de Eneldis y compararlos con los calculados; h) Proponer recomendaciones de ajustes de relés instantáneos – direccionales en función de las nuevas condiciones o criterios de ajuste; y por ultimo i) Determinar y probar el comportamiento de los relés reproduciendo simulaciones de fallas mediante el uso de equipos inyectores de corriendo (OMICRON).

19

31

La investigación fue de tipo explicativa según el nivel de conocimiento puesto a que se preocupa más en buscar las causas o los por qué de la ocurrencia del fenómeno, de cuáles son las variables o características que presentaban y de cómo se daban sus interrelaciones. Así mismo, según la estrategia empleadas es de tipo documental ya que constituye un procedimiento científico y sistemático de indagación, organización, interpretación, representando datos e información alrededor del tema, en ese caso con la recolección de unifilares del sistema, impedancia de líneas, placa característica, etc.

S O D VA

ER S E R La metodología de dicha investigación seS aplicó mediante el método de enfoque O Hy resolución de una problemática, siguiendo el sistemático para el planteamiento C E camino de los métodos DERde análisis y diseños de sistemas computacionales. Estos métodos consisten en proponer un análisis al comportamiento del sistema, el cual estudia el comportamiento del objeto, tratándose del estudio de la red de Eneldis – Enelco antes ciertas condiciones de falla. Una vez identificado el comportamiento el siguiente paso fue realizar un diagnóstico actualizado sobre la problemática encontrada y el funcionamiento del sistema, seguido de un planteamiento inicial de la posible alternativa en búsqueda de emitir opciones de solución. Dichas soluciones presentadas mediante un diseño adecuado, primero conceptual y luego en detalle, abordando la problemática encontrada la cual idealmente fue resuelta con su implantación.

En esta investigación se determinó el modelo de la red de transmisión Eneldis – Enelco creando una base de datos para aplicar el programa ATP-EMTP en estudios de cortocircuito, determinando estos niveles ante diferentes condiciones de fallas, confrontando los resultados arrojados con el programa PECO (programa para estudios de cortocircuito actualmente utilizado en la empresa) y así determinar los ajustes de los relés de sobre corriente instantáneos – direccionales y compararlos con los existentes proponiendo recomendaciones con el objeto de

19

32

realizar pruebas a los relés para determinar su comportamiento mediante la reproducción de simulaciones de fallas en diferentes partes del sistema mediante el uso de equipo inyectores de corriente.

La citada investigación es de gran aporte técnico para el desarrollo de este trabajo especial de grado, puesto que servirá como referencia para el procedimiento a

S O D VA

seguir para el cálculo de los niveles de cortocircuito y en el modelado de la red de

ER S E R modificar, modelar, o crear elementos del sistema como transformadores, líneas S O H de transmisión, generadores, etc. C E DER

transmisión pues utilizó el software ATP-EMPT para simular el comportamiento de parte del sistema de la red de trasmisión, así como brinda orientación para

Seguidamente se consultó un artículo científico realizado entre la Universidad Central de Venezuela y CVG Electrificación del Caroní C.A. (CVGEDELCA), que se titula “Simulación de Sistemas de Potencia con ATP”, por Alessandro Villar, en el año 1999.

Se establece la metodología utilizada para simular los diferentes equipos de un sistema de potencia con el ATP-EMTP, con el objetivo de determinar la procedencia de los transitorios de tensión y/o corriente de los circuitos secundarios de los transformadores de potencial capacitivos asociados a la línea 1 El tigre – San Gerónimo a 400KV. Los resultados obtenidos indicaron que al energizar un interruptor de la subestación El tigre, se induce tensión en el cable de guarda y se transforma en corriente por la conexión anómala de éste con la trampa de onda, lo que permite viajar por los neutros o conexiones a tierra de los equipos y producir daños en los módulos de medición de las protecciones.

Para ello se empleó a través de modelos matemáticos los equivalentes de thévenin de las subestaciones terminales, líneas de transmisión, cargas,

19

33

interruptores, etc. Se determinó además con simulaciones del ATP-EMTP, la tensión y corriente inducidas en el cable de guarda aislado entre las subestaciones El tigre – San Gerónimo a 400KV y su impacto sobre la trampa de onda, posible conexión a tierra del cable de guarda o abierto en el pórtico cuando se energiza el interruptor de El tigre.

S O D VA

En esta publicación se describen los modelos y criterios utilizados para

ER S E R corriente que se obtuvieron de las simulaciones. De tal forma que fue de gran S O Hespecial de grado. utilidad y desarrollo en esteE trabajo C DER representar las subestaciones, los equipos asociados a las líneas en estudio, etc, siendo de gran ayuda para el análisis de los gráficos con las ondas de tensión y

2.3. Bases teóricas

2.3.1. Estudios de cortocircuito

En la actualidad el modo normal de operación de un sistema de potencia trifásico y balanceado de corriente alterna. Un número de incidentes indeseables y inevitables puede temporalmente romper esta condición. Si el aislamiento del sistema falla en un punto o si un objeto conductor entra en contacto con una barra de potencia, se dice que ocurre un cortocircuito o falla.

De principal importancia es determinar los valores de voltaje y corriente durante condiciones de falla, con el objeto que dispositivos de protección puedan ser seleccionados y ajustados para soportar, detectar y minimizar los daños ocurridos durante tales contingencias.

19

34

Para asegurar que los equipos de protección puedan aislar fallas rápidamente y minimizar el daño de cada uno de los componentes del sistema de potencia y el riesgo del personal, el estudio de corrientes de cortocircuito deber ser incluido en el diseño de los sistemas de potencia y también cuando se realicen modificaciones a los sistemas existentes.

S O D VA

Un cortocircuito consiste en una conexión intencionada o no, de dos o más

ER S E R de un arco. En el primer caso, la tensión se reduce a cero en el punto de contacto, S O Hintensidades anormalmente altas circulan por o a un valor muy bajo, en elE segundo C ER la red hacia el D punto de falla. Las corrientes de cortocircuito suelen ser muy conductores que ordinariamente operan con una diferencia de potencial. Esta

conexión puede ocurrir por contacto físico entre elementos metálicos o por medio

superiores a las admisibles en los conductores o en las máquinas debido a consideraciones

de

capacidad

térmica.

Normalmente

las

corrientes

de

cortocircuito son muy elevadas, entre 5 y 20 veces el valor máximo de la corriente de carga en el punto de falla.

Los efectos de las corrientes de cortocircuitos son muy variados, pero los más importantes son debido al efecto Joule (calentamiento de equipos eléctricos debido a la gran circulación de corriente). De los efectos de las fallas por cortocircuito, el más notorio es la interrupción del suministro eléctrico debido a la necesaria apertura del circuito eléctrico por parte de los dispositivos de protección para despejar la falla y evitar mayores daños en el sistema.

19

35

2.3.1.1. Tipos de fallas

Las fallas o cortocircuitos en un sistema de potencia trifásico pueden ser de varios tipos. Los cortocircuitos se pueden clasificar en simétricos (balanceados) y asimétricos (desbalanceados), como se describen a continuación:

S O D VA

ER S E R S Una falla trifásica implica condición donde las O tres fases son físicamente unidas H C E estas, justo como si estuvieran conformadas como con una impedancia cero entre R E D un mismo elemento. Este tipo de condición de falla no es la más frecuente en 2.3.1.1.1. Falla Simétrica (Trifásica)

ocurrencia; sin embargo, esta generalmente resulta en valores de cortocircuito máximos, por esta razón, es la base en el cálculo de fallas en sistemas industriales y comerciales.

Considere la representación trifásica de un sistema eléctrico de potencia el cual es sometido a una falla trifásica balanceada a través de una impedancia de falla como se muestra en la figura 2.2.

Figura 2.2. Representación de una falla trifásica (Cano y Tacca, 2008)

19

36

2.3.1.1.2. Fallas Asimétricas

a) Falla línea a línea

Implica la condición donde dos fases son físicamente unidas con una impedancia

S O D VA

cero entre éstas. Este tipo de fallas alcanza aproximadamente el 87% de la

ER S E R S El circuito que se muestra a continuación se considera una representación trifásica O H C el cual es sometido a una falla línea a línea a de un sistema eléctricoR de E potencia DE través de una impedancia de falla corriente de una falla trifásica.

Figura 2.3. Representación de una falla L-L (Cano y Tacca, 2008)

19

37

b) Falla doble línea a tierra

En la gran mayoría de los casos la máxima corriente de falla se produce por falla trifásica o monofásica, sin embargo, las fallas doble línea a tierra difícilmente son capaces de producir las máximas corrientes de falla.

S O D VA

R

SE E R S

Considere una falla de doble línea a tierra en el circuito trifásico que se muestra a continuación:

O

H C E ER

D

Figura 2.4. Representación de una falla L-L-T (Cano y Tacca, 2008)

c) Falla de línea a tierra

Una falla de línea a tierra implica la condición donde una de las fases hace conexión a tierra con una impedancia cero entre éstas, justo como si estuvieran conformadas como un mismo elemento.

Comúnmente la mayoría de las corrientes de falla a tierra serán significantemente menores a las fallas trifásicas debido a la relativa alta impedancia de los circuitos de retorno a tierra, pero mayormente crean desestabilización el sistema.

19

38

Nuevamente considere la representación trifásica de un sistema eléctrico de potencia el cual es sometido a una falla línea a tierra a través de una impedancia de falla

como se muestra en la figura 2.5.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.5. Representación de una falla L-T (Cano y Tacca, 2008)

1) La reactancia subtransitoria Xd” que es la reactancia aparente del arrollado del estator en el instante del cortocircuito y determina el flujo de corriente en los primeros 30 ciclos (hasta ½ segundo) aproximadamente. 2) La reactancia transitoria X’ que determina la corriente durante el período siguiente al subtransitorio y abarca el rango de tiempo entre ½ y 2 segundos después de la ocurrencia del cortocircuito. 3) La reactancia sincrónica Xd, la cual determina el flujo de la corriente cuando se establece el período estacionario.

Dependiendo de la magnitud y desfasaje en el tiempo entre las ondas de tensión y corriente de un sistema en el instante del cortocircuito, la corriente de falla puede presentar características de asimetría con respecto al eje normal de la corriente; en general esto ocurre cuando la ocurrencia de la falla. Para producir la máxima asimetría el cortocircuito siempre debe ocurrir cuando la onda de tensión se

19

39

encuentre pasando por cero (magnitud cero). En un sistema trifásico balanceado (con tres tensiones desfasadas 120°), la máxima corriente asimétrica ocurre solamente en una de las fases del sistema (cualquiera de las tres).

La asimetría de la corriente de cortocircuito surge debido a que bajo las condiciones

explicadas

anteriormente,

la

corriente

que

fluye

tiene

dos

S O D VA

componentes: el componente de corriente alterna (componente AC) y un

ER S E R tiempo ya que su energía se disipa en forma de calor por la resistencia del circuito S O H la tasa de decrecimiento es inversamente (efecto de joule). Motivado aC esto, E ERentre la resistencia y reactancia del circuito (X/R) (entre proporcional a laD relación componente de corriente directa (componente DC) tal como ocurre en los circuitos

RL de corriente alterna. Este componente DC decrece a medida que pasa el

más baja es la relación X/R, más rápido es el decrecimiento). Por ejemplo, en sistema de baja tensión la relación X/R generalmente es baja (menor a 15) por lo que la componente se decae a cero en un rango entre 1 y 6 ciclos dependiendo del caso.

2.3.1.2. Características de las corrientes de cortocircuito

El proceso que ocurre en el sistema de potencia al producirse una falla causada por un cortocircuito es esencialmente de carácter transitorio. La corriente en régimen normal es una onda sinusoidal a 60 Hz de frecuencia y amplitud constante, no así cuando sucede un cortocircuito. La forma de onda en este caso sigue teniendo forma sinusoidal a 60 Hz pero va decreciendo exponencialmente desde un valor inicial máximo hasta su valor en régimen estacionario.

19

40

S O D VA

Figura 2.6. Forma de onda de una corriente de cortocircuito (IEEE STD 241-1990)

ER S E R S Para estudiar el sistema en este O estado transitorio se divide el período de Hsucesiva de intervalos “casi estacionarios” los C E ocurrencia de la falla en una serie R E D cuales son el período subtransitorio, transitorio y estacionario o permanente, y se aplica el concepto de impedancia para determinar la corriente correspondiente a cada uno de estos estados o intervalos.

La aplicación del concepto de impedancia se va plasmada en la asignación de impedancias variables con el tiempo a las máquinas rotativas las cuales son las fuentes de corriente de cortocircuito. En las máquinas rotativas de corriente alterna generalmente la impedancia puede modelarse como una reactancia inductiva debido a la naturaleza inductiva de sus arrollados, por lo que generalmente se consideran tres reactancias (X) asociadas a cada uno de los intervalos en los que se divide la falla: Como se dijo anteriormente, las corrientes de cortocircuito tienen varias fuentes, las cuales contribuyen en forma diferente dependiendo de su naturaleza. La forma en que las distintas fuentes alimentan al cortocircuito se muestra en la figura 2.7. A causa de que las corrientes de las máquinas rotativas decrecen a medida que se reduce el flujo después del cortocircuito, la corriente de cortocircuito total decae con el tiempo. Considerando solamente la parte simétrica de la corriente de

19

41

cortocircuito, la magnitud es máxima en el primer medio ciclo luego del cortocircuito y de un valor más bajo unos pocos ciclos después. Nótese que el componente del motor de inducción desaparecerá completamente luego de uno o dos ciclos, exceptuando los motores más grandes en la cual se puede presentar por más de cuatro ciclos.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.7. Formas de ondas de distintas fuentes (IEEE STD 241-1990)

2.3.2. Análisis de componentes simétricas

El concepto fundamental de la transformación de las componentes simétricas, de transformar un sistema de n vectores desbalanceados en un sistema de n vectores balanceados, corresponde a un concepto más general denominado de las transformaciones modales y que tiene aplicaciones múltiples por ser matemático, pero que es particularmente útil en algunos problemas de ingeniería eléctrica relacionados con el estudio de redes eléctricas desbalanceadas.

19

42

Los n vectores de cada conjunto de componentes son iguales en magnitud y los ángulos entre ellos también; aunque el método es aplicable a sistemas de n fases desbalanceadas, en este apartado sólo se concretará a sistemas trifásicos.

De acuerdo con el teorema de Fortescue, los tres vectores desbalanceados de un sistema trifásico se pueden descomponer en tres sistemas balanceados de

S O D VA

vectores para su solución. Estos tres sistemas balanceados de vectores son los

O

H C E ER

D

R

SE E R S

siguientes:

1) Componentes de secuencia positiva que consisten de tres fasores de igual magnitud desfasados uno de otro por 120° y teniendo la misma secuencia de fases que el sistema original de vectores. 2) Componentes de secuencia negativa que consisten de tres vectores iguales en magnitud y desfasados 120° entre sí con una secuencia de fases opuestas al sistema original de vectores. 3) Componentes de secuencia cero que consisten de tres vectores de igual magnitud con desfasamiento de ceros grados entre sí.

Figura 2.8. Diagramas vectoriales de componentes simétricas (Cano y Tacca, 2008)

19

43

Por facilidad en el estudio de las redes eléctricas es costumbre designar a las componentes de las fases a, b y c con la secuencia abc de tal forma que los componentes de secuencia positiva del sistema desbalanceado tengan la secuencia abc también. Si los vectores originales son de voltaje y se designan originalmente como

, sus componentes simétricas se designan en la

misma forma pero agregando un subíndice adicional que en forma convencional

S O D VA

se toma como 1 para la secuencia positiva, 2 para la secuencia negativa y 0 para

R

la secuencia cero, de tal forma que la componente simétrica de los vectores de

SE E R S

voltajes se designa por secuencia negativa

para la secuencia positiva, en el caso de la

y para Ola secuencia cero como H C RE

DE

el caso de las corrientes de fase desbalanceadas secuencia positiva son

sus componentes de

, para la secuencia negativa

la secuencia cero se tienen

. En

y para

.

Cada vector desbalanceado de voltajes o corrientes se puede expresar en términos de sus componentes simétricas como se indica a continuación, tomando por ejemplo los vectores de voltaje.

(Ec. 2.1) (Ec. 2.2) (Ec. 2.3)

Para las corrientes;

19

44

(Ec. 2.4) (Ec. 2.5) (Ec. 2.6)

S O D VA

Las aplicaciones principales de las componentes simétricas se encuentran en el

ER S E R corriente y voltaje en diferentes puntos delS sistema se puedan calcular fácilmente. O H C E DER

estudio de las fallas asimétricas, consistiendo fundamentalmente en encontrar las componentes simétricas de la corriente de falla de manera que los valores de

2.3.2.1. Uso de operadores de corrientes simétricas

En virtud de los desfasamientos de los componentes simétricas de los vectores de voltaje y corriente en los sistemas trifásicos, resulta conveniente usar un métodos simplificado de representación de la rotación o desfasamiento de los vectores a 120°, normalmente se usa la letra “a” para designar un operador que causa una rotación de 120° en sentido contrario a las manecillas del reloj. Este operador es un número complejo de magnitud unitaria y ángulo de 120° definido como:

Si el operador “a” se aplica dos veces a un fasor en forma sucesiva, entonces se gira un ángulo de 240° y tres aplicaciones sucesivas de “a” giran al vector 360°, es decir que:

y

19

45

2.3.2.2. Componentes simétricas de fasores asimétricos

El número de cantidades que aparecen en las relaciones entre los fasores y sus componentes simétricas dadas en forma general:

S O D VA (Ec. 2.2) (Ec. 2.1)

O

H C E ER

D

R

SE E R S

(Ec. 2.3)

Se pueden simplificar si se expresan las cantidades refiriéndolas a una referencia que por lo general es la fase “a” obteniéndose las siguientes relaciones en términos del operador “a”.

(Ec. 2.7) (Ec. 2.8) (Ec. 2.9) (Ec. 2.10) (Ec. 2.11) (Ec. 2.12)

Es decir, que se pueden escribir las relaciones como:

19

46

(Ec. 2.13) (Ec. 2.14) (Ec. 2.15)

O

H C E ER

D

S O D VA

R

SE E R S

Escribiendo en forma matricial:

Por facilidad en la notación se hace:

Y mediante algebra de matrices se puede demostrar que la inversa de esta matriz es:

De tal forma que:

19

47

(Ec. 2.16)

Y premultiplicada por A

(Ec. 2.17)

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

La expresión anterior permite obtener las componentes simétricas de un fasor desbalanceado.

(Ec. 2.18) (Ec. 2.19) (Ec. 2.20)

Para las corrientes se obtienen en forma similar las expresiones:

(Ec. 2.21) (Ec. 2.22) (Ec. 2.23)

19

48

Y las componentes simétricas de los fasores desbalanceados:

(Ec. 2.24) (Ec. 2.25) (Ec. 2.26)

S O D VA

R

E S E R 2.3.3. Cálculo de las corrientes de cortocircuito S O H C E R DE 2.3.3.1. Diagrama unifilar

El diagrama unifilar es la representación del sistema a ser estudiado. Resulta de la simplificación de un sistema trifásico equilibrado como un circuito monofásico, formado por una de las tres líneas y un neutro de retorno. Otra de las simplificaciones hechas es suprimir el cierre del circuito por el neutro e indicando sus partes componentes por medio de símbolos normalizados en vez de circuitos equivalentes.

La finalidad de un diagrama unifilar es suministrar de manera sencilla y concisa los datos más significativos e importantes de un sistema. La información que se representa en el diagrama depende del estudio que se está realizando. Por ejemplo, para estudios de cortocircuito es fundamental representar los equipos de maniobra y protección tales como interruptores, relés y fusibles.

19

49

2.3.3.2. Diagrama de Impedancias

El diagrama unifilar debe transformarse en un diagrama de impedancias que muestre el circuito equivalente de cada componente del sistema referido al mismo lado de uno de los transformadores para estudiar el comportamiento en condiciones de carga o al representarse un cortocircuito.

S O D VA

R

SE E R S

Los circuitos equivalentes para el estudio de cortocircuito de los distintos componentes del sistema son los siguientes:



HO C E Generadores ERy Motores: La representación elemental de una máquina D sincrónica es una fuente de tensión en serie con una impedancia. Los motores de inducción se representan igual que las máquinas sincrónicas pero se considera su contribución al cortocircuito solo en los primeros ciclos.



Transformadores:

Generalmente

se

representan

por

su

circuito

equivalente “T” ignorando su rama magnetizante. 

Líneas de transmisión y Cables: El circuito equivalente a utilizar depende de la longitud de la línea, usándose el modelo “p” para líneas largas y medias. Las líneas y cables cortos se representan como una resistencia en serie con una inductancia.



Cargas: Se pueden modelar como impedancias de valor constante que consumen potencia activa y reactiva. En estudios de cortocircuito se representan como circuitos abiertos.



Sistemas externos: Se modela por el circuito equivalente de Thévenin donde la tensión equivalente depende de las tensiones internas de los

19

50

generadores y la impedancia equivalente depende del resto de elementos del sistema.

El diagrama de impedancia que se describe en esta sección se denomina diagrama de secuencia positiva, ya que representan impedancias para las corrientes equilibradas de un circuito trifásico simétrico. Como se explicará más

S O D VA

adelante, también existen diagramas de impedancias para otras secuencias

R

(negativas y cero), siendo en esencia iguales a los de secuencia positiva pero usando otros circuitos equivalentes.

O

H C E ER

D

SE E R S

2.3.3.3. Cálculo de la matriz de impedancias

El siguiente circuito representa las tres fases de un sistema eléctrico:

Figura 2.9. Diagrama de Sistema Eléctrico (Cano y Tacca, 2008)

En donde mientras que líneas.

19

representan a las impedancias propias de cada línea, representan los acoplamientos mutuos entre las

51

En las fases de referencia abc, la caída de voltaje entre los extremos emisor y receptor de la línea es:

(Ec. 2.27)

S O D VA

En las componentes simétricas:

O

H C E ER

D

R

SE E R S

(Ec. 2.28)

De la ecuación (Ec. 2.19):

Entonces,

(Ec. 2.29) (Ec. 2.30)

Premultiplicando ambos miembros por A-1: A-1 A = I = Matriz Identidad

(Ec. 2.31)

19

52

Es decir, que:

(Ec. 2.32)

En la forma desarrollada las componentes simétricas de las impedancias son:

R

SE E R S

HO C E El desarrollo de la ecuación DER anterior da como resultado:

S O D VA

En donde Zs es la impedancia propia de cada fase y Zm es la impedancia mutua entre las fases.

Finalmente:

(Ec. 2.33) (Ec. 2.34) (Ec. 2.35)

19

53

Por tanto las expresiones para la caída de voltaje en componentes simétrica son: (Ec. 2.36) (Ec. 2.37) (Ec. 2.38)

S O D VA

R

SE E R S

2.3.4. Métodos para el cálculo de corrientes de cortocircuitos

HO C E R de cortocircuito existen diferentes métodos para Para el cálculo de E D corrientes hallar el valor de las mismas en cualquier punto de un sistema de potencia, siendo alguno de estos métodos los siguientes: 

Método de reducción de mallas



Método de contribución (Aplicación del teorema de superposición)



Método de componentes simétricas



Método de la matriz de impedancias de barra

Dado que este trabajo especial de grado está dirigido en determinar los niveles de cortocircuito a través del programa ATP-EMTP, los métodos mencionados no se desarrollarán.

19

54

2.3.5. ATP-EMTP

El

programa

para

cálculo

de

transitorios

electromagnéticos,

EMTP

(Electromagnetic Transient Program) se desarrolló para el análisis de fenómenos transitorios en las redes eléctricas de potencia, pero en razón de los métodos utilizados se aplica al estudio de circuitos electrónicos. Este programa fue

S O D VA

concebido por Bonneville Power Administration (BPA) al final de los años sesenta

ER S E R herramienta más flexible. Para su evolución en BPA, esta útil herramienta ha S O H organismos de investigación públicos y tenido las contribucionesE deCotros R privados. DebidoD aE su constante desarrollo, EMTP se considera hoy día como un gracias a los trabajos de H. Dommel y W. S. Meyercon el fin de remplazar los

analizadores de transitorios clásicos, TNA (Transients Network Analyzer), por una

elemento de referencia en el análisis de los regímenes transitorios. Desde 1974, EMTP pudo utilizarse en prácticamente todos los tipos de computadores gracias a un módulo de traducción universal y, por consiguiente, un solo lenguaje de programación (FORTRAN) que facilitó su empleo. En 1985, después de una tentativa de comercialización de EMTP, BPA no volvió a recibir la ayuda de aquellos que habían trabajado por su mantenimiento y su difusión. En este momento se elaboró una nueva versión bajo el nombre de ATP (Alternative Transients Program).

La filosofía de simulación de EMTP tiene como finalidad la representación de un sistema eléctrico de potencia regulado bajo el efecto de regímenes transitorios. Las fuentes de fenómenos transitorios están representadas siguiendo el contexto, la situación del equipamiento y su medio ambiente. Un análisis de todos estos fenómenos tiene como fin la estimación de los efectos sobre la estabilidad del sistema, para decidir las leyes de mando que se deben implantar para mejorar su funcionamiento.

19

55

Con este propósito, EMTP se basa en dos módulos, NETWORK y TACS, con un gran número de modelos de los elementos constituyentes de los sistemas eléctricos (NETWORKS) y de control TACS (Transient Analysis of Control Systems).

En NETWORK, se dispone de:

• Resistencias. • Inductancias.

SE E R S

R

S O D VA

O H C E • Modelos polifásicos deR componentes R-L-C en _ o en T. E D • Modelos polifásicos de líneas de transmisión con parámetros distribuidos. • Capacitancias.

• Cables subterráneos. • Transformadores. • Resistencias no lineales. • Resistencias variantes con el tiempo. • Inductancias no lineales. • Pararrayos. • Protectores de sobre tensiones. • Interruptores, diodos y tiristores. • Medidores de tensión, de corriente, de par y de velocidad. • Fuentes de corriente y de tensión. • Máquinas eléctricas giratorias. • Analizadores de armónicos (transformada de Fourier). • Analizadores de carga (flujo de carga). • Analizadores de espectro (respuesta en frecuencia). • Simplificación de redes (equivalentes de Thévenin).

19

56

En TACS o MODELS es posible modelar:

• Los sistemas de control dinámico. • Los dispositivos o fenómenos que no están modelados en NETWORK.

Dado que en un estudio de regímenes transitorios una red eléctrica puede ser un

S O D VA

sistema muy complejo a causa del modelado de las interacciones electro-

ER S E R S integración trapezoidal ha sido escogido por su O simplicidad y por su eficacia en los H C E sistemas llamados “rígidos”. R E D

magneto-mecánicas, la descripción numérica de los elementos representados por las ecuaciones diferenciales debe ser estable. Con este objetivo, el método de

Con este método de integración, la simulación de una red eléctrica con n nodos, que tenga resistencias, capacitancias, inductancias, máquinas eléctricas estáticas y rotativas y otros dispositivos, se reduce a la solución de un conjunto de ecuaciones algebraicas reales simultáneas y expresadas bajo la forma de conductancia nodal (formulación nodal), que pueden ser resueltas en cada paso de tiempo

2.3.5.1. Estructura

El ATP es un programa ejecutable escrito en FORTRAN que lee archivos planos que contienen configuración de la simulación, la descripción del sistema a simular y la descripción de variables a registrar.

Es posible escribir los archivos planos manualmente teniendo en cuenta una serie de reglas descritas en el RuleBook (manual del ATP-EMTP), sin embargo no es algo práctico y para redes complejas se vuelve una labor tediosa. Para hacer las

19

57

cosas más fáciles y prácticas el ATP se apoya en varios programas externos e internos que facilitan el trabajo. La figura 2.10 muestra un ejemplo del archivo plano para un circuito monofásico de AC con dos resistencias.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.10. Ejemplo de un archivo plano de entrada (ATP-EMTP, 2014)

2.3.5.1.1. Estructura Interna

El ATP es un programa que se compone de un núcleo y subrutinas de apoyo, la figura 2.11 muestra la estructura interna del ATP. El núcleo es el programa que se encarga de realizar la solución de las ecuaciones en el dominio del tiempo o la frecuencia para la red bajo simulación. El núcleo interactúa con elementos de control TACS

y elementos descritos a través del lenguaje de simulación

MODELS, estos elementos junto con el núcleo conforman el bloque de simulación del ATP-EMTP.

Los programas de soporte tienen las siguientes funciones: 

19

Cálculo de parámetros de líneas y cables (LCC)

58



Generación de modelos de líneas especiales (JMarti, Semlyen, Noda, etc)



Cálculo de parámetros de modelos de transformadores (BCTRAN, XFORMER)

 Generación de Módulos

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.11. Estructura Interna del software (ATP-EMTP, 2014)

2.3.5.1.2. Estructura Externa

Los programas externos facilitan el trabajo con el ATP, hay dos aspectos clave, la entrada de datos y la visualización de resultados, en estos aspectos se utilizan programas externos para la generación del archivo plano y la gestión de las subrutinas internas se utiliza el programa ATPDraw, para la visualización se utilizan programas como el PLOTXY o el TOP2000. La figura 2.12 describe la

19

59

estructura externa (programas de apoyo) y las extensiones de los archivos relacionados.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 2.12. Programas de apoyo y extensiones de archivo (ATP-EMTP, 2014)

El ATPDraw es en esencia una interfaz gráfica que interpreta los gráficos correspondientes a modelos y conexiones y a partir de éstos codifica el archivo plano que lee el ATP-EMTP. Además de generar el archivo plano se encarga de cargar el ATP y hacer que procese el archivo plano correspondiente a la simulación, toda esa labor requiere que también se encargue de la gestión de archivos y por ello necesita una configuración de directorios además de la configuración para cargar el ATP-EMTP.

19

60

Figura 2.13. Ventana de análisis de variables en el software ATP-EMTP (ATP-EMTP, 2014)

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

En la figura 2.13 se puede visualizar una síntesis de los diferentes eventos que puede simular el software ATP’EMTP con descripción de datos de eventos y sus respectivos valores, dependiendo de tipo eventos que vaya a ser estudiado como: temporales, maniobra, descarga atmosférica (rayo) y voltaje de recuperación.

2.3.5.2. Componentes

El programa cuenta con los siguientes componentes: 

Ramas lineales RLC acopladas y desacopladas.



Líneas de transmisión y cables con parámetros distribuidos y parámetros distribuidos variables con la frecuencia.



19

Resistencias, inductancias no lineales.

61

 Componentes con no linealidad – Transformadores con saturación e histéresis, descargadores de sobretensiones. 

Interruptores sencillos, dependientes del tiempo y el voltaje, interruptores estadísticos.



Diodos, tiristores, triacs.



Fuentes AC, impulso, rampa, exponencial, definidas por el usuario.



Máquinas de inducción y máquinas sincrónicas.



S O D VA

R E S E Componentes definidos por el usuario mediante MODELS. R S HO C E DER

2.4. Definición de términos básicos

Cortocircuito: Es un fenómeno eléctrico que ocurre cuando dos puntos entre los cuales existe una diferencia de potencial se ponen en contacto entre sí, caracterizándose por elevadas corrientes circulantes hasta el punto de falla.

Falla asimétrica: Esta falla se origina debido a un desbalance entre las fases, y pueden ser fallas de línea a tierra, monofásicas, línea a línea donde no intervenga la tierra y línea a línea donde si intervenga la tierra.

Fasor: Representación gráfica de un número complejo que se utiliza para representar una oscilación, de forma que el fasor suma de varios fasores puede representar la magnitud y fase de la oscilación resultante de la superposición de varias oscilaciones en un proceso de interferencia.

19

62

Fenómeno Transitorio: Perturbación o alteración momentánea que depende solo de los elementos del sistema y de la energía que se encuentra almacenada en él en un lapso muy corto de tiempo.

Método Bergeron: El método Bergeron presenta ventajas y desventajas respecto al Lattice. La principal ventaja es que gráficamente permite calcular los valores de

S O D VA

tensión y corriente en ambos extremos de la línea, sin necesidad de hacer

R

cálculos. La principal desventaja, es que si se mecaniza el procedimiento, dado

SE E R S

que no hay que saber hacer los cálculos, puede perderse de vista el concepto de

O

H C E ER

cómo se obtienen los valores

D

Potencia nominal: La potencia nominal es la potencia máxima que demanda una máquina o aparato en condiciones de uso normales; esto quiere decir que el aparato está diseñado para soportar esa cantidad de potencia, sin embargo debido a fluctuaciones en la corriente, al uso excesivo o continuo, o en situaciones de uso distintas a las del diseño, la potencia real puede diferir de la nominal, siendo más alta o más baja.

Registro Oscilógrafos: Registro de perturbaciones debido a alguna anormalidad en las tensiones o corrientes en el sistema eléctrico durante un determinado período de tiempo donde se muestra la evolución de estas señales,

Simulación: Tradicionalmente, el modelado formal de sistemas ha sido a través de un modelo matemático, que intenta encontrar soluciones analíticas a problemas que permiten la predicción del comportamiento de un sistema de un conjunto de parámetros y condiciones iniciales.

19

63

2.5. Operacionalización de la variable

En la presente investigación de tomó en cuenta la variable Modelado de la red de transmisión de la costa occidental y oriental del lago de Maracaibo.

2.5.1. Definición conceptual

S O D VA

ER S E R el análisis de los Sistemas Eléctricos de Potencia para contribuir a una operación y S O planificación eficiente, confiable yH segura, que pueda satisfacer las necesidades C E R de la sociedad oD en E este caso de la empresa. El modelado de la red de transmisión es el modelado matemático, la simulación y

2.5.2. Definición operacional

La variable de modelado de la red de transmisión se mide a través de las dimensiones: datos de la red actual, registros oscilográficos de fallas en la red, modelaje en software ATP-EMTP y simulación de cortocircuitos de eventos reales; cada una de ellas con sus respectivas subdimensiones e indicadores de acuerdo al mapa de variables.

2.5.3. Cuadro de variables

A continuación en la tabla 2.1 se describe la operacionalización de las variables en estudio, con dimensiones e indicadores.

19

64

Tabla 2.1. Cuadro de variables

OBJETIVO GENERAL: MODELAR EN EL SOFTWARE ATP-EMTP LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO DE LA EMPRESA CORPOELEC ZULIA. OBJETIVO

VARIABLE

DIMENSIÓN

elementos

existentes en la base de datos correspondiente a la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

información de los

O

D

S O D VA

R

SE E R S

de la red

H C E ER

INDICADORES

DIMENSIÓN

Configuración

Recopilar la

actuales

SUB-

Diagrama unifilar



Transformadores



Generadores



Líneas de

Elementos

Datos de la red

transmisión 

actual

Banco de condensadores, etc.



Datos del transformador

Características



técnicas

Valor de impedancia



Longitud de la línea, etc.

19

65

Tabla 2.1. Continuación

OBJETIVO GENERAL: MODELAR EN EL SOFTWARE ATP-EMTP LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO DE LA EMPRESA CORPOELEC ZULIA.

SUBOBJETIVO

VARIABLE

DIMENSIÓN

la red de transmisión bajo estudio, mediante información obtenida de registradores ya existentes en las subestaciones o de equipos instalados puntualmente para ese fin.

19

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

fallas ocurridas en

D

ERE

CHO

Clasificación



fallados

Registros de fallas en líneas y barras



Registros de fallas en lado de baja

según elementos

Registros

INDICADORES

S O D VA

R

SE E R S

Recabar registros oscilográficos de

DIMENSIÓN

tensión de los tx´s 

Registros de operaciones no

oscilográficos

deseadas de

de fallas en la

protecciones

red

Comportamiento del sistema durante la falla



Curva magnitud de la corriente en cortocircuito vs tiempo

66

Tabla 2.1. Continuación

OBJETIVO GENERAL: MODELAR EN EL SOFTWARE ATP-EMTP LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO DE LA EMPRESA CORPOELEC ZULIA.

Modelar la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo en el software ATPEMTP.

19

VARIABLE

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

OBJETIVO

DIMENSIÓN

SUB-

Adquisición

DER

S O D VA

Creación de archivo

R ESE

Iconos de elementos



Ingreso de datos



Modelado de una red



Corridas



Análisis de resultados



Modelado de generadores

Modelado



Modelado de transformadores

de la red



Modelado de líneas

bajo estudio



Modelado de banco de

R S O

Modelaje en

 

de destreza

ECH

INDICADORES

DIMENSIÓN

en el

software

ATP-EMTP

software

ATP-EMTP

condensadores, etc.

67

Tabla 2.1. Continuación

OBJETIVO GENERAL: MODELAR EN EL SOFTWARE ATP-EMTP LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO DE LA EMPRESA CORPOELEC ZULIA. OBJETIVO

VARIABLE

DIMENSIÓN

SUB-

el modelo de la red de transmisión implementado en el software ATPEMTP

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

eventos reales en

O

H C E ER

cortocircuito de

D

eventos

S O D VA

R

SE E R S

Selección de

Simular fallas de

INDICADORES

DIMENSIÓN



Fecha



Elemento afectado



Característica de pre falla

Simulación de 

Hora de inicio

Características



Duración

del evento



Curvas corriente vs

cortocircuito de eventos reales

tiempo 

Curvas voltaje vs tiempo



Fallas monofásicas

Simulación de



Fallas trifásicas

falla



Fallas bifásicas a tierra

19

68

Tabla 2.1. Continuación

OBJETIVO GENERAL: MODELAR EN EL SOFTWARE ATP-EMTP LA RED DE TRANSMISIÓN DE LA COSTA OCCIDENTAL Y ORIENTAL DEL LAGO DE MARACAIBO DE LA EMPRESA CORPOELEC ZULIA. VARIABLE

Comparar los resultados de la simulación con

eventos relacionados con cortocircuitos, determinando el grado de aproximación entre los mismos

19

DIMENSIÓN

D

SUB-

INDICADORES

DIMENSIÓN

S O D VA

R

SE E R S

O

H C E ER

registros reales de resultados de

MODELADO DE LA RED DE TRANSMISIÓN

OBJETIVO



Curvas registradas



Curvas simuladas

Simulación de

cortocircuito de

Comparación de

eventos reales

resultados

Diferencia entre curvas: 

Magnitud



Tiempo

69

CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO

En este capítulo se presenta el marco metodológico empleado para el logro de los objetivos formulados anteriormente. De igual manera se señala el tipo y diseño de investigación, la población y muestra, las técnicas e instrumentos de recolección

S O D VA

de datos; así como las fases empleadas en el estudio.

O

H C E ER

3.1. Tipo de investigación

D

R

SE E R S

Según Arias (2006, p. 23) establece que “el tipo de investigación se refiere al nivel o grado de profundidad con que se aborda un fenómeno u objeto de estudio” en este orden de ideas; mientras que Chávez (2007, p. 133) expresa que “se determina de acuerdo con el tipo de problema que el lector desea solucionar, objetivos que pretenda lograr y disponibilidad de recursos”. Igualmente, Méndez (2007, p. 228) señala que “al desarrollar el tipo de investigación se debe considerar el nivel de

conocimiento

científico

(observación,

descripción,

explicación) al que espera llegar el investigador, se debe formular el tipo de estudio”.

Arias (2006, p. 24) señala que la investigación descriptiva “consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno o grupo con el fin de establecer su estructura o comportamiento. Los resultados de este tipo de investigación se ubican en un nivel intermedio en cuanto a la profundidad de los conocimientos se refiere”.

19

70

De igual forma, Chávez (2007, p. 135) apunta que “las investigaciones descriptivas son todas aquellas que orientan a recolectar informaciones relacionadas con el estado real de las personas, objetos, situaciones o fenómenos, tal cual como se presentaron en el momento de su recolección. Describe lo que se mide sin realizar inferencias ni verificar hipótesis”. Asimismo para Hernández, Fernández y Baptista (2006, p. 102) las investigaciones de tipo descriptiva son aquellas que “buscan especificar las propiedades de personas, grupos o cualquier otro fenómeno que

S O D VA

sea sometido a análisis. Miden o evalúan diversos aspectos, dimensiones o

O

H C E ER

D

R

SE E R S

componentes del fenómeno o fenómenos a investigar”.

En base a las definiciones anteriormente planteadas, la presente investigación se considera descriptiva, ya que se detallará y modelará la base de datos de la red eléctrica instalada en la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo perteneciente a CORPOELEC Zulia, y se orientará a la recolección de características operativas tomando en cuenta: registros de fallas en líneas y en el lado de baja tensión de los transformadores, registros de operaciones no deseadas de protecciones, curvas del comportamiento en el tiempo de la corriente y la tensión bajo condiciones de falla.

También es descriptiva porque se mostrará todo el procedimiento seguido para validar, utilizando el software ATP-EMTP, el nuevo modelo de la base de datos de la red eléctrica bajo estudio, previa comparación de la respuesta simulada con la obtenida de los registros oscilográficos de los eventos relacionados con fallas previamente seleccionado.

19

71

3.2. Diseño de la investigación

El diseño de la investigación hace referencia a los pasos, etapas y estrategias que se emplean en el desarrollo de los objetivos propuestos, también está relacionado con las técnicas y procedimientos empleados para la recolección de información.

S O D VA

Al respecto, Tamayo y Tamayo (2009, p. 25) acota que “el diseño de la

ER S E R S para indicar los pasos y pruebas a efectuar, así O como las técnicas para recolectar H C y analizar los datos ”. RE DE

investigación consiste en el planteamiento de una serie de actividades sucesivas y organizadas, adaptadas a las particulares de cada modalidad de investigación ,

Sabino (2007, p. 44) en su definición de estudio documental señala que se presenta: Cuando los datos a emplear ya ha ido recolectados en otras investigaciones y son conocidos mediante los informes correspondientes nos referimos a datos secundarios, porque han sido obtenidos por otros y nos llegan elaborados y procesados de acuerdo con los fines de quienes inicialmente los obtuvieron y manipularon. Como éstas informaciones proceden siempre de un documento escrito, pues esa es la forma uniforme en que se emiten los informes científicos.

Tamayo y Tamayo (2009, p. 72) plantea el diseño de la investigación “como experimental cuando a través de un experimento se pretende llegar a la causa de un fenómeno. Su esencia es la de contener el objeto de estudio a la influencia de ciertas variables en condiciones controladas y conocidas por el investigador”.

19

72

Según las definiciones expuestas por los autores antes mencionados se establece que la presente investigación se define de tipo mixto con componentes documental y experimental.

Es de tipo documental dado que la obtención de datos fue realizada a través de la consulta de fuentes impresas y digitales, tales como: textos, diagramas unifilares y

S O D VA

base de datos de la red eléctrica e informes técnicos relacionados con fallas

ER S E R S Por otra parte, se cataloga como una investigación experimental debido a que O H C E se manipulan variables dentro del sistema, de mediante un software de simulación R E D forma controlada y premeditada para así recrear escenarios apropiados para anteriormente realizados dentro de la empresa.

analizar la respuesta dinámica de la red bajo estudio, y así poder establecer conclusiones sobre el correcto funcionamiento de la base de datos ante las diferentes fallas de cortocircuito que puedan presentarse en el sistema.

3.3. Población

Según Arias (2006, p. 81) la población “es un conjunto finito o infinito de elementos con características comunes para los cuales serán extensivas las conclusiones de la investigación. Este queda delimitada por el problema y por los objetivos de estudio”.

De igual forma, Chávez (2007, p. 162) expresa que la población de un estudio “es el universo de la investigación, sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Está constituida por características o estratos que le permiten distinguir los sujetos, unos de otros”. Tomando en cuenta lo anterior, en la presente

19

73

investigación la población está representada por la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia.

3.4. Muestra

S O D VA

Sobre la muestra, Hernández, Fernández y Baptista (2006, p. 207), declara que “la

ER S E R población” A esto, Bavaresco (2006, p. 92), describe que “cuando se hace difícil el S O H extraer una muestra, la cual no es más estudio de toda la población, es necesario C E R que un subconjunto de la población, con la que se va a trabajar”. DE

muestra es un subgrupo de la población” del mismo modo, Arias (2006, p. 83) define la muestra como “un subconjunto representativo y finito que se extrae de la

En la siguiente investigación la muestra estará integrada por la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia, el cual consta de diversos elementos como: transformadores, generadores, líneas, banco de capacitores, etc, estos elementos serán estudiados para analizar su comportamiento bajo distintas condiciones de contingencia, se procederá realizando simulaciones correspondientes en el software ATP-EMTP.

Arias (2006, p. 85) expresa que “en el muestreo de tipo intencional los elementos escogidos con base en criterios o juicios preestablecidos por el investigador”. A su vez Sabino (2007, p. 101) señala que “la muestra intencional escoge sus unidades no en forma fortuita sino completamente que para el investigador resulten de relevancia”.

La selección de la muestra será realizada de forma no aleatoria de tipo intencionada, ya que esta será establecida por la Gerencia de Ingeniería de protección, de CORPOELEC Zulia, debido a que se desea conocer el

19

74

comportamiento ante distintas fallas de cortocircuito, para así validar la base de datos modelada en ATP-EMTP.

3.5. Técnicas e instrumentos de recolección de datos

Arias (2006, p. 33) menciona que las técnicas de recolección de datos son “las

S O D A observación directa, la encuesta en sus dos modalidades: oral y escrita V R E S otros”. (cuestionario), la entrevista, el análisis documental, entre E R S O H C E R E (2007, p. 427) agrega que “las técnicas de recolección En consecuencia DHurtado distintas formas o maneras de obtener la información, son ejemplos de técnicas la

de datos comprenden, procedimientos y actividades que le permiten al investigador obtener la información necesaria para dar respuesta a su pregunta de investigación”. En la presente investigación, la técnica seleccionada para la recolección de datos será la investigación de tipo documental y de observación directa e indirecta.

3.5.1. Investigación documental

Arias (2007, p. 34) define la investigación documental como “aquella que se basa en la obtención y análisis de datos provenientes de materiales impresos u otros tipos de documento”, Desde otro punto de vista Hurtado (2007, p. 90) describe la investigación documental como “el proceso mediante el cual un investigador recopila, revisa, analiza selecciona y extrae información de diversas fuentes, acerca de un tema particular, con el propósito de llegar al conocimiento y compresión más profundos del mismo”.

19

75

Por lo antes planteado, la presente investigación se apoyará en la revisión documental, ya que se efectuarán revisiones de distintos trabajos de investigación tales como: consulta en internet, textos especializados, trabajo especial de grado y registros oscilográficos, con la finalidad de conocer los procesos que se llevarán a cabo para la actualización de la base de datos de la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia, igualmente la revisión de normas, documentación técnica y registros de fallas de cortocircuito.

S O D VA

R

SE E R S

HO C E La observación indirecta, ER consistirá en la toma de información de interés de la D documentación interna de la empresa relacionada con los elementos que 3.5.2. Observación indirecta

conformen la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC Zulia, suministrada por el personal de las Gerencias: de Ingeniería de Transmisión y Mantenimiento de Subestaciones Troncales y Regionales adscrita a CORPOELEC Zulia.

3.5.3. Observación directa

También referida como a datos primarios, son definidos por Sabino (2007, p. 115) como “aquellos que el investigador obtiene directamente de la realidad, recolectándolos con sus propios instrumentos”. En otras palabras, son los datos que el investigador recoge por si mismo.

Este tipo de observación se realizará al momento de simular los escenarios a la red bajo estudio en el software ATP. A su vez trata también de una observación participante ya que se manipulan las condiciones de operación de la red y se

19

76

obtendrá resultados para cada caso, evaluando el comportamiento de los elementos que conforman la red y determinar si cumplen.

3.5.4. Entrevista no estructurada

Arias (2006, p.74) define la entrevista no estructurada o informal como una

S O D A por unos elaboradas previamente a la entrevista, sin embargo, estáV guiada R SelEtema de la entrevista. objetivos conocidos, lo cual hace que se conozca E R Sposeer una gran habilidad para formular O También indica que el entrevistador debe H C no perder la coherencia de la entrevista. E R las interrogantes y de esta manera DE modalidad de entrevista en la que no se dispone de una guía de preguntas

El método previamente descrito fue utilizado para la recopilación de información realizando cortas entrevistas a ambos tutores del presente trabajo de grado, al igual que al todo el equipo de ingeniería de transmisión de la empresa CORPOELEC.

3.6. Fases de la investigación Para la realización de los objetivos específicos propuestos, se clasificaron por fases para desarrollarlos de forma sistemática. Se plantearon cinco (5) fases, cada una dividida en un grupo de actividades y tareas que se realizarán de forma consecutiva. Dichas fases se muestran a continuación:

19

77

Fase 1: Recopilación de Información

En esta fase de la investigación se llevará a cabo una caracterización completa de cada uno de los elementos que forman parte de la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo de CORPOELEC. 1. Recopilación de diagramas unifilares.

Sde O D VA

ER S E R condensadores que conforman el sistema de transmisión. S O H C E R DE

2. Recopilación

de

las

características

técnicas

específicas

transformadores, líneas de transmisión, generadores, reactores y banco de

Fase 2: Recopilación de registros oscilográficos

Esta fase está enfocada a la recopilación de información de eventos relacionados con fallas de línea a tierra ocurridas en la red de transmisión de la costa occidental y oriental del lago de Maracaibo, a nivel de 400, 230, 138, 115 KV, almacenados en la base de datos del software de gestión de equipos registradores de fallas (Display Station 32) pertenecientes a la Gerencia de Ingeniería de Transmisión, y también los descargados de relés numéricos de protección.

Fase 3: Modelaje en el software ATP-EMTP

1. Adquirir destrezas y conocimientos de las herramientas y funciones necesarias en el software ATP-EMTP para el desarrollo del modelado de la red de transmisión.

19

78

2. Simulaciones de ejemplos sencillos que sirvan para desarrollar habilidades en el modelado de los elementos que forman parte del sistema de transmisión. 3. Elaboración del modelado de la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del lago de Maracaibo a través del software ATP-EMTP, modelando transformadores o

autotransformadores, líneas largas,

medias o

cortas,

generadores y realizando equivalentes de thévenin en la red.

R

SE E R S

Fase 4: Simulación de falla en la red de transmisión

S O D VA

HO C E En esta fase se realizarán ERsimulaciones para así observar el comportamiento de la D red de transmisión ante eventos de fallas en cortocircuito. 1. Selección de eventos a ser simulados. 2. Realización de simulaciones en cortocircuito. -

Simulación de falla monofásica.

-

Simulación de falla bifásica.

-

Simulación de falla bifásica a tierra.

-

Simulación de falla trifásica.

3. Análisis de los reportes obtenidos del software ATP-EMTP luego de realizar las simulaciones pertinentes.

19

79

Fase 5: Comparación de resultados

Siendo esta la fase final, consiste en obtener las diferencias entre ambos resultados mediante la comparación de las simulaciones del modelado en el software ATP-EMTP con respecto a los registros de eventos reales relacionados en fallas de cortocircuitos encontrados en la base de dato de CORPOELEC.

H C E ER

O

D

19

SE E R S

R

S O D VA

80

CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

En

este

capítulo

se

presentan

los

resultados

obtenidos

mediante

el

procesamiento, análisis e interpretación de los datos adquiridos a través de las técnicas e instrumentos aplicados, logrando los objetivos propuestos en la

S O D VA

investigación.

R

SE E R 4.1. Descripción del Sistema Eléctrico Nacional S O H C E R DE

Actualmente CORPOELEC posee la más extendida red eléctrica del país, con un total de 18 mil kilómetros de líneas en 765, 400, 230 138 y 115 kV; 446 subestaciones y una capacidad de transformación que supera los 84 mil MVA.

Como se indica en la figura 4.1, el sistema a 765 KV tiene su origen en la subestación Guri “B” y se extiende hacia el centro del país mediante tres líneas que llegan hasta la subestación San Gerónimo pasando por la subestación de corte Malena. A partir de San Gerónimo se presentan enlaces hacia las subestaciones Sur, La Horqueta y La Arenosa, ubicadas en la región centro norte, las cuales a su vez están unidas entre sí formando una configuración de anillo. Adicionalmente existe una línea a 765 KV que interconecta la subestación La Arenosa con la subestación Yaracuy, reforzando la interconexión centro occidental del país.

19

81

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.1. Red troncal de transmisión venezolana (CORPOELEC, 2009)

Por otra parte, el sistema de transmisión de 400 KV tiene como origen el patio de Guri “A” y se extiende hacia la región centro oriente del país por medio de tres líneas de transmisión. Las dos primeras llegan hasta la subestación Santa Teresa ubicada en el área central del país, pasando previamente por las subestaciones El Tigre y San Gerónimo, mientras que la tercera llega hasta la subestación el Tigre pasando por la subestación La Canoa. Además existe otra red a 400 KV que tiene como origen el sistema del Bajo Caroní y se extiende hacia la subestación El Furrial pasando por la subestación Palital. Este sistema tiene como objetivo reforzar la red y dar suministro a los desarrollos petroleros establecidos en la zona.

19

82

Desde la subestación Yaracuy, a nivel de 400KV, se alimenta el sistema eléctrico de la Costa Occidental y Costa Oriental del lago de Maracaibo, como se describe seguidamente:

4.1.1. Costa Occidental y Oriental

S O D VA

ER S E R líneas a 400 KV (El Tablazo - Cuatricentenario). La exportación de energía hacia S O H la subestación Yaracuy por medio de tres la zona occidental se realiza desde C E ER líneas a 400 KVD hasta la subestación El Tablazo, una línea doble terna a 230 KV

En el sistema Centro - Occidente se construyó la tercera línea a 400 KV (Yaracuy El Tablazo) así como también se realizó el cruce al Lago de Maracaibo con dos

hasta la misma subestación, pasando por la subestación Las Morochas II y dos líneas a 230 KV desde la subestación Yaracuy hasta las subestaciones Barquisimeto y Cabudare. Así mismo, para el suministro de CORPOELEC en la región zuliana, la Red Troncal atraviesa el lago de Maracaibo mediante tres cables a 230 KV desde la subestación El Tablazo hasta la zona occidental del lago, junto con dos líneas a 400 KV, permitiendo un fuerte nexo de interconexión entre la Costa Oriental y la Occidental del Lago de Maracaibo como se muestra en la figuras 4.2 y 4.3.

19

83

D

R

SE E R S

HO C E ER

S O D VA

Figura 4.2. Diagrama unifilar del sistema eléctrico Costa Occidental del Lago de Maracaibo (CORPOELEC, 2013)

19

84

D

R

SE E R S

HO C E ER

S O D VA

Figura 4.3. Diagrama unifilar del sistema eléctrico Costa Oriental del Lago de Maracaibo (CORPOELEC, 2013)

19

85 El sistema está conformado por 48 subestaciones del lado de la Costa Occidental y 26 subestaciones de la costa Oriental como se muestra en la tabla 4.1 y 4.2. Los equipos instalados en la red se especifican a continuación:

Tabla 4.1. Subestaciones de Costa Occidental Subestaciones

Niveles de tensión (KV)

Subestaciones

Niveles de tensión (KV)

Cuatricentenario

400/230/138

Los Claros

138/24 138/24

Trinidad

230/138/24

La Cañada

Palito Blanco

230/138

Caujarito

Punta Piedra

230/138

Sibucara

Rincón

230/138

Universidad

Peonías

230

Gallo Verde

230

Punta Iguana

230

Punta Piedra

D

Termozulia

19

E R S O

H C E ER

Pta de Palma

SER

S O D VA 138/24 138/24 138/24 138/24

Amparo

138/24

Paraíso

138/24

230

Pomona

138/24

230

Los Robles

138/24

Rincón

230

Zona Industrial

138/24

Raúl Leoni

138/24

Soler

138/24

Canchancha

138/24

Concepción

138/24

Tarabas

138/24

Km 48

138/24

Don Bosco

138/24

La Villa

138/24

Central

138/24

Machiques

138/24

Miranda

138/24

Puerto Rosa

138/24

Arreaga

138/24

Paso Diablo

138/24

San Felipe

138/24

La Rinconada

138/24

Polar

138/24

Jardín Botánico

138/24

Mara

138/24

Zulia 9

138/24

Bajo Grande

138/24

S54

138

El Mojan

138/24

Tule

138

Nueva Lucha

138/24

Urdaneta

138

86 Tabla 4.2. Subestaciones de Costa Oriental Niveles de tensión (KV)

Subestaciones

Niveles de tensión (KV)

Yaracuy

400/230

Barlovento

Tablazo

400/230/115/34.5

Centro

115/13.8 115/13.8

Cabimas

230/115/34.5

Ceuta

115/13.8

Morochas

230/115/34.5

Federación

115/13.8

Sizuca

115/34.5

Laureles

115/13.8

Danto

115/34.5

La N

115/13.8

Machango

115/34.5

Medanos

115/13.8

Mene Grande

115/34.5

Ojeda

Pequiven

115/34.5

Punta Gorda

Subestaciones

Primo

115/34.5

San Lorenzo

115/34.5



O

H C E ER

Andes

115/13.8

D

R

SE E R S Santa Rita Tamare

S O D VA 115/13.8

19 de Abril

115/13.8 115/13.8 115/13.8 115/13.8

Transformadores de potencia: existe un total de 261 transformadores de potencia en distintos niveles de tensión y capacidades, tanto en subestaciones como en las plantas de generación, los mismos están indicados en las tablas 4.3 y 4.4.

 Generadores: el sistema también tiene asociado 11 centros de generación de potencia denominados Planta Arreaga, Urdaneta, Termozulia IV, Guacaipuro, San Lorenzo, San Timoteo, Generación Distribuida Barúa y Quisiro, y Ciclo Combinado TZ1, TZ2 y TZ3 sumando un total de 43 generadores, los niveles de tensión se muestran en las tablas 4.5 y 4.6, otra fuente de suministro de potencia proviene de la interconexión con el Sistema Eléctrico Nacional (S.E.N) a través de la subestación El Tablazo mediante 3 líneas de 400 KV.



Líneas de transmisión: En la red bajo estudio existen un total de 266 líneas que interconectan las 80 subestaciones y las 6 plantas de generación, los niveles de tensión se muestran en las tablas 4.7 y 4.8.

19

87 Tabla 4.3. Transformadores de Costa Occidental Transformadores

Devanados

Auto Transformadores

3

Nivel de tensión del devanado primario (KV) 400

Auto Transformadores

3

230

10

Transformadores

3

138

74

Transformadores

3

24

2

Transformadores

3

22,9

13

Transformadores

2

230

6

Transformadores

2

143

1

Transformadores

2

138

Transformadores

2

34,5

Transformadores

2

24,9

Transformadores

2 2

Transformadores

2

D

4

S O D VA

SER

E R S O

24

H C E ER

Transformadores

Número

19 2 3 5

16,5

6

13,8

2

Tabla 4.4. Transformadores de Costa Oriental

Auto Transformadores

3

Nivel de tensión del devanado del primario (KV) 400

Auto Transformadores

3

230

9

Transformadores

3

115

49

Transformadores

3

14,49

4

Transformadores

2

115

11

Transformadores

2

34,5

31

Transformadores

2

13,8

8

Devanados

Transformadores

Número 2

Tabla 4.5. Generadores de Costa occidental Generadores Generadores Generadores Generadores Generadores

19

Nivel de tensión (KV) 20 18 16,5 13,8

Número 3 3 6 15

88 Tabla 4.6. Generadores de Costa Oriental Generadores

Nivel de tensión (KV)

Número

Generadores

13,8

4

Generadores

0,48

12

Tabla 4.7. Líneas de Costa Occidental Líneas

Nivel de tensión (KV)

Número

Líneas

400

17

Líneas

230

Líneas

138

Líneas

24

D

Líneas

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA 27 64 43

Tabla 4.8. Líneas de Costa Oriental Nivel de tensión (KV)

Número

230

8

Líneas

115

46

Líneas

34,5

56

Líneas

13,8

5

Líneas

4.2. Recolección de datos

Se recopilo información correspondiente a la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo que posee CORPOELEC. Con dicha información disponible se desarrolló una base de datos en el programa Microsoft Excel (tablas) de los parámetros eléctricos disponibles de los equipos que forman parte de la red de transmisión, esta fue alimentada con información del programa DigSilent Power Factory (DPF), base de datos de líneas de transmisión e información suministrada por otros departamentos, al terminar se obtuvo información suficiente para iniciar con el modelado de los elementos del sistema de transmisión en el software ATP-EMTP

El proceso para recabar la información necesaria para la simulación de eventos ocurridos en el sistema consistió en: recolección de registros oscilográficos de fallas de cortocircuito ocurridas en elementos del sistema de transmisión tales

19

89 como líneas, barras, transformadores del lado de baja tensión, esta etapa fue exitosa pues se obtuvo el comportamiento de las señales de tensión y corriente en el momento de la falla donde se puede apreciar sus valores pico-pico, adicionalmente se utilizó el sistema de administración de operaciones (SAO), donde se obtuvo: la localización de la falla, la generación que se encontraba en servicio en el sistema eléctrico; sin embargo en algunos casos faltó información para la correcta recreación del evento en el software de simulación como son las impedancias de falla, la cual es muy difícil de estimar, las fallas simuladas

S O D VA

fueron sin considerar resistencia. Eso influye en los márgenes de error de los

R

SE E R S

resultados obtenidos en fallas monofásicas.

O H C E 4.3. Modelado de laR DE red de transmisión en el software ATP-EMTP

ATPDraw es un editor gráfico que funciona en entorno Windows y dispone de una lista muy completa de los componentes necesarios para representar un sistema eléctrico en código ATP; El usuario ha de capturar los iconos de los elementos que forman el sistema en estudio y especificar los parámetros de cada uno. La pantalla principal del programa presenta un aspecto similar al de la figura 4.4. La barra de menús dispone de ocho opciones principales: File, Edit, View, ATP, Objects, Tools, Windows y Help, aunque inicialmente solo aparecerán seis, ya que las opciones Edit y ATP solo estarán disponibles después de escoger entre editar un circuito nuevo o abrir uno ya existente. Los menús se despliegan colocando el puntero del ratón sobre el nombre de la opción principal y pulsando el botón izquierdo.

19

90

S O D VA

R

SE E R S

Figura 4.4. Ventana de inicio (ATP-EMTP, 2014)

HO C E ERde modelado fue necesario crear un nuevo proyecto en Para iniciar elD proceso el software seleccionando en el menú “File” la opción de “New”. En la figura 4.5 se muestra la pantalla donde se ingresó al programa y se creó la hoja de dibujo.

Al finalizar se obtiene la creación del nuevo proyecto. El programa genera una hoja de dibujo donde se van colocando los elementos del sistema de potencia que se desea modelar.

El software ofrece una opción para especificar los colores en cada nivel de tensión en un diagrama unifilar. En la tabla 4.9 se ilustran los niveles de tensión que se manejan en el sistema bajo estudio. Los colores en los niveles de tensión establecidos fueron seleccionados de la base de datos que se encuentra modelada en el software DigSilent Power Factory, suministrada por la Gerencia de Ingeniería de Transmisión para la presente investigación.

19

91

S O D VA

R

SE E R S

Figura 4.5 Pantalla de creación de nuevo proyecto (ATP-EMTP, 2014)

HO C E muestra la pantalla ERde ATPDraw con el menú adicional de selección de D componentes desplegado.

Las opciones de los submenús se elegirán de la misma manera. La figura 4.6

Figura 4.6. Ventana de acceso a menú adicional (ATP-EMTP, 2014)

El procedimiento completo, desde la creación del diagrama de la red hasta la visualización de los resultados de una simulación se puede resumir de la siguiente forma:

19

92 1)

El primer paso será la creación del diagrama de la red, si se trata de un

caso nuevo, o la modificación del diagrama existente, si este ya fue creado anteriormente. En ambos casos será necesario realizar varias operaciones.



Para añadir un componente al diagrama de la red, bastará con pulsar el botón derecho del ratón en cualquier punto de la pantalla donde se edita el circuito; aparecerá un menú desplegable con la lista de tipos de componentes (Ramas, Interruptores, Fuetes, etc.), ver figura 4.6, una

S O D VA

vez elegido el componente que se quiere añadir aparece el icono



ER S E Para desplazar un icono basta poner el puntero del ratón sobre el icono R S O y mantener pulsadoC el H botón izquierdo; para dejarlo en la nueva E Rcon dejar de pulsar el botón. ubicación, basta DE



Para especificar, cambiar o corregir los datos de un componente es

correspondiente en la pantalla de edición.

necesario colocar el puntero del ratón sobre el icono y pulsar el botón derecho, aparecerá la pantalla de datos correspondiente al tipo al que pertenece el componente. 

Si un icono ha sido seleccionado, pulsando el botón derecho del ratón se consigue que gire un ángulo de 90° en el sentido contrario al de las agujas del reloj.

2) Una vez se ha editado el diagrama de la red que se desea analizar, se han de introducir los parámetros propios de la simulación (paso de integración, tiempo de duración de la simulación, unidades de los parámetros de entrada). 3) A continuación se debe solicitar la creación del archivo de entrada, para lo que se empleará la opción Make File del menú ATP. El archivo generado tiene el mismo nombre que el archivo de la red pero con la extensión .atp, y puede ser leído mediante cualquier procesador de texto, ya que se trata de un fichero de texto.

19

93 4) Una vez creado el archivo de entrada, se puede ejecutar la simulación con la opción escogida por el usuario y que se encontrará en la lista de archivos por lotes (Batch Jobs) dentro del menú ATP. 5) Si la ejecución se ha realizado correctamente, se pueden visualizar los resultados mediante la opción escogida por el usuario, y que también se encuentra en la lista de archivos por lotes que hay en el menú ATP.

4.3.1. Modelado de Elementos

S O D VA

ER S E 4.3.1.1. Líneas de Transmisión Cortas (RL)R S O H C E R E Los modelosD de líneas de transmisión disponibles en el ATP son bastante

flexibles; atienden a las necesidades más frecuentes para los estudios de transitorios. Las líneas de transmisión pueden En parámetros concentrados a través de circuitos equivalentes RL o PI o por medio de parámetros distribuidos, opción esta que puede ser desarrollada en varias alternativas.

Las líneas de transmisión del sistema en estudio serán representadas mediante el modelo serie, apoyándonos en las siguientes consideraciones:



Según el Standard 399-1990 de la IEEE, para líneas cortas (hasta 80 Km) se pueden despreciar las capacitancias shunts o paralelas en el modelo, dado que no afecta en gran medida el resultado de flujos de carga, cortocircuitos o cálculos de estabilidad. En el sistema de transmisión costa occidental y costa oriental ninguna de sus líneas sobrepasa dicha longitud por lo que son consideradas líneas cortas.



Al momento de producirse un cortocircuito las capacitancias paralelas o shunt ofrecen una alta impedancia, lo que se traduce en una contribución despreciable de corriente al punto de falla.

19

94 

Esta investigación está dirigida a comparar los niveles de cortocircuitos arrojados por el software ATP-EMTP, con los arrojados por DigSilent Power Factory programa que desprecia las capacitancias paralelas del modelo PI de líneas de transmisión; y también con registros de fallas suscitadas en el sistema de transmisión de CORPOELEC Zulia

La figura 4.7, muestra la forma cómo se representa una línea de transmisión modelo serie en ATP y su caja de diálogo que indica los parámetros necesarios para definirla, tales como:

S O D VA

R

SE R0: Resistencia de secuencia cero (ohm). RE S O H L0: Reactancia de Secuencia cero (ohm). C E R R+: Resistencia DdeEsecuencia positiva (ohm). L+: Reactancia de secuencia positiva (ohm).

Figura 4.7. Modelo y caja de diálogo de línea RL (ATP-EMTP, 2014)

19

95 4.3.1.2.

Líneas de Transmisión Largas a partir de sus parámetros

distribuidos (LCC)

Como una herramienta más brindada por el ATP, el Dr. Dommel desarrolló una rutina de soporte para la determinación de parámetros de las líneas, los cuales pueden ser incorporados directamente en la sección de ramales de alguna simulación. La rutina LINE CONSTANT puede ser utilizada para:

S O D VA

a. Derivar las matrices R, L y C, para cualquier configuración de líneas en

ER S E R b. Calcular acoplamientos mutuos S entre carrier de potencia y líneas de HO C comunicación paralelas. E ER D c. Derivar las matrices R, L y C de secuencia positiva, negativa y cero el rango de frecuencias de.0001 Hz y 500 kHz.

sobre un grupo de frecuencias espaciadas logarítmicamente. d. Obtener parámetros de ondas viajeras para sistemas transpuestos o sin transposición.

El método general empleado por el ATP para la determinación de los parámetros eléctricos de las líneas de transmisión (LINE CONSTANT), se basa en un modelo matricial el cual implica lo siguiente:

1. Determinación de las matrices de impedancias y de admitancias del sistema físico. 2. Reducción de las matrices anteriores a un sistema 3*3. 3. Aplicación de transposición, en caso de requerirse. 4. Transformación de este sistema a un sistema de componentes simétricas.

19

96

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.8. Modelo y caja de diálogo de línea LCC (ATP-ETMTP, 2014)

D

Para líneas largas se seleccionó la rutina del ATP-EMTP llamada LCC debido a que esta calcula la forma en la que se representa sus parámetros distribuidos, tomando en cuenta la información recabada y requerida por dicha rutina se llegó a la conclusión de utilizar el método Bergeron (figura 4.8), este método calcula las constantes de propagación y la matriz impedancia cuyos datos son muy similares al ser comparados con los valores de impedancia obtenidos a través del DigSilent Power Factory por ello se reafirma la elección de este método para el modelo de línea larga

Al momento de modelar las líneas de transmisión de todo el sistema de potencia se tomaron en cuenta los colores tomados a criterio por la empresa. En la tabla 4.9 se ilustran los niveles de tensión que se manejan en el sistema bajo estudio y los colores asignados a los mismos.

19

97 Tabla 4.9 Colores Asignados según nivel de tensión Nivel de Tensión (KV) 400 230 138 115 34.5 24 13.8 8

4.3.1.3. Elementos concentrados

Color Verde Rojo Azul Azul Dorado Turquesa Marrón Rosado

S O D VA

R

SE E R S

HO C E conexiones, el más sencillo es la rama monofásica en el cual los elementos ER D están en serie. También existen elementos trifásicos de la misma naturaleza

Existen modelos que integran los elementos R, L y C con variedad de

con conexiones serie trifásica en ‘’Y’’ y en ‘’D’’. Se debe tomar en cuenta que los iconos de estos elementos también son dinámicos y cambiarán de acuerdo con los valores que se asignen a los elementos en cuanto a dejarlos en cero o colocarles algún valor.

Es posible la representación de resistencias, inductancias y capacitancias sin acoplamiento entre fases, como se muestra en la figura 4.9. Estos elementos pueden ser conectados en cualquier disposición formando componentes de filtros, bancos de capacitores, reactores de línea, equivalentes de redes, etc. El punto de conexión al circuito es definido por la denominación de los nodos.

Para representar los bancos de condensadores y reactores se decidió usar estos elementos de parámetros concentrados.

19

98

Figura 4.9. Resistor, inductor y capacitor (Meyer y Tsy, 1987)

4.3.1.4. Transformadores

S O D Aconforme Los transformadores con varios arrollados pueden ser representados V R E al circuito equivalente mostrado en la figura 4.10. SeS representan en el modelo E R S las impedancias de dispersiónH deO cada arrollado o rama magnetizada con C E R saturación y pérdidas en el núcleo. DE

Figura 4.10. Circuito equivalente de un transformador (Cano y Tacca, 2008)

El software ATP-EMTP ofrece varios modelos de transformadores, cada uno de ellos adecuados según el tipo de estudio que se vaya a realizar (Ideal, Saturable, XFRM). Para la selección del modelo que se utilizó se realizaron pruebas para de esta forma escoger el más acorde para el estudio que se realizó, se concluyó que para el estudio de cortocircuito el modelo ideal a utilizar es el transformador BCTRAN ya que tomó en cuenta la secuencia positiva y secuencia cero del modelo de impedancia, que como se sabe es clave en el estudio de fenómenos de cortocircuito además este modelo no depende de la geometría del núcleo magnético del transformador y las

19

99 características de saturación del núcleo. Como se muestra en la figura 4.11 para representar un transformador BCTRAN en ATP es necesario definir ciertos parámetros los cuales deben ser calculados o definidos por el fabricante.

En el ATP las impedancias se piden en el orden HV (High Voltage), LV (Low Voltage) y TV (Tertiary Voltage) siendo diferente el formato de entrada con respecto a las impedancias de transformadores que se encuentran en otros programas.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.11. Modelo y caja de diálogo de transformador (ATP-EMTP, 2014)

A la hora de seleccionar el modelo, se debe tener en cuenta en la configuración la selección del tipo núcleo la cual es la que diferencia un transformador trifásico constituido por unidades monofásicas (TRIPLEX) a uno constituido totalmente en una sola unidad. Los principales aspectos que se tomaron en cuenta para elegir este modelo con respecto al estudio de cortocircuito son las impedancias de secuencia positiva y cero. Estas impedancias deben ser coherentes y si es necesario realizar un cambio de base si la información es

19

100 sacada de otro software que posea otro método de simulación, ya que de lo contrario la simulación no converge.

Como se mencionó anteriormente se tuvo que realizar un cambio de base a las impedancias de los transformadores debido a que la información obtenida necesitaba una adaptación debido a que dichas impedancias del devanado terciario estaban referidas a la base de potencia del terciario en DigSilent Power Factory mientras para poder ser utilizada en el software ATP-EMTP se

S O D VA

requiere que las impedancias estén referidas al devanado primario, es decir, a

O

H C E ER

R

SE E R S

una sola base de potencia común.

Este modelo de transformador (BCTRAN) solicita los datos de manera estándar:



D

Voltaje de líneas.

 Potencias por devanado.  Grupo de conexión.  Impedancias de cortocircuito (Se indican las impedancias tanto para secuencia positiva como para secuencia cero, si no se poseen se asume solo la positiva). 

Pérdidas en corto y vacío.

Un aspecto importante en este modelo de transformador, es que luego de haber colocado la información requerida para el modelado él trabaja con una subrutina por lo cual debe ser ejecutada, esta subrutina calcula los parámetros de la matriz impedancia de transformador; para ello se debe asignar un nombre al transformador que no debe tener espacios como se indica en la figura a continuación (figura 4.12). De lo contrario el modelo no se guardará por lo que al momento de correr el programa ocasionará el error.

19

101

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.12. Creación de nuevo transformador (ATP-EMTP, 2014)

4.3.1.5. Suiches

El programa ATP contiene una variedad muy grande de modelos de suiches, pueden representarse suiches de tiempo controlado, estadísticos, controlados por tensión o por señales y por medición.

Los suiches de tiempo controlado pueden efectuar las operaciones de suicheo y de apertura en tiempos definidos por el usuario. Estas operaciones son realizadas una única vez, y el momento de la apertura ocurre en los pasos por cero conforme a un margen de corriente. Estos suiches simulan el comportamiento de un interruptor, con excepción del arco eléctrico entre los contactos y pueden ser dispuestos de modo que representen resistores de pre inserción.

19

102

R

SE E R S

O

S O D VA

Figura 4.13. Modelo y caja de diálogo suiche controlado por tiempo (ATP-EMTP, 2014)

H C E ER

D

De la figura 4.13: T-cl: tiempo de cierre del suiche en segundos. T-op: tiempo de apertura del suiche en segundos.

4.3.1.6. Elementos de medición

Existen tres tipos de medidores disponibles en el software ATP-EMTP en los cuales su medición puede ser monofásica o trifásica y se indican en a figura 4.14 junto con sus ventanas de configuración. El primero corresponde a medición del voltaje nodal que mide con respecto de la referencia, y el segundo medidor de corriente que a su vez se comporta como un suiche cerrado con la medida de corriente habilitada, permitiendo determinar la corriente pico o RMS.

19

103

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.14 Modelo y caja de diálogo de elementos de medición (ATP-EMTP, 2014)

4.3.1.7. Splitter

El splitter es un elemento que sirve para derivar o integrar fases en los buses trifásicos, siendo de mucha utilidad en numerosas situaciones en las cuales se quieren editar elementos por fase pero que hacen parte de una red de transmisión, en el desarrollo de este trabajo de grado su uso fue de gran importancia ya que este elemento se utilizó para realizar las diferentes pruebas de cortocircuito en la red de transmisión modelada; Es muy importante tener en cuenta el orden de las fases asignadas porque esto puede generar cambios indeseados de fases, en la figura 4.15 se muestra como se representa el elemento.

19

104

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.15. Modelo y caja de diálogo splitter (ATP-EMTP, 2014))

D

4.3.1.8. Equivalentes del sistema

Los equivalentes presentes en el sistema en estudio serán representados con una fuente en serie con una impedancia como se muestra en la figura 4.16. La tensión de la fuente la determina el nivel de tensión de la barra donde se encuentra el mismo.

La impedancia se toma del programa DigSilent Power Factory dada en por unidad y se lleva a valor real a través de la ecuación (Ec. 4.1)

(Ec. 4.1) Donde: Vbase: Tensión base a la cual estará referida la impedancia. Sbase: Potencia base

19

105

Figura 4.16. Equivalente de thévenin S/E Buena Vista (ATP-EMTP, 2014)

4.3.1.9. Fuentes

S O D VA

ER S E R corriente, las cuales son definidas S dentro del programa. Es posible la O H con formas de onda indicadas en la figura simulación de fuentes de excitación C E 4.17. DER

El programa permite la representación de fuentes de excitación, tensión y

Figura 4.17. Formas de onda básica de fuentes de excitación (IEEE STD 241-1990)

En la figura 4.18 se muestra la caja de diálogo de una fuente de excitación donde se aprecian parámetros necesarios para definir la misma. Amplitude: Valor pico en (A) o (V) de la función F: frecuencia en Hz Pha: Fase de ángulo de la fuente dependiendo de la fase. StartA: Tiempo de inicio

19

106 StopA: Tiempo de cierre

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.18. Modelo y caja de diálogo de una fuente (ATP-EMTP, 2014)

4.3.1.10. Generadores

Para la representación de los generadores se realizó un estudio entre los modelos que ofrece el software ATP-EMTP; estos pueden ser inductivos, síncronos y una variante entre ambos. Estos modelos pueden o no tener un sistema de control dependiendo de lo que se quiera representar y qué estudio se va a realizar, luego de un análisis Se consideró el modelo SM 59 Sin control, es decir, que no toma en cuenta los sistemas de control de los reguladores de tensión y de potencia activa de los generadores, adicionalmente era el modelo del cual se posee los datos necesarios para su implementación.

19

107

R

SE E R S

O

S O D VA

Figura 4.19. Modelo y cuadro de diálogo de generador (ATP-EMTP, 2014)

H C E ER

D

4.3.2. Simulaciones de fallas de cortocircuito en el software ATP-EMTP

Al momento de modelar cualquiera de los elementos del sistema de potencia se dispone de dos opciones: Se puede seleccionar un modelo ya existente o se puede crear un nuevo modelo si se poseen los datos técnicos requeridos para cada elemento. Luego de haber estudiado cada uno de los elementos utilizados en la red de transmisión y seleccionar los más indicados para estudios de cortocircuito, se observa en la figura 4.20 se muestra la pantalla donde se encuentra modelada la red troncal del sistema nacional interconectado con la Costa Occidental y la Costa Oriental del lago de Maracaibo bajo el software ATP-EMTP.

19

108

S O D VA

R

SE E R S

HO C E R establecidos previamente donde resulta necesario La empresa tiene Ecriterios D simular los tipos de cortocircuito principales: Trifásico, Bifásico, Monofásico y Figura 4.20. Interconexión Costa Occidental y Costa Oriental (ATP-EMTP, 2014)

Bifásico a tierra. Luego de seleccionar el lugar donde se va a fallar, se marca la opción ‘’Run ATP’’ como se observa en la figura 4.21, para ello se utiliza el elemento ‘’splitter’’ adecuado para realizar fallas de cortocircuito separándolas por fases, seguidamente se despliega una pantalla donde el software realiza los cálculos matemáticos por medio del método Bergeron y la regla de integración trapezoidal el cual se basa en un método iterativo para la solución de las ecuaciones diferenciales mediante la regla de integración trapezoidal, lo cual permite estimar numéricamente el valor instantáneo de la corriente de cortocircuito y determinar su forma de onda., obteniendo de esta el resultado de la simulación.

19

109

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.21 Pantalla de Simulación de una falla de cortocircuito (ATP-EMTP, 2014).

D

4.4. Validación de base de datos desarrollada en ATP-EMTP versus DigSilent Power Factory

El objetivo de esta validación, consistió en tener un primer patrón de comparación con respecto a la herramienta computacional que es usada actualmente por la empresa llamada DigSilent Power Factor para simular cortocircuitos, de la cual fueron seleccionadas un conjuntos de barras en distintos niveles de tensión (400, 230,138, 115, 34.5, 24, 13.8 kV) para simular fallas en DigSilent Power Factory y en el software ATP y con ello comparar los resultados de ambas herramientas.

Se simularon distintos tipos de fallas, este proceso fue repetido en otras barras del sistema, este fue el procedimiento empleado para el caso de la barra 138 kV de la S/E Arreaga donde se simulo una falla bifásica a tierra en dicha subestación utilizando el software DigSilent Power Factory como se observa en la figura 4.22, obteniéndose 39.638kA RMS como valor de la corriente en las fases B y C.

19

110 Posteriormente, se realizó la misma falla pero esta vez en ATP-EMTP (figura 4.23) arrojando como resultados para las fases b y c el comportamiento indicado en la gráfica que se aprecia en la figura 4.24. Para los efectos de la comparación, se escogieron los valores picos que ocurren en el segundo ciclo de la corriente de la fase B, ya que de las simulaciones efectuadas previamente se concluyó que es en ese periodo donde hay más coincidencia entre los resultados por obtenidos por ambos software. Pero como estos programas ofrecen resultados de diferente manera; fue necesario efectuar cálculo para

S O D VA

convertir en valor RMS los resultados emitidos por el software ATP-EMTP con

ER S E absoluto entre los picos del segundo ciclo delR oscilograma de la figura 4.25. S O H C E DER

la ecuación Ec. 4.2 y así poder comparar los resultados obteniendo el

porcentaje de error en la ecuación (Ec. 4.3), tomando el promedio del valor

(Ec. 4.2)

En consecuencia el error es:

(Ec. 4.3)

19

111

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.22. Falla de cortocircuito en S/E Arreaga (DigSilent Power Factory, 2014)

Figura 4.23. Falla de Cortocircuito Bifásico en S/E Arreaga (ATP-EMTP, 2014)

19

112 S/E ARREAGA 138 KV FALLA BIFASICA

100

[kA]

66

32

-2

-36

-70 0,10 0,15 0,20 (file PRUEBA_OCC_HICOMODIFICADO.pl4; x-var c:X0001Bt)

0,25 c:X0001C-

0,30

0,35

0,40

[s]

S O D VA

0,45

Figura 4.24. Resultado de la simulación de falla en S/E Arreaga (ATP-EMTP, 2014)

[kA]

D

72,23

R

SE E R S

O

H C E ER 100,00

FASE B

44,46

16,69

-11,09

-38,86 0,15 0,20 0,25 (file PRUEBA_OCC_HICOMODIFICADO.pl4; x-var c:X0001Bt)

0,30

0,35

0,40

[s]

0,45

Figura 4.25. Comportamiento de la Fase B (ATP-EMTP, 2014)

Seguidamente como se mencionó anteriormente se realizaron diferentes fallas de cortocircuito (Monofásica a tierra, Bifásica a tierra y Trifásica) tanto para la barra de Arreaga como para otras barras del sistema de transmisión bajo estudio (Costa Occidental y Costa Oriental), para evaluar la respuesta en otras parte del sistema y demostrar la confiabilidad de la base de datos modelada en el software ATP-EMTP con respecto a la base de datos de DPF.

A continuación se presentan tablas comparativas donde se exponen los niveles de corrientes de cortocircuito y porcentaje de error en las principales barras que conforman la red de transmisión:

19

113



Costa Occidental Tabla 4.10. Fallas Monofásicas en Costa Occidental S/E

KV

DPF (A) (RMS)

ATP (A) (RMS)

% de Error

Pomona

8

9393

9678,87

3,14

Sambil

24

5805

5858,13

0,92

Arreaga

138

38646

39126,69

1,24

Urdaneta

138

37374

34942,74

6,51

Trinidad

138

26716

27798,49

4,05

43481,42

Rincón

138

45425

Cuatricentenario

138

29472

Palito Blanco

138

22466

La Villa

138 230

Cuatricentenario

R S O

H C E ER

Trinidad

5410

13148

S O D VA

R ESE 27641,16 21298,41 5181,71 12496,7

4,28 6,21 5,2

4,22 4,95

25879

25957,18

0,3

230

22772

22166,74

2,66

D

230 230

22536

22182,65

1,57

Cuatricentenario

400

11373

11775,45

3,54

Palito Blanco Rincón

Tabla 4.11. Fallas Bifásicas a tierra en Costa Occidental KV

DPF (A) (RMS)

ATP (A) (RMS)

% de Error

Pomona

8

9649

9924,59

2,86

Sambil

24

5977

6050,64

1,23

S/E

19

Arreaga

138

37430

37181,09

0,67

Urdaneta

138

36362

34074,77

6,29

Trinidad

138

26612

27039,41

3,55

Rincón

138

44228

42362,41

4,22

Cuatricentenario

138

28470

26540,19

6,78

Palito Blanco

138

22027

21438,77

2,67

La Villa

138

5159

5101,24

1,12

Trinidad

230

13094

12881,01

1,63

Cuatricentenario

230

26037

26521,1

1,86

Palito Blanco

230

22325

21755,55

2,55

Rincón

230

21809

21616,25

0,88

Cuatricentenario

400

10862

10973,02

1,02

114 Tabla 4.12. Fallas trifásicas en Costa Occidental KV

DPF (A) (RMS)

ATP (A) (RMS)

% de Error

Pomona

8

6777

6990,38

3,15

Sambil

24

5842

5587,73

4,35

Arreaga

138

31988

33326,3

4,18

Urdaneta

138

31340

29714,75

5,19

Trinidad

138

20911

21938,34

4,91

S/E

Rincón

138

35964

33717,68

6,25

Cuatricentenario

138

22661

21078,15

6,98

Palito Blanco

138

19349

18484,33

4,47

La Villa

138

5320

5088,48

Trinidad

230

13018

12348,56

Cuatricentenario

230

18848

18063,04

Palito Blanco

230

19773

18553,42

S O D VA

Rincón

230

19744

18751,76

5,03

9521

9072,88

6,38



HOS

C E R DE

Cuatricentenario

400

ER S E R

4,35 5,14 4,16 6,17

Costa Oriental Tabla 4.13. Fallas Monofásicas en Costa Oriental

S/E Machango Tablazo 19 De Abril Cabimas Morochas San Lorenzo Tablazo Cabimas Morochas Tablazo Tablazo

19

KV 34,5 34,5 115 115 115 115 115 230 230 230 400

DPF (A) (RMS) 3443 6089 10235 17715 19801 12814 27497 8929 10365 25224 13561

ATP (A) (RMS) 3464 6045 10253 17889 19657 12727 27577 8909 10429 25102 13435

% de Error 0,63 0,71 0,18 0,99 0,72 0,59 0,29 0,22 0,63 0,48 0,93

115 Tabla 4.14. Fallas Bifásicas a tierra en Costa Oriental S/E Machango Tablazo 19 De Abril Cabimas Morochas San Lorenzo Tablazo Cabimas Morochas Tablazo Tablazo

S/E Machango Tablazo 19 De Abril Cabimas Morochas San Lorenzo Tablazo Cabimas Morochas Tablazo Tablazo



KV 34,5 34,5 115 115 115 115 115 230 230 230 400

DPF (A) (RMS) 3520 6061 9931 18514 20241 12037 28661 8728 9566 27339 13407

D

% de Error 0,44 0,33 0,32 0,71 0,44 0,72 0,54 0,46 0,21 0,42 0,32

S O D VA

R

SE E R S

O

H C E ER

ATP (A) (RMS) 3535 6081 9899 18385 20152 11950 28814 8768 9546 27223 13364

Tabla 4.15. Fallas trifásicas en Costa Oriental KV 34,5 34,5 115 115 115 115 115 230 230 230 400

DPF (A) (RMS) 2536 4590 8845 12746 14083 11265 19469 7948 8810 17391 10131

ATP (A) (RMS) 2545 4596 8838 12798 14142 11313 19445 7954 8838 17606 9899

% de Error 0,38 0,13 0,08 0,41 0,42 0,43 0,12 0,09 0,33 1,24 2,29

Puede apreciarse en las tablas desde 4.10 hasta la 4.12 que el error máximo obtenido fue de 6,98%, el cual se considera aceptable ya que no sobrepasa el máximo permitido por la empresa que es 10%.



En las tablas 4.13 hasta la 4.15 se puede apreciar que el error máximo obtenido fue de 2,29% siendo este un margen aceptable ya que no sobrepasa el 10% considerado por la empresa CORPOELEC.

Con los resultados expuestos en las tablas anteriores desde 4.10 hasta 4.15 se puede apreciar que en las distintas fallas realizadas en las subestaciones asignadas no se supera el margen de error asignado por la empresa, sin embargo se aprecia claramente como los porcentajes de error en la costa

19

116 occidental son más elevados producto de toda la generación modelada en dicha red de transmisión con respecto a la red de la costa oriental el cual cuenta poca generación en conjunto con estimación de impedancias de líneas, entre otros; Los resultados hacen constatar que el modelo desarrollado en el software ATP-EMTP está dando resultados acordes a los obtenidos en la herramienta de simulación tradicionalmente empleada por la empresa DigSilent Power Factory, esto es un buen patrón de comparación que denota que pueden llegarse a buenos resultados si se comparan con registros de fallas reales.

S O D VA

ER S E R 4.5. Validación de base de datos S desarrollada en ATP-EMTP versus O H registros oscilográficos C E DER

Para el proceso de validar la red bajo estudio, se utilizaron registros oscilográficos de eventos reales ocurridos en el sistema. Para ello fue necesario emplear el programa Display Station 32, el cual se encarga de mostrar y analizar los registros oscilográficos descargados de los equipos registradores de fallas TR-2100 instalados en las principales subestaciones de CORPOELEC Zulia.

A continuación en la figura 4.26 se procede a analizar el evento dando ‘’doble clic’’ sobre el registro que se va a estudiar, aparecerá una ventana donde se muestran las características y datos de dicho registro (Lugar, Fecha y hora), donde se selecciona ‘’Analyse Fault Data’’ para luego analizar la falla y estudiar los diferentes tipos de cortocircuito y establecer las diferencias que se encuentran entre el ATP-EMTP y los registros de eventos de fallas reales.

19

117

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.26. Pantalla de Inicio (Display Station 32, 2014)

D

4.5.1. Informes técnicos de registros oscilográficos reales ocurridos en la red

Seguidamente, con la intención de estimar las corrientes de un sistema fallado para obtener los datos necesarios en el ajuste de los sistemas de protección y encontrar el comportamiento correcto del sistema cuando se presentan fallas monofásicas en el lado de baja tensión de los transformadores, en las cuales se consideran las impedancias de secuencia cero de estos equipos y están presentes corrientes de este tipo de secuencia, se revisaron y describieron varios informes técnicos acerca de fallas de cortocircuitos ocurridos entre los años 2014 y 2015, los cuales fueron almacenados por equipos registradores instalados en subestaciones de la empresa CORPOELEC de la región zuliana, a nivel de 115, 138, 230 y 400 KV.

Las características del comportamiento de la onda de corriente de cada uno de ellos, desde el inicio del evento hasta la estabilización de la red, están contenidas en las figuras 4.27, 4.28 y 4.29.

19

118 Estos registros constituyen la población utilizada para el presente estudio los resultados obtenidos de las simulaciones se muestran en la tabla 4.16. Para cada uno de estos eventos se identificaron valor promedio de la corriente expresada en valor RMS y se comparó con el software ATP-EMTP. En el caso del registro en la S/E 19 de abril este no aparece en la tabla 4.16 sino que será detallado a continuación.

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.27. Falla en Barra 138 KV S/E Tule, evento No.1 (CORPOELEC, 2014)

Figura 4.28. Falla en Línea Urdaneta-Rincón3, evento No.2 (CORPOELEC, 2014

19

119

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.29. Falla en Línea La Villa-Machiques, evento No.3 (CORPOELEC, 2014)

Tabla 4.16. Características de los registros de eventos analizados

Evento 1 TULE-MARA 2 URDANETA-RINCON3 3 LA VILLA-MACHIQUES



Fecha Lunes 1/29/2014 Sábado 2/8/2014 Lunes 9/15/2014

Hora

DS 32

ATP

% De Error

17:08

2181.07

2086.67

4.35%

18:02

16385.08 15733.13

3.98%

1:39

3395.92

2.47%

3312.02

Descripción del evento seleccionado como muestra: Registro del 6 de Enero del 2015

El procedimiento que tiene la empresa CORPOELEC cuando se presenta este tipo de fallas incluye la realización de informes señalando las características del evento específicamente en lo concerniente a: fecha y hora, causa, esquemas de protecciones que actuaron, generación y consecuencias.

19

120 De los registros obtenidos se seleccionó como muestra el registro ocurrido el día 6 de Enero del 2015 cuyas características fueron obtenidas del informe correspondiente, cumpliendo perfectamente con los objetivos específicos y con las inquietudes de la empresa a la hora de fallas de cortocircuito en barras de baja

tensión

de

transformadores,

puntualizando

así

las

diferencias

encontradas.

El registro de la falla fue tomado de la información desplegada por el relé de

S O D A Abril con el circuito Gran Sabana como se muestra en el diagrama unifilar de la V R E dos registros falla (figura 4.30). Debido al tipo de protecciónE seS obtuvieron R Sdesde el lado de alta tensión (figura oscilográficos del mismo evento vistos O H C4.32) del transformador donde ocurrió la falla. E 4.31) y de baja tensión (figura R DE protección diferencial 87T del transformador que conecta la Subestación 19 de

Figura 4.30. Diagrama unifilar de falla en S/E 19 de Abril (Azuaje, 2015)

Fecha: 06/01/2015

19

121 Hora: 22:07:39

Disturbio: Falla monofásica a tierra en el circuito Gran Sabana de la S/E 19 de abril debido al impacto de un automóvil a un poste de distribución en el circuito Gran Sabana, lo que produjo disparo del transformador 2 de 115/13,8 KV de la subestación.

S O D VA

Para este punto se deben aclarar dos aspectos importantes:

R

SE E R S

1. La falla no fue despejada por la protección del circuito por problemas en

O H C E de respaldo es Rdecir la de sobrecorriente del lado de baja tensión del E D transformador.

la misma protección, esta falla tenía que ser despejada por la porteccion

2. La protección de sobrecorriente del lado de alta tensión opero de forma no deseada sacando de servicio el transformador 2 de la S/E 19 de abril.

Ubicación: A 2,41 kilómetros de la S/E 19 de Abril

Generación: Las siguientes unidades se encontraban fuera de servicio al momento de ocurrir la falla:

19



Termozulia: unidad 5



Urdaneta: unidad 11



Ramón Laguna: unidades 14 y 15



San Lorenzo: unidad 4



Barcaza



San Timoteo

122

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.31. Falla en circuito Gran Sabana lado de alta tensión. (Display Station 32, 2014)

D

Figura 4.32. Falla en circuito Gran Sabana lado de baja tensión (Display Station 32, 2014)

En dichos registros se puede apreciar cómo fueron afectadas las corrientes de las tres fases y la corriente de tierra. Debido a que la falla fue vista desde un relé de protección los valores que aparecen en los registros deben de ser multiplicados por la relación de transformación en el lado de alta tensión y de baja tensión. Los valores serán colocados en la tabla 4.16 luego de haberse aplicado la relación de transformación, que se muestra a continuación.

19

123

Entonces, para el lado de alta tensión la relación de transformación es 400/5:

(Ec. 4.4)

Seguidamente para el lado de baja tensión la relación es 1200/5: (Ec.O 4.5)S D VA

ER S E R Como acción preliminar se estudióO la S falla de cortocircuito, examinando los CH(tabla 4.17). Seguidamente de analizar la E siguientes aspectosR presentados DEplanteada se procede a realizar la simulación de la falla de información antes cortocircuito en el software ATP-EMTP, donde se obtienen los primeros resultados (tabla 4.18), para ser analizados y evaluados.

Tabla 4.17. Característica del registro analizado. Registro

Fecha Martes Alta Tensión 06/01/2015 Martes Baja Tensión 06/01/2015

Hora

Pico (+)

Pico (-)

Valor Promedio

Valor RMS

22:07

666.4 A

673.6 A

670 A

473.8 A

22:07

4334.4 A

4135.2 A

4234.8 A

2994.5 A

Tabla 4.18. Resultados de simulación de la corriente de fase A. Alta Tensión DS32 ATP % DE ERROR

19

Valor de corriente (RMS) Baja tensión 473,76 A DS32 266,29 A ATP 43,79% % DE ERROR

Valor de corriente (RMS) 2994,46 A 3014,04 A 0,65%

124 FALLA MONOFASICA A ATIERRA GRAN SABANA 13.8kV

5000

[A]

2800

600

-1600

-3800

0,0

0,1

(file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001At)

D

0,2

R

SE E R S

O

H C E ER

-6000

S O D VA

0,3

0,4

[s]

0,5

Figura 4.33. Resultado de la simulación de falla en Gran Sabana (ATP-EMTP, 2014)

Luego del análisis se notaron divergencias en cuanto al resultado plasmado en el evento y el obtenido en la simulación de la corriente del lado de alta tensión que sobrepasaban el estimado, en vista al margen de error obtenido se procedió a revisar los elementos modelados en la red eléctrica y calcular la corriente a tierra de la falla (tabla 4.19). Concluyendo que la contribución por tierra del transformador de la subestación 19 de abril no correspondía con la realidad.

Tabla 4.19. Resultados de simulación de la corriente a tierra. Alta Tensión DS32 ATP % De Error

Valor de corriente (RMS) Baja tensión 408,71 DS32 72,79 ATP -82,19% % De Error

Valor de corriente (RMS) 2357,21 3013,34 27,84%

El modelado de impedancias de secuencias cero de los transformadores en la empresa CORPOELEC se realizan bajo unos criterios de un manual elaborado en el año 1981 por la antigua ENELVEN, el cual tenía como finalidad unificar los datos de impedancia de los transformadores empleados en los programas

19

125 de cortocircuito, eliminando así la posibilidad de contradicciones entre los informes

de

la

gerencia

de

planificación

y

la

gerencia

de

transmisión/subestaciones, planteando el siguiente circuito equivalente de secuencia

cero

como

modelo

para

programas

de

cortocircuito

en

transformadores estrella-estrella-delta (figura 4.33), con la finalidad de poder estimar las impedancias de secuencias cero modeladas en aquel tiempo en el programa PECO que posteriormente fue sustituido por el programa DigSilent Power Factory, arrojando resultados satisfactorios y congruentes a la hora de

S O D VA

realizar estudios. Estos criterios utilizados se realizaron en función de unos

R

SE E R S

estudios en transformadores Mitsubishi, pasando por alto los datos de valores de placas que contienen otros fabricantes.

O H C E En la siguiente imagen R (figura 4.34) se muestra el circuito equivalente E D generalizado para todas las marcas y la caja de diálogo del transformador 19 de abril modelado en el software ATP-EMTP donde se aprecian los valores de impedancia cero calculados bajo manual de la empresa.

Figura 4.34. Circuito equivalente Y-Y-D (ENELVEN, 1981)

Es necesario indicar que esta guía de la antigua ENELVEN utiliza factores de multiplicación que son empleados para estimar las impedancias de secuencia cero de los devanados del transformador a partir de la impedancia de secuencia positiva de dicho transformador.

19

126

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.35. Valores de impedancia según criterio de antigua ENELVEN. (ATPEMTP, 2014)

Debido a lo antes planteando y sabiendo que el transformador de la S/E 19 de abril es de la marca ABB, se realizó una investigación para obtener los datos de placa, obteniendo así el circuito equivalente de secuencia cero (figura 4.35), realizando una nueva simulación en el software ATP-EMTP con las nuevas impedancias de secuencia cero se obtienen datos muy parecidos al comparar el lado de baja tensión del transformador (tabla 4.20), sin embargo al analizar el lado de alta tensión y su corriente a tierra (tabla 4.21), se pueden apreciar una gran disminución de los valores y un mejor comportamiento en la contribución por tierra, acordándose a valores más aceptables con respecto a la realidad.

19

127

D

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

Figura 4.36. Valores de impedancia según nuevos valores de placa (ATP-EMTP, 2014)

Tabla 4.20. Simulación de la corriente de fase A, corregida. Alta Tensión DS32 ATP % De Error

Valor de corriente (RMS) Baja tensión 473,76 A DS32 323.51 A ATP 31.72 % % De Error

Valor de corriente (RMS) 2994,46 A 3035.26 A 1.36 %

Tabla 4.21. Simulación de la corriente a tierra, corregida. Alta Tensión DS32 ATP % De Error

Valor de corriente (RMS) Baja tensión 408,71 DS32 230,16 ATP 43,69% % De Error

Valor de corriente (RMS) 2357,21 3035,25 28,76%

Como se puede apreciar en los resultados en las tablas 4.20 y 4.21 el porcentaje descendió significativamente dando como resultado que el margen de error de la corriente de secuencia cero del lado de alta tensión logró reducirse en un 50%, lo cual acerca más al comportamiento mostrado en los registros, sin embargo el error está por encima del 10% esto posiblemente por no disponer de la impedancia de la falla monofásica la cual es de vital importancia para el recrear este tipo de evento.

19

128

La modelación del circuito equivalente de secuencia cero es muy importante para estimar correctamente las contribuciones que vienen por el lado de alta tensión hacia una falla ubicada en el lado de baja tensión como es el caso de S/E 19 de abril, ya que sabiendo que es una falla monofásica se conectan en serie, provocando el flujo de más corriente por el devanado primario del transformador que por el devanado terciario como se muestra en las tablas expuestas anteriormente en las tablas 4.18 y 4.19, dando así una contribución

S O D A de fallas equivalente de impedancias de secuencia cero a la hora del estudio V R E se muestra en el Scomo de cortocircuito donde se involucra fallas a tierra E R S diagrama de la figura 4.37. O H C E R DE por tierra más alta y explicando así la importancia que tienen el circuito

Figura 4.37. Diagrama de secuencia de Transformador (Azuaje, 2015)

19

129 CONCLUSIONES

Para finalizar este trabajo especial de grado se dan a conocer una serie de conclusiones obtenidas a lo largo de esta investigación mediante el logro de cada uno de los objetivos planteados al inicio de este trabajo, sin más que agregar se presentan a continuación:

S O D A de la V 1. Se recopilo información correspondiente a la red de transmisión R E que posee SMaracaibo E Costa Occidental y Oriental del Lago de R S disponible se desarrolló una base O CORPOELEC. Con dichaH información EC de datos E en R el programa Microsoft Excel (tablas) de los parámetros D eléctricos disponibles de los equipos que forman parte de la red de transmisión, esta fue alimentada con información del programa DigSilent Power Factory (DPF), base de datos de líneas de transmisión e información suministrada por otros departamentos, al terminar se obtuvo información suficiente para iniciar con el modelado de los elementos del sistema de transmisión en el software ATP-EMTP

2. El proceso para recabar la información necesaria para la simulación de eventos ocurridos en el sistema consistió en: recolección de registros oscilográficos de fallas de cortocircuito ocurridas en elementos del sistema de transmisión tales como líneas, barras, transformadores del lado de baja tensión, esta etapa fue exitosa pues se obtuvo el comportamiento de las señales de tensión y corriente en el momento de la falla donde se puede apreciar sus valores pico-pico, adicionalmente se utilizó el sistema de administración de operaciones (SAO), donde se obtuvo: la localización de la falla, la generación que se encontraba en servicio en el sistema eléctrico; sin embargo en algunos casos faltó información para la correcta recreación del evento en el software de simulación como son las impedancias de falla, la cual es muy difícil de estimar, las fallas simuladas fueron sin considerar resistencia. Eso

19

130 influye en los márgenes de error de los resultados obtenidos en fallas monofásicas.

3. Respecto a la selección de los modelos para las representaciones de los elementos que abarcan la red de transmisión bajo estudio en el software ATP-EMTP se concluye lo siguiente:

S O D VA

ER S E R ATP-EMTP están disponibles varios modelos de acuerdo al tipo de S O H aquí resalta el modelo BCTRAN y el estudio que se vaya a realizar; C E ER (modelo hibrido) los cuales pueden ser utilizados para HYBRID DMODEL En el programa DigSilent Power Factory existe un solo modelo para los

transformadores de 2 o de 3 devanados, mientras que en el software

representar transformadores de 2 o 3 devanados.

Para la selección del modelo del transformador se tomó en cuenta ambos modelos siendo factor decisivo para la selección la información que estos requerían versus la información que se había recabado para el presente estudio, esta abarcaba los datos de tensión en bornes, potencia nominal, frecuencia y las impedancias del transformador, se llegó a la conclusión de utilizar la rutina BCTRAN, porque a pesar de que el modelo hibrido cuenta con más funciones y aplicaciones para realizar diferentes estudios como por ejemplo energización de transformadores a la red, este requiere de datos de los cuales no se poseía la información como las características referentes a la saturación y geometría del núcleo. Cabe destacar que igualmente se tuvo que realizar un cambio de base a las impedancias de los transformadores debido a que la información obtenida necesitaba una adaptación debido a que dichas impedancias del devanado terciario estaban referidas a la base de potencia del terciario en DigSilent Power Factory mientras para poder ser utilizada en el software ATP-EMTP se requiere que las impedancias

19

131 estén referidas al devanado primario, es decir, a una sola base de potencia común.

El software ATP-EMTP ofrece más complementos para representar diferentes tipos de líneas, pues permite modelar de manera precisa los conductores de fase y el hilo de guarda, la configuración de los mismos y el de las estructuras de apoyo (torres). Con estos datos se puede

S O D VA

emplear distintos métodos de cálculo para los parámetros distribuidos de las línea de transmisión basadas en los siguientes métodos: Bergeron, Jmarti, PI, entre otros

R

SE E R S

O H C E Así mismo, seR utilizaron diferentes modelos para representar las líneas E D que posee la red bajo estudio: para líneas cortas se usó un modelo de

línea denominado RL debido a que se puede despreciar el efecto capacitivo de las mismas debido a su corta distancia, como caso especial se seleccionó un circuito equivalente PI de la línea de trasmisión para representar los cables sublacustres de 230 kV, a saber, Tablazo-Cuatricentenario línea 1 y 2 tramo de cable sublacustre Punta de Palma-Peonias, Tablazo-Punta de Piedra tramo Punta Iguana-Punta de Piedra (cable que pasa por debajo del Puente sobre el Lago de Maracaibo), estos por ser cables necesitan que sea tomado en cuenta el alto efecto capacitivo que poseen.

Para líneas largas se seleccionó la rutina del ATP-EMTP llamada LCC debido a que esta calcula la forma en la que se representa sus parámetros distribuidos como se mencionó el párrafo anterior, tomando en cuenta la información recabada y requerida por dicha rutina se llegó a la conclusión de utilizar el método Bergeron, este método calcula las constantes de propagación y la matriz impedancia cuyos datos son muy similares al ser comparados con los valores de impedancia obtenidos a través del DigSilent Power Factory por ello se reafirma la elección de este método para el modelo de línea larga

19

132

Para representar generadores resulto más apropiado el modelo de maquina síncrona tipo SM59 que no considera los sistemas de control asociados al regulador y gobernador, debido a falta de dicha información. Fue necesario recalcular la constante de inercia de los generadores porque la información recopilada en el DigSilent Power Factory necesita ser adaptada a las unidades requeridas por el software ATP-EMTP (De H que representa el tiempo constante de inercia

S O D VA

expresado en segundos a HICO que representa momento de inercia de la masa del rotor expresada

R

SE E R S ).

HO C E R parámetros como capacitores en conexión estrella que DEconcentrados, Para banco de condensadores y reactores se decidió usar elementos de

puede ser conectada a tierra o con neutro flotante según sea el caso y bobinas en conexión estrella conectada a tierra.

4. Como paso previo a la comparación de los registros de fallas del sistema de transmisión y para tener un patrón de comparación inicial fueron simuladas distintos tipos de fallas en las barras del sistema más importante de la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo, las cuales fueron seleccionadas por la empresa criterio basado en: barras de generación, barras de cabeceras de anillos y principales fuentes, siendo dichas fallas: monofásicas, bifásica a tierra y trifásica, para ser simuladas en el software ATP-EMTP estas evidenciaron un error máximo del 7%, comparado con los resultados arrojados por el DigSilent Power Factory; este margen se debe a que emplean métodos de cálculos diferentes y también porque ATP-EMTP realiza un flujo de carga para determinar la tensión de barra en condiciones de pre-falla, mientras que DigSilent Power Factory asume una tensión fija de 1 por unidad como tensión pre-falla en el nodo donde ocurre la falla.

19

133

Como se mencionó en el párrafo anterior los métodos de cálculos utilizados por los dos software son diferentes, el DigSilent Power Factory utiliza el método de cálculo basado en la norma ANSI C37, la cual consiste en el planteamiento de los circuitos de redes de secuencia de la red bajo estudio y la determinación de la corriente de falla, mientras que ATP-EMTP se basa en un método iterativo para la solución de las ecuaciones diferenciales mediante la regla de integración trapezoidal, lo

S O D VA

cual permite estimar numéricamente el valor instantáneo de la corriente de cortocircuito y determinar su forma de onda.

ER S E R Con esto se puede concluir que usando la base de datos desarrollada en S O H el software ATP-EMTP se logran obtener resultados similares a los C E R obtenidos DEen el DigSilent Power Factory, el cual es el software mayormente empleado en CORPOELEC Zulia para la simulación de fallas de cortocircuito.

5. Con respecto a la comparación de resultados de simulaciones de eventos de falla ocurridos en el sistema, los resultados de las simulaciones obtenidas en el software ATP-EMTP reflejaron un error máximo de 4.35% respecto a los registros recabados correspondientes a eventos reales, sin embargo este margen no aplica para el caso del registro obtenido debido una falla por el lado de baja del transformador en la S/E 19 de Abril este se detalla a continuación,

El caso del evento de falla en el circuito de distribución en 13,8 kV Gran Sabana de la S/E 19 de Abril es muy particular e importante porque se observó que con los datos de impedancias del transformador usados en el DigSilent Power Factory, y los resultados no eran cercanos con los obtenidos en el registro, por lo que se investigaron los valores de impedancia del circuito equivalente de secuencia cero determinando que en la placa del transformador se encontraba dicha información, la cual

19

134 era distinta al valor usado en DigSilent Power Factory. Esto se debe a que dichos parámetros han venido siendo estimado por unos criterios propios de la empresa basados en un documento de la antigua ENELVEN de 1981 donde se establecen los factores multiplicadores para estimar las impedancias de secuencia cero a partir de la impedancia de secuencia positiva del transformador debido a que para la época los datos de secuencia cero de los transformadores no eran indicados por los fabricantes.

S O D Aequivalente Considerando los nuevos valores de impedancia del circuito V R SE de secuencia cero del transformador obtenidos de la placa, se realizó E R Sresultado que el margen de error de una nueva simulación dandoO como H C cero del lado de alta tensión logró reducirse en E la corriente deR secuencia DE un 50%, lo cual acerca más al comportamiento mostrado en los registros, sin embargo el error está por encima del 10% esto posiblemente por no disponer de la impedancia de la falla monofásica la cual es de vital importancia para el recrear este tipo de evento.

Tomando en cuenta lo mencionado en párrafos anteriores y teniendo conocimiento de los métodos de cálculos empleados por DigSilent Power Factory y el software ATP-EMTP, además de obtener resultados muy similares se concluye que la causante de la divergencia entre los resultados obtenidos de las simulaciones y los reales fue la información de los parámetros del circuito equivalente de secuencia cero de los trasformadores de potencia. En función a lo anterior se especifica que en los casos donde se indique el valor de secuencia cero en placa deben ser considerados para la modelación del transformador en el software ATP-EMTP o DigSilent Power Factory. Se llega a la conclusión de que la red modelada en ATP-EMTP representa adecuadamente la red de transmisión de la Costa Occidental y Oriental del Lago de Maracaibo. Porque su comportamiento respecto a las simulaciones de cortocircuito: realizadas para comparación con la

19

135 herramienta computacional utilizada por la empresa (DigSilent Power Factory) y eventos de fallas reales ocurridas en el sistema, presentan márgenes de error aceptables.

H C E ER

O

D

19

SE E R S

R

S O D VA

136 RECOMENDACIONES

En base al trabajo especial de grado realizado en la empresa CORPOELEC Zulia, se anotó una serie de recomendaciones para una mayor eficiencia al momento de realizar futuras investigaciones que puedan o no ser afines al tipo de estudio que tuvo este trabajo.



S O D VA

ER S E cero indicado por el fabricante en R la placa del transformador para la S O Hen el software de simulación, con la intención modelación del mismo C E ER de D reducir los errores en los niveles de cortocircuito y contribuciones Tomar en consideración los valores de impedancia de secuencia

hacia fallas monofásicas que pueden ocasionar un incorrecto ajuste de protecciones y en consecuencia actuaciones no deseadas de las mismas. 

Modelar los bancos de condensadores con sus conexiones de grupos series y paralelo con la intención de tener el modelo completo para el análisis de fallas en dichos componentes del sistema (análisis de falla de unidades capacitivas, energizaciones, etc)



Recabar la información que se tenga disponible a partir de pruebas eléctricas en fábrica sobre las características geométricas y de excitación del núcleo de los transformadores de potencia con la finalidad de simular la energización de dichos equipos.



Indagar en la utilización de los módulos de herramientas de sistemas de potencia del ATP –Draw, los cuales son una nueva función en la versión 5.9 y permiten la modelación de relés de protección, conversores analógicos digitales entre otros, esto con la finalidad de lograr estimar el comportamiento de los sistemas de protecciones ante la ocurrencia de perturbaciones en la red.

19

137 

Simular los sistemas de control de las unidades de generación para realizar estudios de estabilidad de ángulo.



Indagar sobre las prueba de relés de protección a partir de los registros oscilográficos generados por el ATP (archivos .PL4) los cuales pueden ser aplicados a un relé mediante un equipo de inyección secundaria.



Adaptación

de

modelos

de

elementos

del

sistema

(líneas,

S O D VA

transformadores) para la elaboración de estudios de transitorios de maniobra, descargas atmosféricas, entre otros. 



ER S E Transformadores de corriente S para R realizar estudios de saturación. O H C E Seguir ampliando los R conocimientos y recursos en cuanto a estudio E D de fenómenos transitorios que puedan ocurrir en la red de Indagar en el modelo de Transformadores de Potencial y

transmisión para de esta manera tener seguir teniendo un buen tiempo de respuesta ante las adversidades que se puedan presentar en el sistema eléctrico. 

Tener actualizada la información de la base de datos del software ATP-EMTP para de esta manera tener un tiempo de respuesta menor al momento de estos ser requeridos para analizar, simular y evaluar una falla de cortocircuito en la red eléctrica.

19

138 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Castillo, C; Marin, S (2003), Determinar el Modelo de la Red de Transmisión Eneldis – Enelco para aplicar el programa ATP-EMTP en el Estudio de Cortocircuito. Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad del Zulia, Venezuela, Zulia. Villar, A. (1999). Simulación de Sistemas de Potencia con ATP. Artículo

S O D V Arias, F. (2006). El Proyecto de la Investigación. Introducción aA metodología R E S E científica. (5ta ed.) Caracas: Editorial Episteme. R S O Alves, Roberto. (2001). Introducción al uso de programa ATP-EMTP en la H EC simulaciónE deR sistemas eléctricos de potencia e industriales. D Científico. Universidad Central de Venezuela y CVG Electrificación del Caroní C.A. (CVGEDELCA).

Chávez, N. (2007). Introducción a la Investigación Educativa. (5ta ed.) Maracaibo: La Columna. Marti, Jose y Linares. (1994). Soluciones y modelos en el EMTP. Martinez Velazco, J.A (1999). Introduction to the package. Universitat Politecnica de Catalunya. Meyer, S. y Tsy, J. (1987). ATP Rule Book. Canadian-American EMTP user Group. Prikler, Laszlo y Hoidalen. (1998). User Manual ATPDraw. IEEE Standard C37.111-1999. Common Format for Transient Data Exchange (COMTRADE) for Power Systems. IEEE Standard 399-1990. Systems Modeling, IEEE Brown Book, IEEE Recommended Practice for Power Systems Analysis. IEEE STANDARD 241-1990. IEEE Recommended Practice for Electric Power Systems in Commercial Buildings. Tamayo y Tamayo, M. (2009). El proceso de la Investigación científica. (4ta ed.) México D.F.: Editorial Limusa. Hurtado, M. (2007). Metodología de la Investigación Holística. Caracas: Editorial Remys. Bavaresco, A. (2006). Proceso Metodológico en la Investigación. (4ta ed.) Venezuela, Maracaibo. Ediluz

19

139 Méndez, E. (2007). Metodología Diseño y Desarrollo del Proceso de Investigación con énfasis en Ciencias Empresariales. (4ta ed.) Editorial: Limusa, S.A. Sabino, C. (2007). El Proceso de Investigación. Caracas: Editorial Panapo. Hernández R., Fernández, C. y Baptista P. (2006). Metodología de la investigación. (5ta ed.) México D.F.: Editorial Graw – Hill Cano E. y Tacca H. (2008). Modelado y simulación en electrónica de potencia con ATP. (1ra ed.) Colombia, Bogotá: Editorial Universidad Nacional de Colombia, UNIBIBLOS

H C E ER

O

D

19

SE E R S

R

S O D VA

140

O

H C E ER

D

SE E R S

ANEXOS

19

R

S O D VA

141 Registros Oscilograficos del sotfware ATP-EMTP de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo.

FALLA MONOFASICA A TIERRA CABIMAS 115kV

30

[kA]

20

10

S O D VA

0

-30

-40

O

H C E ER

-20

D

0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001At)

R

SE E R S

-10

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 1 falla monofásica a tierra Cabimas 115 kV

FALLA TRIFASICA CABIMAS 230kV

20 [kA] 15

10

5

0

-5

-10

-15

-20 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

0,3

Anexo 2 falla trifásica Cabimas 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

142 FALLA BIFASICA A TIERRA CABIMAS 230kV

20 [kA] 15

10

5

0

-5

S O D VA

-10

-15

0,1 c:X0001C-

0,2

O

H C E ER

D

R

SE E R S

-20 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt)

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 3 falla bifásica a tierra Cabimas 230kV

FALLA BIFASICA A TIERRA CABIMAS 115kV

40

[kA]

30

20

10

0

-10

-20

-30 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt)

0,1 c:X0001C-

0,2

0,3

Anexo 4 falla bifásica a tierra Cabimas 115 kV

19

0,4

[s]

0,5

143 FALLA MONOFASICA A TIERRA 19 DE ABRIL 115kV

15

[kA]

10

5

0

-5

S O D VA

-10

-15

-20 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var t) c:X0001A-

0,1

0,2

O

H C E ER

R

SE E R S 0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 5 Falla monofásica a tierra 19 de abril 115 kV

D

FALLA TRIFASICA 19 DE ABRIL 115kV

25

[kA]

16

7

-2

-11

-20 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

0,3

Anexo 6 falla trifásica 19 de Abril 115 kV

19

0,4

[s]

0,5

144 FALLA TRIFASICA TABLAZO 400kV 25,00 25,00 [kA] [kA] 18,75 18,75

12,50 12,50

6,25 6,25

0,00 0,00

-6,25 -6,25

S O D VA

-12,50 -12,50

R

-18,75

SE E R S

-18,75

-25,00 0,1 -25,00 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2 0,2

O

H C E ER

D

0,3 0,3

0,4

[s]

0,5

0,4

[s]

0,5

Anexo 7 falla trifásica a tierra Tablazo 400 kV

FALLA TRIFASICA TABLAZO 230kV

50

[kA]

35

20

5

-10

-25

-40 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

0,3

Anexo 8 falla trifásica Tablazo 230 Kv

19

0,4

[s]

0,5

145 FALLA TRIFASICA TABLAZO 115kV

50,0 [kA] 37,5

25,0

12,5

0,0

-12,5

S O D VA

-25,0

R

-37,5

SE E R S

-50,0 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

O

H C E ER

D

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 9 falla trifásica a tierra Tablazo 115 kV

FALLA TRAFSICA TABLAZO 34.5kV

15

[kA]

10

5

0

-5

-10

-15 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

0,3

Anexo 10 falla trifásica a tierra Tablazo 34.5 kV

19

0,4

[s]

0,5

146 FALLA MONOFASICA A TIERRA TABALAZO 400kV

20

[kA]

10

0

-10

S O D VA

-20

SER

-30 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001At)

E R S HO

0,1

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 11 Falla monofásica a tierra Tablazo 400 kV

40

C E R DE

FALLA MONOFASICA A TIERRA TABLAZO 230kV

[kA]

25

10

-5

-20

-35

-50 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var t) c:X0001A-

0,1

0,2

0,3

Anexo 12 falla monofásica a tierra Tablazo 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

147 FALLA MONOFASICA A TIERRA TABLAZO 115kV

40

[kA]

20

0

-20

S O D VA

-40

0,1

0,2

O

D

H C E ER

R

SE E R S

-60 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001At)

0,3

0,4

[s]

0,5

0,4

[s]

0,5

Anexo 13 Falla monofásica a tierra Tablazo 115 Kv

FALLA MONOFASICA A TIERRA TABLAZO 34.5kV

8

[kA]

4

0

-4

-8

-12 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001At)

0,1

0,2

0,3

Anexo 14 Falla monofásica a tierra Tablazo 34.5 Kv

19

148 FALLA BIFASICA A TIERRA TABLAZO 400 kV

30

[kA]

20

10

0

-10

S O D VA

-20

-30 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt) c:X0001C-

0,2

S O H EC

ER S E R 0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 15 falla bifásica a tierra Tablazo 400 kV

DER

FALLA BIFASICA A TIERRA TABLAZO 230kV

60

[kA]

38

16

-6

-28

-50 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001Bt)

0,1 c:X0001C-

0,2

0,3

Anexo 16 falla bifásica a tierra Tablazo 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

149 FALLA BIFASICA A TIERRA TABLAZO 115kV

70

[kA]

50

30

10

-10

S O D VA

-30

-50 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt) c:X0001C-

0,2

S O H EC

ER S E R 0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 17 falla bifásica a tierra tablazo 115 kV

DER

FALLA BIFASICA A TIERRA TABLAZO 34.5kV

20 [kA] 15

10

5

0

-5

-10

-15 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt) c:X0001C-

0,2

0,3

Anexo 18 falla bifásica a tierra Tablazo 34.5 kV

19

0,4

[s]

0,5

150 FALLA TRIOFASICA SAN LORENZO 115kV

30

[kA]

19

8

-3

S O D VA

-14

0,2

O

H C E ER

R

SE E R S

-25 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 19 falla trifásica San Lorenzo 115 Kv

D

FALLA MONOFASICA A TIERRA SAN LORENZO 115kV

15 [kA] 10

5

0

-5

-10

-15

-20

-25 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001At)

0,1

0,2

0,3

0,4

Anexo 20 falla monofásica a tierra San Lorenzo 115 Kv

19

[s]

0,5

151 FALLA BIFASICA A TIERRA SAN LORENZO 115kV

30

[kA]

20

10

0

-10

-20

-30 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001Bt)

0,1 c:X0001C-

0,2

O

D

H C E ER

R

SE E R S 0,3

S O D VA 0,4

[s]

0,5

Anexo 21 falla bifásica a tierra San Lorenzo 115 kV

FALLA TRIFASICA MOROCHAS 230kV

30

[kA]

20

10

0

-10

-20 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

0,2

0,3

Anexo 22 falla trifásica Morochas 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

152 FALLA TRIFASICA MOROCHAS 115kV

40

[kA]

30

20

10

0

-10

SE E R S

-30 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001A-XX0732 t) c:X0001B-XX0732 c:X0001C-XX0732

O

0,2

H C E ER

0,3

S O D VA

R

-20

0,4

[s]

0,5

Anexo 23 Falla trifásica Morochas 115kV

D

FALLA MONOFASICA A TIERRA MOROCHAS 230kV

15

[kA]

10

5

0

-5

-10

-15

-20 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001At)

0,1

0,2

0,3

Anexo 24 falla monofásica a tierra Morochas 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

153 FALLA MONOFASICA A TIERRA MOROCHAS 115kV

30 [kA]

20

10

0

-10

-20

S O D VA

-30

-40 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001At)

0,1

0,2

S O H EC

ER S E R 0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 25 falla monofásica a tierra Morochas 115 kV

DER

FALLA BIFASICA A TIERRA MOROCHAS 230kV

30

[kA]

20

10

0

-10

-20 0,0 0,1 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-varc:X0001Bt) c:X0001C-

0,2

0,3

Anexo 26 falla bifásica a tierra Morochas 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

154 FALLA BIFASICA A TIERRA MOROCHAS 115kV

50 [kA] 35

20

5

S O D VA

-10

-40 0,0

O

H C E ER

D

0,1

0,2

(file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var t) c:X0001B-

R

SE E R S

-25

0,3

0,4

[s]

0,5

c:X0001C-

Anexo 27 falla bifásica a tierra Morochas 115 kV

FALLA MONOFASICA A TIERRA MACHANGO 34.5kV

5000

[A]

3000

1000

-1000

-3000

-5000

-7000 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001At)

0,1

0,2

0,3

Anexo 28 falla monofásica a tierra Machango 34.5 kV

19

0,4

[s]

0,5

155 FALLA BIFASICA A TIERRA MACHANGO 34.5kV

9000

[A]

6000

3000

0

S O D VA

-3000

-6000 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var t) c:X0001B-

0,1 c:X0001C-

0,2

O

H C E ER

R

SE E R S 0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 29falla bifásica a tierra 34.5 kV

D

FALLA MONOFASICA A TIERRA CABIMAS 230kV

15

[kA]

10

5

0

-5

-10

-15

-20 0,0 (file RED_PARA_EDITAR.pl4; x-var c:X0001At)

0,1

0,2

0,3

Anexo 30 falla monofásico a tierra Cabimas 230 kV

19

0,4

[s]

0,5

156

Registros Oscilograficos del sotfware ATP-EMTP de la Costa Occidental del Lago de Maracaibo.

URDANETA 138 KV MONOFASICA A TIERRA

40 [kA] 20

0

-20

R

SE E R S

O

H C E ER

D

-40

S O D VA

-60

-80 0,0

0,1

0,2

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

0,3

0,4

[s]

c:X0001A-

Anexo a 31 falla monofásica a tierra Urdaneta 138 Kv

URDANETA 138 KV BIFASICA A TIERRA

100

[kA]

66

32

-2

-36

-70 0,0

0,1

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

0,2 c:X0001A-

0,3

0,4

c:X0001B-

Anexo 32 falla bifásica a tierra Urdaneta 138 kV

19

[s]

0,5

0,5

157 TRINIDAD 230 KV TRIFASICA

40 [kA] 30

20

10

0

-10

S O D VA

-20

-30 0,15

SER

E R S HO

0,20

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

c:X0001B-

0,30

c:X0001C-

0,35

[s]

0,40

Anexo 33 galla trifásica Trinidad 230 kV

C E R DE

20

TRINIDAD 230 KV MONOFASICA A TIERRA

[kA] 10

0

-10

-20

-30 0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

Anexo 34 falla monofásica a tierra Trinidad 230 kV

19

[s]

0,5

158 TRINIDAD 230 KV BIFASICA A TIERRA

40 [kA] 30

20

10

0

-10

S O D VA

-20

-30 0,10

0,15

0,20

R ESE

R S HO

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

0,30

c:X0001B-

C E R DE

0,35

0,40

0,45

[s]

0,50

Anexo 35 falla bifásica a tierra Trinidad 230kV

TRINIDAD 138 KV TRIFASICA A TIERRA

60

[kA]

38

16

-6

-28

-50 0,15

0,20

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,30 c:X0001B-

0,35

c:X0001C-

Anexo 36 falla trifásica a tierra Trinidad 230kV

19

0,40

[s]

0,45

159 TRINIDAD 138 KV MONOFASICA A TIERRA

40 40 [kA] [kA]

20 20

0 0

S O D VA

-20 -20

-40

-60

R

SE E R S

-40

O

H C E ER

D

0,1 -60 0,0 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-varc:X0001At)

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 37 falla monofásica a tierra trinidad 230Kv

TRINIDAD 138 KV BIFASICA A TIERRA

70

[kA]

50

30

10

-10

-30

-50 0,10 0,15 0,20 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,25 c:X0001B-

0,30

0,35

Anexo 38 falla bifásica a tierra Trinidad 138kV

19

0,40

[s]

0,45

160 SAMBIL 24 KV TRIFASICA

20 [kA]

15

10

5

0

-5

-10

-15

R

SE E R S

O

H C E ER

D

0,0 0,1 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-varc:X0001At)

0,2 c:X0001B-

S O D VA

0,3

0,4

[s]

0,5

c:X0001C-

Anexo 39 falla trifásica Sambil 24kV

SAMBIL 24 KV MONOFÁSICA A TIERRA

10,0

[kA]

5,6

1,2

-3,2

-7,6

-12,0 0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-varc:X0001At)

Anexo 40 falla monofasica a tierra Sambil 24kV

19

[s]

0,5

161 SAMBIL 24 KV BIFASICA A TIERRA

20 [kA] 15

10

5

0

-5

-10

-15 0,0

D

0,1

0,2

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001Bt)

kV

R

SE E R S

O

H C E ER

S O D VA

0,3

0,4

[s]

0,5

c:X0001A-

Anexo 41 falla bifásica a tierra Sambil 24 kV

RINCON 230 KV TRIFASICA

60 [kA]

38

16

-6

-28

-50 0,15

0,20

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

0,25 c:X0001A-

c:X0001B-

0,30 c:X0001C-

Anexo 42 falla trifásica Rincon 230 kV

19

0,35

[s]

0,40

162 RINCON 230 KV MONOFASICA A TIERRA

30 [kA] 20

10

0

-10

-20

S O D VA

-30

-40

-50 0,15

0,20

0,25

H C E ER

D

R

SE E R S

O

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t) c:X0001A-

0,30

0,35

[s]

0,40

Anexo 43 falla monofásica a tierra rincón 230kV

RINCON 230 KV BIFASICA A TIERRA

60 [kA] 40

20

0

-20

-40 0,10

0,15

0,20

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

0,25

0,30

c:X0001B-

Anexo 44 falla bifásica a tierra Rincón 230 kV

19

0,35

[s]

0,40

163 RINCON 138 KV TRIFASICA

100

[kA]

70

40

10

S O D VA

-20

-50

O

H C E ER

D

-80

R

SE E R S

0,140 0,208 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-varc:X0001At)

0,276 c:X0001B-

0,344

0,412

[s]

0,480

0,4

[s]

0,5

c:X0001C-

Anexo 45 falla trifásica Rincon 138 kv

RINCON 138 KV MONOFASICA A TIERRA

60

[kA]

30

0

-30

-60

-90 0,0 0,1 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,2

0,3

Anexo 46 falla monofásica a tierra Rincón 138kV

19

164 RINCON 138 KV BIFASICA A TIERRA

120

[kA]

80

40

0

O

H C E ER

-80

D

0,0 0,1 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,2 c:X0001B-

S O D VA

R

SE E R S

-40

0,3

0,4

[s]

0,5

[s]

0,5

Anexo 47 falla bifásica a tierra Rincón 138Kv

MONOFÁSICA A TIERRA

10 [kA] 5

0

-5

-10

-15

-20

-25 0,0 0,1 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,2

0,3

0,4

Anexo 48 falla monofásica a tierra Pomona 8kV

19

165 POMONA 8 KV BIFÁSICA A TIERRA

30 [kA] 25

20

15

10

-5 0,0

D

R

O

H C E ER

0

0,1

S O D VA

SE E R S

5

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001B-

Anexo 49 falla bifásica a tierra Pomona 8Kv

PALITO BLANCO 230 KV TRIFASICA

50 [kA] 35

20

5

-10

-25

-40 0,15

0,20

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

c:X0001A-

0,30 c:X0001B-

0,35

c:X0001C-

Anexo 50 falla trifásica Palito Blanco 230kV

19

0,40

[s]

0,45

166 PALITO BLANCO 230 KV MONOFASICA A TIERRA

40 [kA] 25

10

-5

-20

S O D VA

-35

R ESE

-50 0,0

R S HO

0,1

0,2

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

0,3

C E R DE

0,4

[s]

0,5

[s]

0,45

Anexo 51 falla monofásica a tierra palito blanco 230kV

PALITO BLANCO 230 KV BIFASICA A TIERRA

60 [kA]

40

20

0

-20

-40 0,10

0,15

0,20

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t) c:X0001A-

0,25

0,30

0,35

c:X0001B-

Anexo 52 falla bifásica a tierra Palito Blanco 230 kV

19

0,40

167 PALITO BLANCO 138 KV TRIFASICA A TIERRA

60

[kA]

40

20

S O D VA

0

-40 0,15

O

H C E ER

D

R

SE E R S

-20

0,20

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

c:X0001B-

0,30

0,35

0,40

[s]

0,45

c:X0001C-

Anexo 53 falla trifásica Palito Blanco 138Kv

PALITO BLANCO 138 KV MONOFASICA A TIERRA

30 [kA] 20

10

0

-10

-20

-30

-40

-50 0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

Anexo 54 falla monofásica a tierra Palito Blanco 138Kv

19

[s]

0,5

168 PALITO BLANCO 138 KV BIFASICA A TIERRA

60

[kA]

38

16

-6

O

H C E ER

-50

D

0,10 0,15 0,20 0,25 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At) c:X0001B-

0,30

S O D VA

R

SE E R S

-28

0,35

0,40

0,45

[s]

0,50

Anexo 55 falla bifásica a tierra Palito Blanco 138Kv

LA VILLA 138 KV TRIFASICA

15 [kA]

10

5

0

-5

-10 0,16 0,19 0,22 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At) c:X0001B-

0,25 c:X0001C-

0,28

Anexo 56 falla trifásica la Villa 138kV

19

0,31

[s]

0,34

169 PALITO BLANCO 138 KV MONOFASICA A TIERRA

8 [kA] 5

2

-1

-4

S O D VA

-7

-10 0,10

0,15

0,20

c:X0001A-

R

SE E R S

O

0,25

H C E ER

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

0,30

0,35

0,40

[s]

0,45

Anexo 57 falla monofásica a tierra Palito Blanco 138 kV

D

LA VILLA 138 KV BIFASICA A TIERRA

15 [kA] 10

5

0

-5

-10 0,160

0,204

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

0,248

0,292

0,336

c:X0001B-

Anexo 58 falla bifásica a tierra la Villa 138kV

19

[s]

0,380

170 CUATRICENTENARIO 138 KV TRIFASICA 60

[kA]

38

16

-6

S O D VA

-28

-50 0,15

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

D

0,25

c:X0001A-

c:X0001B-

R

SE E R S

O

H C E ER 0,20

0,30

0,35

0,40

[s]

0,45

c:X0001C-

Anexo 59 falla trifásica Cuatricentenario 400kV

CUATRICENTENARIO 400 KV MONOFASICA A TIERRA

20 [kA]

10

0

-10

-20

-30 0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t) c:X0001A-

Anexo 60 falla monofásica a tierra Cuatricentenario 400 kV

19

[s]

0,5

171 CUATRICENTENARIO 400 KV BIFASICA A TIERRA

30 [kA]

20

10

0

S O D VA

-10

0,0

0,1

0,2 c:X0001A-

c:X0001B-

O

H C E ER

R

SE E R S

-20 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 61 falla bifásica a tierra Cuatricentenario 400 kV

D

CUATRICENTENARIO 230 KV TRIFASICA A TIERRA

50 [kA] 35

20

5

-10

-25

-40 0,15

0,19

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t) c:X0001A-

0,23 c:X0001B-

0,27

0,31

c:X0001C-

Anexo 62 falla trifásica Cuatricentenario 230kV

19

[s]

0,35

172 CUATRICENTENARIO 230 KV MONOFASICA A TIERRA

40 *103

20

0

-20

S O D VA

-40

R ESE

-60 0,0

R S HO

0,1

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)t

0,2

c:X0001A-

0,3

C E R DE

0,4

[s]

0,5

Anexo 63 falla monofásica a tierra Cuatricentenario 230kV

60

CUATRICENTENARIO 138 KV TRIFASICA

[kA]

38

16

-6

-28

-50 0,15 0,20 0,25 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At) c:X0001B-

0,30 c:X0001C-

0,35

0,40

Anexo 64 falla trifásica a tierra Cuatricentenario 138 kV

19

[s]

0,45

173 CUATRICENTENARIO 138 KV MONOFASICA A TIERRA

40

[kA]

20

0

S O D VA

-20

-60

R

SE E R S

-40

O

H C E ER

D

0,0 0,1 (file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-varc:X0001At)

0,2

0,3

0,4

[s]

0,5

Anexo 65 falla monofásica a tierra Cuatricentenario 138 kV

CUATRICENTENARIO 138 KV BIFASICA A TIERRA

80

[kA]

54

28

2

-24

-50 0,0

0,1

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

0,2

0,3

0,4

c:X0001B-

Anexo 66 falla bifásica a tierra Cuatricentenario 138 kV

19

[s]

0,5

174 ARREAGA 138 KV TRIFASICA A TIERRA

90 [kA] 70

50

30

10

S O D VA

-10

-70 0,15

O

H C E ER

-50

D

R

SE E R S

-30

0,20

0,25

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

c:X0001B-

0,30

0,35

[s]

0,40

0,4

[s]

0,5

c:X0001C-

Anexo 67falla trifásica Arreaga 138 kV

ARREAGA 138 KV MONOFASICA A TIERRA

50

[kA]

24

-2

-28

-54

-80 0,0

0,1

0,2

0,3

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var t)c:X0001A-

Anexo 68 falla monofásica a tierra Arreaga 138kV

19

175 ARREAGA 138 KV BIFASICA A TIERRA

100

[kA]

66

32

S O D VA

-2

-70 0,0

O

H C E ER

D

R

SE E R S

-36

0,1

(file RED_DE_TRANSMISDION_FINAL.pl4; x-var c:X0001At)

0,2

0,3

0,4

c:X0001B-

Anexo 69 falla bifásica a tierra Arreaga 138 kV

19

[s]

0,5