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• José Antonio Vg

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CAPÍTULO 7 EJEMPLOS PRACTICOS DE COORDINACIÓN DE RELEVADORES UTILIZANDO EL SOFTWARE 7.1 INTRODUCCIÓN...............................................................................................................................68 7.2 EJEMPLO DE AJUSTE DE TIEMPO DE OPERACIÓN ENTRE DOS RELEVADORES DE DISTANCIA………………………………………………………………....69 7.3 AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA Y DE SOBRECORRIENTE.......81 7.3.1 Ajuste de zonas de los relevadores de distancia a su respectivo porcentaje de línea de acuerdo a los criterios de protección…………………………………………….82 7.3.1.1 Comprobación de los ajustes del relevador de distancia......................................90

7.3.2Coordinación de un relevador de distancia con un relevador de sobrecorriente para proteger un transformador de potencia.................................................................. 92 7.4 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA..................... 97 7.4.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de distancia.............................. 100 7.4.1.1 Ajustes del relevador........................................................................................................ 100 7.4.1.2 Simulación de fallas y re-ajustes de zonas de protección.................................... 103 7.4.1.3 Coordinación de relevadores de distancia................................................................. 106 7.4.1.4 Análisis de resultados....................................................................................................... 109 7.4.1.5 Operación simultánea de un grupo de relevadores................................................ 111 7.5 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE................................................................................................................................. 112 7.5.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de sobrecorriente.................... 112 7.5.1.1 Resúmen para el ajuste de los relevadores de sobrecorriente.......................... 116 7.5.1.2 Coordinación del interruptor 1 ante falla cercana F1............................................. 117 7.5.1.3 Coordinación del interruptor 1 ante falla de extremo de línea............................ 120 7.5.1.4 Coordinación del interruptor 2 ante falla cercana F2............................................. 124 7.5.1.5 Coordinación del interruptor 4 ante falla de bus remoto F-ARK......................... 127 7.5.1.6 Análisis de resultados...................................................................................................... 130 7.6 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACION “EL CONDE” ................... 131 7.6.1Valores y datos iniciales para determinar ajustes y coordinación de dispositivos de protección de transformadores……………….…………………………………………...133 7.6.2 Determinación de la curva de daño del transformador ECPU-T1 ................ 134 7.6.3 Cálculo de ajustes de protección para ECPU-T1 (lado 115 kV -72010)........... 139 7.6.3.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F .............................................. 139 7.6.3.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ............................................ 141 7.6.4 Cálculos de ajustes de protección para ECPU T1 (lado 13.8 kV -42010)............ 143 7.6.4.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F .............................................. 143 7.6.4.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ............................................ 145 7.6.5 Cálculo de ajustes de protección para planta industrial (lado carga 4010) ...... 147 7.6.5.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F .............................................. 147 7.6.5.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N ............................................ 148 7.6.6 Simulación de fallas y resultados .................................................................... 150 7.6.7 Ánalisis de resultados ..................................................................................... 156 7.6.8 Conclusiones .................................................................................................. 160

CAPÍTULO 8

CONCLUSIONES GENERALES…………………………………..................162

REFERENCIAS………………………………………………………………………… …………...163 APÉNDICE A .USO DE ASPEN ONE LINER PARA ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES……………………………………………………………………… ……………164 A.1 INTRODUCCIÓN........................................................................................................................... 164 A.2 FUNCIONES.................................................................................................................................... 164 A.2.1 Funciones usadas en este estudio................................................................................... 165 A.2.1.1 One liner................................................................................................................................ 165 A.2.1.2 Editor de relevadores de sobrecorriente.................................................................... 165 A.2.1.3 Editor de relevadores de distancia............................................................................... 165 A.3 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES...................................................................................... 166 A.4 COMO INICIAR A USAR EL SOFTWARE.............................................................................. 166

A.5 NOMENCLATURA DE BUSES Y RELEVADORES............................................................. 168 A.6 ADICIÓN Y ELIMINACION DE RELEVADORES................................................................. 170 A.7 SIMULACIÓN DE FALLAS........................................................................................................... 172 A.7.1 Valores de corriente (de secuencia y de fase).............................................................. 173 A.7.2 Adaptación de buses ficticios............................................................................................. 174 A.8 TIEMPOS DE OPERACIÓN DE RELEVADORES............................................................... 177 A.9 GRÁFICAS DE OPERACIÓN..................................................................................................... 177 A.9.1 Relevadores de sobrecorriente.......................................................................................... 179 A.9.2 Relevadores de distancia..................................................................................................... 181 APÉNDICE B CRITERIOS DE AJUSTE Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES............................................................................................................................................. 182

CAPÍTULO 7. EJEMPLOS PRÁCTICOS DE COORDINACIÓN DE RELEVADORES UTILIZANDO EL SOFTWARE. 7.1 INTRODUCCIÓN Cuando se mostró en capítulos anteriores, que un relevador debe contar con ciertas características para medir su capacidad de operación, se hizo referencia a cada uno de estos dispositivos, es decir, su operación individual. Para fines de este estudio, esta descripción del comportamiento individual no sirve de mucho, ya que todos los relevadores e interruptores involucrados en el sistema de protección deben de trabajar en ―equipo‖, y además, con una buena coordinación que permita al sistema eléctrico de potencia operar de manera confiable y que se aísle de manera correcta solo la zona con falla. El hablar de coordinación, se refiere al correcto ajuste en el tiempo de operación de cada relevador en sus correspondientes zonas que protegen (relevador de distancia), por lo que también es importante definir el ajuste en el alcance de estos elementos de protección, con el fin de que cuenten con la prioridad para actuar en su zona y que también respalden a las zonas adyacentes en caso de la falla en la operación de algún relevador o interruptor. Por estas razones, la coordinación es el objeto de este trabajo, ya que no solo basta con ajustar los dispositivos de protección para que operen en presencia de falla de cortocircuito, sino que deben hacerlo cuidando respetar la operación de cada zona primaria que protejan y respaldar de modo confiable cuando otra zona ―vecina‖ o remota lo requiera. En los ejemplos de uso del software para la coordinación de relevadores, se muestra primero la forma en que se hace un ajuste a los relevadores que se ocupan en este estudio, estos son: 

Sobrecorriente tiempo inverso direccional



Sobrecorriente tiempo inverso no direccional



De distancia

Estos tres tipos de relevadores se dividen a la vez en: de fase y tierra.

6 8

Como se menciono anteriormente, las fallas de sobrecorriente de cortocircuito ya están determinadas por default en el programa y solo se simulan de dos tipos: línea a tierra y trifásica; esto es debido a que la primera es la que tiene mayor presencia y la segunda se considera un caso critico debido a su magnitud. Las graficas características de operación de cada relevador se muestran en los ejemplos.

7.2 EJEMPLO DE AJUSTE DE TIEMPO DE OPERACIÓN ENTRE DOS RELEVADORES DE DISTANCIA. Para este ejemplo se analizará la red mostrada en la figura 7.1:

Figura 7.1 Red de prueba 1

En este ejemplo práctico, se demostrará el funcionamiento de ―ASPEN‖ para el ajuste de protecciones. 1.-Se simula una falla, (para este caso una falla 3Φ) en el bus OXP-115 115Kv 9563 y se obtienen lo siguiente:

6 9

Figura 7.2 Simulación de falla trifásica en bus OXP-115

Los datos presentados en la figura 7.2 nos muestran la corriente de falla en el punto seleccionado (2126 A con un ángulo de 73°) y las corrientes en los relevadores restantes así como sus direcciones. 2.- Ahora, para ver el tiempo de operación de los relevadores se pulsa el icono de ―Relay Time‖ mostrando lo siguiente:

Figura 7.3 Zonas y tiempos de operación al simular la falla.

7 0

En la figura 7.3, se observa la indicación 9999s, lo cual significa que ese relevador no operó, porque como se ha explicado los relevadores empleados en este trabajo, son direccionales y siempre ―miran‖ hacia adelante, dejando de lado todo lo que pase detrás de ellos. Para esta fase del ejercicio, primero se analiza el relevador ZG2 0.30s; esta nomenclatura indica que operó un relevador de distancia de tierra y que disparó en la zona 2 a 0.30 segundos. Las características de éste se muestran en la figura 7.4:

Figura 7.4 Características del grupo de relevadores

Para mostrar la información propia del relevador, se oprime el botón ―Get info‖ y se observa lo siguiente:

7 1

Figura 7.5 Ventana para proporcionar valores de ajuste.

La tabla mostrada en la figura 7.5 nos indica los niveles de impedancia de la zona 1, Z1_X = 0.15; zona 2, Z2_X= 0.5; zona 3 Z3_X = 0.66. Cabe mencionar que estos parámetros vienen por default en la red. Para ajustar los porcentajes de las zonas como ya se ha mencionado y dejar la protección de la línea a los valores recomendados, se oprime el botón ―Line impedance‖ en donde se muestran los valores de impedancia para las zonas mencionadas, esto se ve en la figura 7.6:

Figura 7.6 Valores de impedancia de línea.

3.- En principio, se ajusta el relevador a estos valores de impedancia para experimentar en qué zona opera:

7 2

Figura 7.7 Gráfica del relevador de distancia mostrando zona de operación y tabla de datos de ajuste y de falla.

La gráfica (cuadrilateral) mostrada en la figura 7.7, nos muestra las zonas en las que está dividida la línea, y se ve claramente que el disparo cae en la zona 2. También se muestra la descripción de la falla y los ajustes realizados en principio. 4.- Ahora si se desea que el relevador no vea la falla en la zona 2, sino en la zona 1, se deben comenzar las acciones de criterio de ajuste del relevador, esto se logra cambiando de valor las impedancias de zona, como se muestra a continuación: Antiguos valores: 

Z1_X = 0.15



Z2_X= 0.5



Z3_X = 0.66

Ahora los valores de impedancia son los siguientes: 

Z1_X = 0.33



Z2_X= 0.5



Z3_X = 0.66

7 3

Como se puede observar, solo se cambio la zona 1, esto se debe a que si se requiere que la falla la detecte la zona 1, ésta debe ser mayor. El valor ajustado se puede ver en la figura 7.8:

Figura 7.8 Tabla que muestra el valor ajustado de la zona 1.

En el diagrama de la red mostrado en la figura 7.9, se puede observar la nueva zona de disparo y el tiempo en que lo hace:

7 4

Figura 7.9 Simulación de falla y disparo instantáneo de la zona 1.

Y de igual forma en la gráfica de la figura siguiente, se muestra la nueva zona de disparo:

Figura 7.10 Gráfica de operación mostrando la falla dentro de la zona 1 y tabla de datos.

75

4.- No solo se pueden presentar fallas en el bus, sino también a lo largo de la línea, es por eso que ahora se simulará una falla a un 75% de la línea desde el bus OXP-115 9563, para esto hay que insertar un bus ficticio al tanto porciento seleccionado, quedando la red de la siguiente forma:

Figura 7.11 Simulación de falla en bus ficticio b1 a un 75% de la línea.

En la figura 7.11 se observa que ahora con esta nueva falla, el relevador disparó en la zona 1 a los 0.00s ya que su zona 1 está ajustada para cubrir un 80% -90%, entonces el relevador pasará de la zona 2 a la zona 1

Figura 7.12 Ajuste del porcentaje para colocar un tap ficticio.

En el cuadro de la figura 7.12 se muestra el porcentaje al cual se tendrá el bus ficticio para simular la falla, este es visto desde el bus OXP-115 9563 a donde se quiere

7 6

simular la falla. Cabe aclarar que en este cuadro se pone el valor de porcentaje desde el bus mencionado en la ventana. La gráfica de la figura 7.13, muestra la falla dentro de la zona 1:

Figura 7.13 Gráfica de operación de la zona 1.

Ahora para efectos de este ejemplo y demostrar la funcionalidad de los relevadores de sobrecorriente, en esta red se agregan dos relevadores de este tipo en el bus C1G-115 115Kv 9587 y se simula una falla en el bus OAX 115 115 kV 9564 quedando la red como sigue:

7 7

Figura 7.14 Simulación de falla en bus OAX-115 9564 y tiempo de disparo del relevador de sobrecorriente (OP) en el bus CIG-115 9587.

En la figura 7.14 se observa que ahora en este bus se presenta una falla de 2538 A con un ángulo de 73 grados. En este caso se activa el relevador OP 0.12s, esta nomenclatura indica que actuó un relevador de sobrecorriente y que disparó a 0.12 segundos. 5.- En este paso se desea coordinar las protecciones de la siguiente manera: Que el relevador OP en el bus C1G-115 115Kv opere después que el relevador ZP2 en el bus OAP-115 115Kv 9580 Para este tipo de ajuste, este se debe basar en la ―Curva para ajuste de relevador de sobrecorriente, tiempo inverso‖. El funcionamiento de esta curva se basa en que, si se requiere que el relevador opere en un tiempo mayor, entonces se elige el tiempo requerido en la curva para este ajuste; a este ajuste se le llama ―Time dial ‖ o ―palanca de tiempo ‖, y si con este movimiento no se consigue el tiempo deseado, entonces en esta misma curva se elige otro ―Tap‖ para conseguir dicho tiempo de retraso o adelanto.

7 8

Esto se consigue de la siguiente manera:

Figura 7.15 Ajuste de palanca de tiempo (Time dial) y de Tap (A) para coordinar tiempo de operación.

En el cuadro de información de la figura 7.15, se muestran los datos de palanca y de Tap, que en este caso son: 

Time dial = 3



Tap (A) = 1

Para poder realizar este ajuste del relevador se cambian los datos de palanca y de Tap a los siguientes valores: 

Time dial = 5



Tap (A) = 5

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Quedando la red de la siguiente forma:

Figura 7.16 Tiempo de disparo del relevador OP con los ajustes realizados.

La figura 7.16 muestra que el relevador OP con este nuevo ajuste, ahora opera después que el relevador ZP2, logrando de esta manera coordinar el tiempo de operación entre un relevador y otro para esta falla. En este caso solo se mostro la manera en la que se puede ajustar el tiempo de operación de un relevador con respecto a otro, mas no se tiene una coordinación totalmente acertada de las protecciones que actúan en esta red. La coordinación se logra al hacer que operen de manera simultánea los dos relevadores (e interruptores) que se encuentran en la línea que se encuentra entre los buses numerados como 9580 y 9564, aislando de esta manera la falla. Otro relevador que deberá coordinarse para operar y no permitir la alimentación a la falla, es el adyacente al relevador mencionado en el bus 9564, es decir, el relevador que se activo en el extremo bus 9580, deberá alcanzar este relevador en la misma zona 2 para disparar este interruptor remoto, dejando así una mínima parte del sistema eléctrico sin servicio.

8 0

7.3 AJUSTE DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA Y DE SOBRECORRIENTE Se analiza zona de red mostrada en la figura 7.17:

Figura 7.17 Red de prueba 2

El criterio que se tiene para esta red en esta primera etapa es el siguiente: 

Ajustar los relevadores de distancia de tierra a su respectivo porcentaje correspondiente a la línea que va desde Alaska 33 Kv 30 hasta Arizona 132 Kv 28. Los relevadores de distancia que se van a ajustar son el grupo adyacente al bus Alaska 33 Kv 30



Demostrar que se cumple con el porcentaje de protección en cada zona de la línea de acuerdo al ajuste del relevador de distancia de tierra.



Coordinar el relevador de distancia de tierra que se encuentra en el grupo adyacente al bus Hawaii 33Kv 29 con el relevador de sobre corriente de tierra que se encuentra en el grupo adyacente al bus Arizona 132 Kv 28

81

La figura 7.18 muestra la localización de cada relevador mencionado

Figura 7.18 Ubicación en la red de los relevadores en estudio.

7.3.1 Ajuste de zonas de los relevadores de distancia a su respectivo porcentaje de línea de acuerdo a los criterios de protección Para iniciar este ajuste de los relevadores de distancia hay que recordar que éstos cuentan con tres zonas de protección y que cada una de ellas cubre un porcentaje de la línea. 

Z1 = 80% a 85% de la línea



Z2 = 150 % (esto indica que cubre el 100% de la primer línea y el 50 % de la línea siguiente)



Z3 = 200% ( esto indica que cubre el 100% de las dos primeras líneas)

El proceso para este ajuste es el siguiente: Se simula una falla monofásica (figura 7.19) en el bus Hawaii 33 Kv 29, para ver cómo se comporta el relevador de distancia

Figura 7.19 Selección del tipo de falla a simular (monofásica de línea a tierra).

8 2

Al simular la falla monofásica, se muestra la zona y el tiempo en el que actúo cada relevador, esto se observa en la figura 7.21; cabe mencionar que estos relevadores tienen ajustes propuestos de acuerdo a la impedancia total de la línea y está dado en ohms secundarios. Los valores de impedancia de cada zona se observan en el recuadro de la figura 7.20.

Figura 7.20 Ventana que muestra los valores de ajuste del relevador en prueba.

Figura 7.21 Simulación de falla en bus Hawaii 29 (100%). Zona y tiempo de operación del relevador de distancia ubicado en Alaska 30.

Para la falla simulada en el caso anterior (figura 7.21), la zona 1 del relevador mencionado opera en la zona 1, lo cual indica que esta zona esta mal ajustada, ya que solo debe cubrir de un 80 a un 85% de línea y la falla esta al 100% de esta. Ahora, para verificar que la zona 3 del relevador opere ante una falla al 200% desde su ubicación, se simula otra falla en el bus ARKANSAS 33 KV 27, como se ve en la figura 7.22.

Figura 7.22 Simulación de falla en bus Arkansas 27 (200%). Zona y tiempo de operación del relevador ubicado en Alaska 30.

83

En este caso, se observa que con los ajustes propuestos por el programa para el relevador de distancia de tierra localizado en el grupo adyacente al bus Alaska, su zona 1 de protección está sobredimensionada, ya que cubre hasta un 200% y no cumple con los criterios de protección previamente mencionados. Para lograr el ajuste que ofrezca la protección adecuada se proponen los siguientes valores de impedancia para cada una de las zonas de protección:   

Z1 = 0.17Ω Z2= 0.303 Ω Z3= 0.48 Ω

Estos valores de ajuste hacen que el relevador de distancia de tierra cumpla con los porcentajes en la línea ya descritos. Para probar la efectividad de estos valores, se deben insertar ―buses de prueba‖ para representar el porcentaje físicamente en la línea y así poder comprobar los ajustes propuestos. Esto se hace de la siguiente manera:

Figura 7.23 Colocación de buses ficticios para representar las fallas a un correspondiente porcentaje de la línea

La ubicación de los buses que representaran las fallas son: el bus de prueba 1 está colocado al 85% de la línea, el bus Hawaii corresponde al 100%, el bus de prueba 2 corresponde al 150 %, el bus Arkansas corresponde al 200 %, todas estas cantidades están medidas desde el bus Alaska (figura 7.23). Si la falla ocurriera en el bus Arizona, el relevador de distancia de tierra no tiene que ―ver‖ la falla y por lo tanto no debe operar ya que se encuentra fuera del alcance de sus tres zonas de protección. Ahora lo que se debe hacer, es ajustar el relevador de distancia de tierra con los valores de impedancia propuestos. Esto se ve en el cuadro de ajustes de la figura 7.24.

8 4

Figura 7.24 Ajustes de valores de impedancia para cobertura de las tres zonas de protección.

Ya que se tienen estos valores, se simula la falla en cada uno de los buses para ver que en realidad el relevador se dispare en la zona adecuada. 

Falla al 85% de la línea en el bus de prueba 1; en esta situación la zona que debe disparar es la Zona 1

Figura 7.25 Simulación de falla en bus de prueba 1 (85%). Comprobación de zona y tiempo de disparo del relevador.

Como se puede ver en la figura 7.25, opera el relevador de distancia de tierra en la zona 1 en un tiempo de 0.00 segundos, y esto se ve más claro en la grafica de operación del relevador, mostrada en la figura 7.26

85

a

b

Figura 7.26 a) Gráfica de operación del relevador que muestra la falla en la zona 1. b) Cuadro de datos del proceso de operación para el control de la falla.

A continuación se simula la falla para comprobar la cobertura de la zona 2 (figura 7.27) 

Falla al 100% de la línea, en el bus Hawaii: en esta situación el relevador de distancia de tierra debe operar en la zona 2

Figura 7.27 Simulación de falla en bus Hawaii (100%). Comprobación de zona y tiempo de disparo del relevador.

Como se puede observar en la figura 7.27, el relevador de distancia de tierra operó en la zona 2 a los 0.4 segundos y esto se demuestra en la siguiente grafica (figura 7.28):

8 6

a

b

Figura 7.28 a) Gráfica de operación del relevador que muestra la falla en la zona 2. b) Cuadro de datos del proceso de operación para el control de la falla.

La siguiente simulación de falla a un 150% de la línea (figura 7.29), es con el fin de comprobar el alcance requerido para la zona 2. 

Falla al 150% de la línea, en el bus de prueba 2: en esta condición el relevador de distancia de tierra debe seguir operando en la zona 2

Figura 7.29 Simulación de falla en bus de prueba 2 (150%). Zona y tiempo de operación del relevador.

Como se puede observar en la figura anterior, el relevador de distancia de tierra sigue operando en la zona 2 a 0.4 segundos, por las condiciones que se mencionaron anteriormente, y se corrobora en la grafica (figura 7.30):

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a

b

Figura 7.30 a) Gráfica de operación del relevador que muestra la falla en la zona 2. b) Cuadro de datos del proceso de operación para el control de la falla.

Ahora se comprobara el alcance de la zona 3, por lo que se simula una falla a su limite de alcance, es decir a un 200% (figura 7.31). 

Falla al 200% de la línea, en el bus Arkansas, en este caso el relevador de distancia de tierra debe operar en la zona 3

Figura 7.31 Simulación de falla en bus Arkansas (200%). Zona y tiempo de operación del relevador.

Como se puede observar, el relevador de distancia de tierra ahora operó en la zona 3 a los 2 segundos, y esto se demuestra en la grafica (figura 7.32):

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a

b

Figura 7.32 a) Gráfica de operación del relevador que muestra la falla en la zona 3. b) Cuadro de datos del proceso de operación para el control de la falla.

Por último, se simula una falla a un porcentaje fuera del alcance determinado para las tres zonas. Esta falla se presenta en un bus remoto a un 300% desde ALASKA. (figura 7.33). 

Falla en el bus Arizona, en este caso el relevador de distancia de tierra no debe operar ya que se encuentra fuera del alcance de sus zonas de protección.

Figura 7.33 Simulación de falla en bus Arizona (fuera de alcance del relevador).

Para demostrar que no operó simplemente hay que observar el grupo de relevadores en el extremo Alaska (figura 7.33), los números 9999s indican que no operó el relevador.

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7.3.1.1 Comprobación de los ajustes del relevador de distancia Para comprobar que los ajustes anteriores se limitan a cubrir solo el porcentaje de línea mencionado en los criterios, se realizara lo siguiente: 

Se insertan nuevos buses de prueba; aunque esta vez en lugar de estar al 85% y al 150% se colocaran al 86% y al 151%



Con esta acción se demostrara que con solo variar un 1% en cuanto al porcentaje de la línea, de inmediato actúa la zona siguiente.

En la figura 7.34, se muestran los buses ficticios colocados de la siguiente forma: 

Bus de prueba 3= 86%



Bus de prueba 4= 151%

Figura 7.34 Colocación de buses ficticios para simular fallas.



Falla en el bus de prueba 3 que se encuentra al 86% de la línea, con este aumento de 1% ahora el relevador debe operar en la zona 2, ya que el alcance de la zona 1 es solo hasta el 85%.

Figura 7.35 Simulación de falla al 86% de la línea

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En la figura 7.35, se simulo una falla en el bus de prueba 3 (86% de línea) y efectivamente actuó la zona 2. Esto queda se comprueba en la grafica siguiente (figura 7.36):

Figura 7.36 Gráfica que muestra la operación de la zona 2 del relevador

Como en el caso anterior, ahora se simula la falla a un 151% (figura 7.37), para comprobar que la zona 2 no tenga sobrealcance. 

Falla en el bus de prueba 4 que se encuentra a un 151% de la línea, igualmente con el incremento de 1% en donde ahora el relevador debe operar en su zona 3

Figura 7.37 Simulación de falla al 151% de la línea

91

El disparo de la zona 3 se puede observar en la grafica de la figura 7.38:

Figura 7.38 Gráfica que muestra la operación de la zona 3 del relevador

7.3.2 Coordinación de un relevador de distancia con un relevador de sobrecorriente para proteger un transformador de potencia Una protección de respaldo que normalmente es más lenta, debe ser capaz de detectar condiciones anormales en ambos lados del transformador y de operar en caso de que la protección primaria falle. Como es una protección de respaldo, esta se deberá coordinar con las protecciones adyacentes a los buses donde está conectado el transformador; en ellos existen líneas que tienen una protección primaria, la cual puede ser de distancia o de sobrecorriente. Esta protección de respaldo se puede manejar como un relevador de sobrecorriente y se debe coordinar con la protección primaria, que en este ejemplo es un relevador de distancia, para que en caso de que ocurra una falla y el relevador de distancia no opere; entonces el encargado de liberar la falla sea el relevador de sobrecorriente. El relevador de sobrecorriente deberá estar coordinado con el de distancia para que opere entre 0.3 y 0.4 segundos si es que el relevador de distancia no opera en su zona 2.

9 2

Ahora los relevadores que se van a coordinar son los mostrados en la figura 7.39:

Figura 7.39 Ubicación de los relevadores a coordinar.

Las características del transformador se muestran en el cuadro de la figura 7.40:

Figura 7.40 Características del transformador de potencia.

Para ajustar un relevador de sobrecorriente se deben seguir los siguientes pasos, para tener resultados correctos: 

Calcular la corriente nominal de operación:

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

Teniendo este valor de Icarga se selecciona un relevador con relación de TC (Ct ratio por sus siglas en inglés) con un valor de 200 : 5



Con una corriente nominal de 175 A y suponiendo una sobrecarga de 50% más de este valor, se obtiene una Icarga max primaria = 262.2 A , por lo que:

I carga maxima secundaria =

A

De esta manera la corriente de referencia para el ajuste del tap será el más próximo a este valor, es decir 7 A. 

Teniendo una falla de corto circuito predeterminada de 1124 A primarios, entonces utilizando la relación de TC la Ifalla secundaria será :

Ifalla secundaria 

Con el valor de Ifalla secundaria y la corriente de referencia se determina el múltiplo del tap, esto es:

Múltiplo del tap =

Todos estos valores obtenidos se introducen en las características propias del relevador, como se muestra en la figura 7.41.

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Figura 7.41 Valores de ajuste del relevador de sobrecorriente de tierra

Otro parámetro que implica este relevador es el ―Time dial‖ o ―Tiempo de palanca ‖ que permite hacer más rápida la operación del relevador; en este caso es de 0.5. El siguiente paso es simular una falla en el bus Arkansas y también observar cómo se comportan los relevadores, tanto el de distancia como el de sobrecorriente. En la figura 7.42 se muestran los dos relevadores a coordinar y la simulación de falla.

Figura 7.42 Simulación de falla. Zonas y tiempos de operación de los relevadores.

Cabe mencionar que se ajustó el relevador de distancia que está en el grupo adyacente al bus Hawaii porque este relevador es el que tendrá que operar en su zona 2 para librar la falla antes de que llegue al transformador. En este caso, el alcance de la zona 2 debe cubrir solo hasta el bus Arkansas (100%), ya que en la línea adyacente 9 5

se encuentra el transformador de potencia el cual como se sabe, presenta dos niveles de tensión y por lo tanto no existiría un control satisfactorio de la zona 2 si se ajustara al 150%. Siguiendo con el análisis de la figura anterior, se puede observar que se cumple con lo antes mencionado; el relevador de distancia de tierra operó en la zona 2 a 0.2 segundos y en caso de que éste relevador no detectara la falla la protección de respaldo en este caso el relevador de sobre corriente de tierra colocado en el grupo adyacente al bus Arizona operara en 0.3 segundos, esto ofrece un control rápido de la falla de 0.1 segundos. Esto se puede demostrar en la grafica de operación del relevador de distancia (figura 7.43) y en la curva de operación del relevador de sobrecorriente (figura 7.44):



Zona de operación del relevador de distancia

Figura 7.43 Gráfica de operación del relevador que muestra la falla en la zona 2.

En la tabla de datos se observa que el relevador de distancia operó en la zona 2 en 0.2 segundos.

9 6



Tiempo de operación del relevador de sobre corriente:

Figura 7.44 Gráfica de operación del relevador de sobrecorriente.

La curva demuestra el tiempo en que operó este relevador de sobrecorriente. Este ejemplo práctico demuestra la coordinación existente entre un relevador de sobre corriente de tierra y un relevador de distancia de tierra para proteger tanto a la línea de transmisión como al equipo conectado en ella; en este caso un transformador de potencia.

7.4 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS RELEVADORES DE DISTANCIA Los relevadores de distancia de fase son ajustados en base a la impedancia de fase de secuencia positiva entre la ubicación del relevador y la ubicación de la falla mas allá de la cual, la operación del relevador deberá limitar su operación. Los relevadores de distancia de tierra se ajustan de la misma manera, aunque algunos tipos solo responden a la impedancia de fase de secuencia cero. Esta impedancia, o distancia correspondiente, es llamada el ―alcance‖ del relevador. Para convertir la impedancia primaria a un valor secundario con el propósito de usarlo en el ajuste de un relevador de distancia ya sea de tierra o fase, se usa la siguiente ecuación:

……………………...(7.1)

donde CT ratio es la relación de la corriente de fase en el lado primario y la corriente de fase del lado secundario, y PT ratio es la relación del valor de tensión de fase del

9 7

lado primario y el valor de tensión de fase a fase del lado secundario, todo esto bajo condiciones de sistema trifásico balanceado. Es práctico ajustar la primera o instantánea zona de los relevadores de distancia para un alcance de 80% a 90% de la longitud de extremo a extremo de la línea, o a un 80% a 90% de distancia de la terminal más cercana en líneas multiterminales. No existe un ajuste de retraso de tiempo para esta unidad. El propósito principal de la segunda zona de un relevador de distancia es ofrecer protección para el resto de la línea, más allá del alcance de la primera zona. Esta debería ser ajustada de manera que sea capaz de operar aun con la presencia de fallas en el extremo de la línea. Para lograr esto, la unidad debe tener un alcance más allá del extremo de la línea. Aun cuando las fallas no sean consideradas, se deberá tener cuidado en la tendencia de un sub-alcance debido a los efectos que se tienen por las fuentes de corriente intermedias, y errores en: (1) Los datos en los que se basan los ajustes, (2) los transformadores de tensión y corriente, y (3) los relevadores. Es común ajustar la segunda zona para un alcance de al menos 20% y hasta un 50 % de sección de la línea adyacente; cuanto más lejos se pueda extender esta zona dentro de la línea adyacente, se permite un mayor margen de alcance de la tercera zona en la línea que le sigue a la adyacente, y debe ser selectiva con la segunda zona.

Figura 7.45. Ajuste normal de alcance de la segunda zona

El valor máximo del alcance de la segunda zona también tiene un límite. Bajo condiciones de sobre-alcance máximo, el alcance de la segunda zona deberá ser lo suficientemente corto para lograr la selectividad típica de la segunda zona de los relevadores de distancia en las líneas adyacentes más cortas, como se ilustra en la figura anterior.

9 8

tiempo de interrupción de los interruptores en estos tres elementos también afecta el tiempo de la segunda zona. El tiempo de esta segunda zona es normalmente de 0.2 a 0.5 segundos.

Figura 7.46 Ajuste normal de alcance de la tercera zona

La tercera zona ofrece protección de respaldo para fallas en líneas adyacentes. Su alcance deberá extenderse, tanto como sea posible, más allá del extremo de la línea adyacente más larga bajo las condiciones que causan la mayor cantidad de subalcance, es decir, arcos y fuentes de corriente intermedias. La figura 7.46 muestra una característica normal de respaldo. El retraso de tiempo de la tercera zona es usualmente de 0.4 a 1.0 seg. Para el alcance más allá del extremo de una línea adyacente larga y todavía ser selectivo con los relevadores de una línea corta, podría ser necesario determinar esta selectividad con un retraso de tiempo adicional, como en la figura 7.47.

Figura 7.47 Ajuste de la tercera zona con tiempo adicional para la selectividad con un relevador de una línea adyacente corta y de esta manera ofrecer protección de respaldo para una línea adyacente larga.

9 9

7.4.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de distancia. En el siguiente caso, se ajustaran relevadores de distancia tanto de fase como de tierra para lograr la coordinación en la siguiente zona de la red. Para el ajuste de los diferentes relevadores que actuaran en la protección de esta red, se toman los siguientes criterios: -Ajustar la primera zona del relevador a un 85% de la impedancia de fase de la línea donde se tiene instalado el dispositivo. -La segunda zona se ajusta para cubrir hasta un 50% de la línea adyacente, y en el caso de tener varias líneas adyacentes, se ajusta este porcentaje para la línea más corta. -El alcance de la tercera zona será hasta un 200%, es decir, el 100% de la línea propia que protege y la cobertura del 100% de la línea adyacente. Cuando se tengan varias líneas adyacentes, este ajuste se hará para la línea más larga y se ajustara un retardo mayor en su operación debido a las condiciones de sobre-alcance. Como se menciono anteriormente, según el tipo de falla que se presente provocara que actúen ya sea los dos tipos de relevadores (fase y tierra) o uno de los dos. En este ejemplo se simulan fallas trifásicas.

7.4.1.1 Ajustes del relevador. Para modo de facilitar la ubicación de los elementos y fallas que se analizan, estos se numeran (figura 7.48). Para mostrar la simulación de las fallas a un determinado porcentaje de la línea, se colocan buses ficticios.

100

Figura 7.48 Numeración de relevadores y buses ficticios para simular fallas.

Los datos solicitados por el software para el ajuste del relevador, son:

  



PT ratio CT ratio

Tipo de relevador (en este caso se usara el tipo SEL 321mho para relevador de fase y SEL 321 para relevador de tierra).

Valores de impedancia de línea Z1_X, Z2_X y Z3_X para relevadores de tierra. Z1_imp, Z2_imp y Z3_imp para relevadores de fase.



Tiempos de retraso para zonas 2 y 3.

En la figura 7.49 se muestra el cuadro para proporcionar estos valores de ajuste.

101

Figura 7.49 Tabla para ingresar datos de ajuste.

Al momento de proporcionar los valores de PT ratio Y CT ratio, se genera el valor de impedancia de la línea, la cual a su vez muestra los porcentajes de esa impedancia a los cuales se ajustan las zonas 1,2 y 3 (figura 7.50). Sin embargo, estos no son del todo exactos en el alcance, por lo que se procede al re-ajuste de estas zonas, esto se hace de la siguiente manera.

Figura 7.50. Ventana que muestra los valores de impedancia de línea y del porcentaje de esta magnitud en las zonas 1, 2 y 3.

Para el caso de la zona 1, la cual cubre un 85 % de la línea, el re-ajuste se realiza tomando este valor inicial proporcionado, en este caso es de 0.57, y a continuación se procede a determinar los valores que cumplan con el alcance requerido de las zonas de protección. Este re-ajuste implica la simulación de fallas. 102

7.4.1.2 Simulación de fallas y re-ajustes de zonas de operación. Se simula una falla en el bus ficticio colocado a este mismo porcentaje de cobertura de la zona 1, y si este valor inicial proporcionado indica que la zona 1 del relevador cubre la falla, este se disminuye en un margen de aproximadamente 1 en caso de ser número entero y en 0.1 en caso de ser decimal. Para este ejemplo, 0.57 (aproximadamente 0.6), se reduce a 0.5.: Cuando se tenga un valor en el que la zona 1 deja de ―ver‖ la falla, entonces se toma este valor como referencia y se procede a aumentarlo en márgenes de 0.5 en caso de ser número entero, y en 0.05 en caso de ser decimal, hasta que el valor provoque que la zona 1 vuelva a operar. A partir de este momento los aumentos y disminuciones serán de acuerdo a cada criterio. En este caso, solo se disminuyo una vez por que en 0.5 ya no se ―disparo‖ la zona 1. El procedimiento sigue hasta tener tres cifras decimales en el valor que obedezca a la cobertura de la zona 1 al 85 %. Como se pudo observar, se elaboran iteraciones aumentando o disminuyendo valores; los aumentos o disminuciones se hacen en márgenes de 1, 0.5, 0.25 para números enteros y de 0.1, 0.05, 0.025 para decimales. El procedimiento completo es como sigue: Inicial 0.57

actúa zona 1

0.5

actúa zona 2

0.505 actúa zona 1 0.504 actúa zona 1 ◄ valor seleccionado para ajuste de Zona 1 0.503 actúa zona 2 Como se pudo observar, entre los valores de tres cifras decimales de 0.503 y 0.504 se tiene el límite de alcance entre zona 1 y zona 2, por lo que 0.504 es el valor de ajuste de la zona 1 para que alcance el 85% de la línea (figura 7.51). Una vez que se obtiene el valor con menor margen de error para cobertura del porcentaje de línea correspondiente, se hace la comprobación simulando una falla al 86 % de la línea, de igual manera con un bus ficticio. Con este valor determinado, la zona 1 no debe cubrir más allá del 85 %. Aunque la zona 1 se ajusta regularmente para un 85%-90% de la línea, se tiene que recordar que para este caso el criterio tomado fue de solo cubrir al

103

85 %. En la figura 7.52 se observa el proceso de simulación de falla para comprobar alcance al 85% de la línea.

Figura 7.51 Ajuste de zona 1 con valor determinado por medio de iteraciones. Cobertura al 85%.

Figura 7.52 Simulación de falla al 85 % .Zona 1 cubre la falla.

Figura7.53 Simulación de falla al 86 %. Zona 1 no “ve” la falla.

104

Como se pudo observar en la figura 7.53, aunque la zona 1 no actuó al presentarse una condición anormal al 86%, si lo hizo la zona 2 por lo que la falla es controlada. El procedimiento para el ajuste de la zona 2 y 3 y cobertura de los porcentajes de línea correspondientes, es el mismo que para la zona 1. En las figuras siguientes se muestra el re-ajuste en el software de la zona 2 para cubrir solo el 150% de la línea (figura 7.54), posteriormente se simula una falla a este valor de porcentaje y se verifica que la zona 2 opero para este ajuste (figura 7.55) y por último se simula una falla al 151% para comprobar que ya no dispare la zona 2 sino la zona 3 (figura 7.56).

Figura 7.54 Ajuste de zona 2 con valor determinado por medio de iteraciones. Cobertura al 150%

Figura 7.55 Simulación de falla al 150 % .Zona 2 cubre la falla.

10 5

Figura 7.56 Simulación de falla al 151 %. Zona 2 no “ve” la falla.

Es importante mencionar que en casos reales, esta cobertura no es exacta. El fin de mostrar el procedimiento para el ajuste de cada zona, es tener un mínimo margen de error al momento de proporcionar los valores de ajuste y que de esta manera operen los relevadores en el alcance de cada zona para controlar la falla.

7.4.1.3 Coordinación de relevadores de distancia Cuando ya se cuenta con el ajuste de cobertura de las tres zonas en los relevadores, lo siguiente es determinar los tiempos de operación. Se sabe que la zona 1 opera de manera instantánea, la zona 2 tiene un retraso de 0.2 a 0.5 seg. y la zona 3 uno de 0.4 a 1.0 seg, según criterios establecidos por cada ingeniero de protecciones. Con estos márgenes de valores en el retraso de operación de estas zonas, se determinan los tiempos para la coordinación de estos elementos sobre fallas en la zona de red que en este caso, es la mostrada en la figura 7.57.

Figura 7.57 Zona de red a coordinar

10 6

En principio se simula una falla al 90 % de la línea desde el bus ALASKA, por lo que el relevador 1 ubicado en este bus, actúa en su zona 2 y el relevador 3 del extremo HAWAII lo hace en su zona 1 (ver figura 7.58). El relevador 5 ofrece protección de respaldo en su zona 3, la cual tiene un retraso en la operación permitiendo así que los interruptores involucrados en la línea que presenta la falla, actúen primero.

Figura 7.58 Falla simulada al 90 % de la línea desde bus Alaska y operación coordinada de relevadores.1 y 3.

La siguiente simulación mostrara la coordinación de relevadores que fueron ajustados en condiciones de subalcance y sobrealcance. Para este ejemplo se trabajara con la zona de red mostrada en la figura 7.59. En este caso, se analizara el ajuste en el relevador 18. Este relevador tiene un alcance de su zona 2 al 50 % de la línea adyacente corta entre los buses FLORIDA E INDIANA y un alcance del 100 % de su zona 3 en la línea adyacente larga entre los buses FLORIDA Y COLORADO.

Figura 7.59 Zona de red a coordinar

107

Es importante mencionar que la edición de la red no muestra una proporción razonable en el tamaño de estas dos líneas. En este caso no existe una línea adyacente a la línea corta, pero al no tener un aseguramiento de una interconexión futura, se deben de tomar las medidas necesarias para una posible ampliación. Suponiendo que se tiene una línea adyacente a la línea corta, la zona 3 del relevador 18, la cual está ajustada para cubrir el 100% de la línea larga, genera un caso de sobre alcance con respecto a esta línea corta y su línea adyacente supuesta. Para que la zona 3 del relevador 18 opere de manera coordinada, permitiendo que la zona 2 de la línea corta adyacente actúe primero sobre fallas al 50% de la línea adyacente a esta, se debe ajustar un retraso de tiempo de operación en la zona 3 del relevador 18. La zona 2 del mismo relevador, cubre el 50% de la línea corta pero un porcentaje menor en la línea larga (adyacentes ambas).Los ajustes de impedancia de estas zonas puede observarse en el cuadro para proporcionar valores de la figura 7.60. El sub-alcance en la línea larga no tiene problema ya que no queda desprotegida (la cubre la zona 3 del relevador 18), y además respeta la prioridad de tiempos de operación. Esto puede verse en la figura 7.61.

Figura 7.60 Ajustes del relevador para 50% de la línea adyacente corta y 100% de línea adyacente larga.

108

Figura 7.61 Simulación de falla al 50% de línea corta.

7.4.1.4 Análisis de resultados Como se observa en la figura 7.61, el relevador 18 opera en su zona 2 como debe de hacerlo, ya que esta ajustado para cubrir el 50% de la línea corta donde se simulo la falla. El relevador 13 también cubre dos líneas adyacentes, estas son FLORIDAILLINOIS y FLORIDA-INDIANA; la línea corta es la misma que para el relevador 18, y es por esto que la cubre al 50% con su zona 2. Los relevadores 15 y 16 como se esperaba operan en la zona 1 al estar ajustados para cubrir en esta zona un 85% de la línea propia. Estos dos últimos relevadores aíslan la falla de manera instantánea, pero en caso de no operar, se tiene el respaldo de los relevadores 13 y 18, también aislándola, y además operan con un retraso de tiempo para permitir a los relevadores primarios actuar primero. De esta manera se presenta la coordinación.

Figura 7.62 Simulación en bus (100% de línea larga)

10 9

En el caso de la figura 7.62, la falla se presenta en el bus COLORADO, esto es, al 100% de la línea correspondiente a cada uno de los relevadores 7, 12 y 14. Estos relevadores están ajustados para cubrir en su zona 2 hasta un 150% de la línea desde su posición respectiva, y como se observa actúan de manera adecuada. Al igual que el caso anterior, estos tres relevadores aíslan la falla, y tienen como respaldo a los relevadores 18 y 15, los cuales operan ante esta falla con su zona 3 y con el retraso de tiempo requerido para coordinar su funcionamiento con los relevadores primarios de zona 2. Tabla 7.1. Resultados del proceso de ajuste y coordinación de relevadores de distancia.

FALLA EN

INTERRUPTORES

TIEMPO DE

BUS:

QUE OPERAN

OPERACIÓN

ZONA

(s) Alaska

3 5 6 10

0.20 0.40 0.20 0.50*

2 3 2 3

Hawaii

1 5 6 10

0.20 0.20 0.40 0.50*

2 2 3 3

Arkansas

1 2 3 4 10 14

0.40 0.20 0.00 0.20 0.20 0.50*

3 2 1 2 2 3

Arizona

2 4 10

0.40 0.40 0.50*

3 3 3

Illinois

17 13 15

0.20 0.50* 0.50*

2 3 3

Florida

18 13 12 7 15 7 12 14 15 18

0.20 0.20 0.50* 0.50* 0.20 0.20 0.20 0.20 0.50* 0.50*

2 2 3 3 2 2 2 2 3 3

California

7 11 14

0.50* 0.20 0.50*

3 2 3

Indiana

7 13 16 18

0.50* 0.50* 0.20 0.50*

3 3 2 3

Colorado

* Valores de ajuste de retraso de tiempo de operación de la zona 3 en relevadores con sobrealcance.

110

Para un mejor análisis de la coordinación, en la tabla 7.1 se muestran los resultados completos del proceso. La figura 7.63 ilustra la numeración de todos los relevadores involucrados en este proceso, recordando que solo se ocupo una zona de la red.

Figura 7.63 Relevadores y buses que actúan en el proceso de coordinación

7.4.1.5 Operación simultánea de un grupo de relevadores Es importante mencionar que hasta ahora se ha mostrado la coordinación de elementos de protección de manera ―individual‖, es decir un ejemplo con relevadores de distancia y más adelante se verá otro con relevadores de sobrecorriente. Sin embargo, para cada interruptor de línea se puede integrar un grupo de relevadores en el cual se empleen ambos tipos, tanto de fase como de tierra. En el recuadro de la figura 7.64 se observa el grupo de relevadores que se encuentran en cada extremo de línea.

Figura 7.64 Grupo de relevadores utilizados en el software para controlar fallas.

Cada uno de estos relevadores tendrá diferente comportamiento ante las fallas que se presenten y también de acuerdo al tipo de falla, pero operaran ya sea uno o varios.

111

Cada uno tendrá un ajuste para controlar un tipo de falla. El objetivo de tener un grupo de relevadores de distintos tipos, es contar con la característica de ―redundancia‖ que es un término usado para señalar el monitoreo de varios elementos y el múltiple control de estos contra las fallas que se presenten, de esta manera se tiene un mayor respaldo en este punto de ubicación de los elementos de protección y con esto una mayor confiabilidad del aislamiento de la zona en problemas.

7.5 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE En este ejemplo se presenta la coordinación de relevadores de sobrecorriente-tiempo inverso de tipo direccional, tanto de fase como de tierra. La coordinación con estos relevadores es algo mucho más complejo, ya que cada dispositivo deberá actuar respetando los tiempos de operación de los relevadores remotos, es decir, para fallas distantes que tendrán que ser controladas por los relevadores correspondientes a esa línea donde se presente la falla. Otro aspecto muy importante a considerar es la corriente de falla a la cual son ajustados los relevadores para su operación, esto es porque para cada falla, la corriente de operación en los relevadores que sobrealcanzan a otros relevadores es diferente a la corriente de estos relevadores que son sobrealcanzados. Para este caso se usara solo una zona de la red seleccionada para el estudio. El uso de relevadores direccionales se debe a que la corriente puede fluir en una dirección u otra a través de la línea, y entonces se tendría una menor probabilidad de coordinación por variación en el ajuste de corriente de operación del relevador encargado de vigilar esta corriente de falla. La dirección de disparo de los relevadores direccionales normalmente es hacia el interior de la línea que es protegida.

7.5.1 Ejemplo de ajuste y coordinación de relevadores de sobrecorriente. El circuito a coordinar se muestra en la figura 7.65, en donde las fallas que se presentan en los interruptores de los diferentes buses del circuito son fallas trifásicas. En este caso se hará el ajuste para relevadores de fase. El ajuste a los relevadores de tierra es similar, solo que se deben tomar los datos de falla de fase a tierra como se menciono anteriormente en los aspectos teóricos. Una de las diferencias entre estos dos tipos de relevadores (fase y tierra), son los valores pick-up de ajuste, en los cuales para los relevadores de tierra serán medios o menores que los de fase.

112

Figura 7.65 Zona de red a coordinar.

Para el análisis de este circuito, se numeran los interruptores con el objeto de una ubicación más fácil al momento de la descripción del proceso de ajuste y coordinación (figura 7.66). Cabe recordar que se utilizan relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso tipo direccional de fase, y cada unidad ―mira dentro de la línea‖ u opera cuando la corriente de falla fluye en la sección de esa línea protegida.

Figura 7.66 Numeración de relevadores en la zona a coordinar.

La coordinación entre relevadores se debe hacer de la siguiente forma: 

El relevador del interruptor 1 debe coordinar con 3 y 5.



El relevador del interruptor 2 debe coordinar con 3, 6, 9 y 10.



El relevador del interruptor 3 debe coordinar con 1 y 6.



El relevador del interruptor 4 debe coordinar con 5, 6, 9 y 10. 113



El relevador del interruptor 5 debe coordinar con 1 y 4.



El relevador del interruptor 6 debe coordinar con 2 y 3.



El relevador del interruptor 7 debe coordinar con 10 y 11.



El relevador del interruptor 10 debe coordinar con 2, 7 y 9.

Como se puede ver, los ajustes son dependientes de los hechos en otros relevadores mas allá de la línea que protegen, ya que lo ideal es que los dos interruptores colocados en ambos extremos de la línea protegida, operen de manera simultánea para aislar la falla; sin embargo, como en todo funcionamiento de dispositivos automáticos, se tiene la probabilidad de ―no operación‖ del elemento, por lo que se debe de tomar en cuenta un relevador de respaldo y establecer un criterio de ajuste para el correcto aislamiento de la falla sin dejar gran parte del sistema sin funcionar. Esto último tiene que cumplir con cierta prioridad de operación de los relevadores de acuerdo con la cercanía del elemento de protección con la falla, esto es que se tenga un respaldo por parte de dispositivos de protección traslapados. En capítulos anteriores se mostro la manera en que se da este traslape. En el ajuste de los relevadores a lo largo del circuito, el primer paso es determinar los tiempos de operación para cada elemento. Para este caso, las fallas cercanas a los diferentes relevadores deberán ser controladas sin retraso por el dispositivo de protección cercano a esta falla. Las fallas remotas, ya sea de extremo de línea o en el bus distante, serán controladas por los relevadores remotos a estas fallas con un intervalo de coordinación de tiempo (CTI, por sus siglas en ingles) y con prioridad de operación de los elementos involucrados para el aislamiento de la falla. Las fallas también son numeradas para una mejor ubicación y análisis (figura 7.67), debido a que los relevadores operaran tanto para fallas cercanas como para fallas distantes, por lo que al momento de coordinar los tiempos de operación, estas fallas serán más fácilmente relacionadas con las protecciones. Estas fallas se representan por medio de buses ―ficticios‖ o de tap, y se muestran a distancias desproporcionadas con respecto al relevador cercano o distante. Para este caso, las fallas cercanas se consideran a 25 % del relevador, las de extremo de línea están a un 75% y por lógica las de bus remoto se encuentran a un 100%.

11 4

Figura 7.67 Numeración de fallas en la zona a coordinar (fallas cercanas, extremo de línea y bus remoto).

F1, F2, F3, F4, F5, F6, F7 Y F10, son fallas cercanas o remotas de extremo de línea (según el relevador que se esté analizando) representadas con buses ficticios. FAL, FHA, FARK, FARZ Y FCOL, son fallas en buses reales. Para el ajuste y coordinación de los relevadores, se tienen que considerar varios aspectos. El primero es determinar la corriente nominal o de carga que fluye por el circuito. Debido a que el software no proporciona este dato, el estudio se basa en la relación de transformación de corriente (CT ratio) que si se puede conocer e incluso hasta modificar. Con la CT ratio ya seleccionada, y con la corriente mínima secundaria (Ims) normalizada la cual es de 5 A, se puede calcular la corriente mínima primaria (Imp). Con la corriente de carga máxima establecida, el siguiente paso es determinar el ajuste de corriente al cual deberá operar el relevador (sensibilidad); este valor se denomina corriente mínima de operación (pick up), y será ajustado a un 150% de la carga máxima. Lo siguiente es calcular la corriente secundaria de corto circuito (Iscc), para esto se utiliza la misma fórmula de relación de transformación que se uso para conocer la corriente mínima primaria y por lógica la misma CT ratio. La corriente primaria de corto circuito (Ipcc) la proporciona el software al simular la falla. A continuación se divide este valor de corriente secundaria de corto circuito(Iscc) entre el múltiplo de ajuste de corriente mínima de operación (pick-up), y de esta manera se 11 5

determina el múltiplo de tap de corriente de cortocircuito, es decir, el número de veces la corriente secundaria de cortocircuito (In=N). Conocido este múltiplo de tap de corriente de corto circuito, se tiene que ajustar la palanca de tiempo (dial) con el fin de lograr la operación del relevador en un tiempo adecuado a una magnitud de corriente determinada. Para este ajuste se usa como base la curva de operación la cual depende del fabricante. En resumen, existen curvas típicas de operación de los relevadores de sobrecorrientetiempo, estas curvas difieren según el fabricante, y en estas se determina la palanca de tiempo (dial) a la cual se ajustara el relevador para que opere de manera coordinada. Para poder seleccionar el dial y por ende el tiempo al cual tendrá que operar el relevador, se debe conocer previamente el múltiplo de tap de ajuste de la corriente a la cual se active este elemento. El múltiplo de tap se obtiene dividiendo la corriente de falla proporcionada por el software entre la corriente de ajuste pick up mencionada antes. Una vez teniendo este múltiplo de corriente solamente se deberá utilizar el dial más conveniente de acuerdo al tiempo de operación requerido para lograr la coordinación en los tiempos de operación entre relevadores, ya sea para una falla cercana o remota, sin olvidar tomar en cuenta el CTI.

7.5.1.1 Resumen para el ajuste de los relevadores de sobrecorriente. 1. Se fija o calcula la corriente mínima primaria de operación Imp. 2. Se calcula la corriente mínima secundaria de operación pick up, Ims, a partir de ………………………………….(7.2) Donde: CT ratio=Relación de transformación de corriente. 3. Calcular la corriente secundaria se corto circuito Iscc. ………………………………....(7.3) Ipcc=Corriente primaria de corto circuito. 4. Se calculan los valores múltiplos de la corriente N respecto a la corriente mínima de operación …………………………………………..(7.4) N=Numero de veces la corriente mínima de operación.

11 6

7.5.1.2 Coordinación de interruptor 1 ante falla cercana F1 En este caso, la coordinación se sale un poco del procedimiento normal. Con el uso del software, lo primero es simular la falla cercana al relevador que se va a ajustar; con esta simulación, el software proporciona un valor de sobrecorriente que detecta el relevador, esto se puede observar en la figura 7.68:

Figura 7.68 Simulación de falla cercana al relevador 1 y valor de corriente detectado.

Con este valor de corriente se determina la magnitud de corto circuito a la que operara de manera instantánea el relevador. Regularmente, el valor de corriente de falla cercana es el más crítico o más elevado, por lo que el relevador, para su operación sin ningún retardo, se debe ajustar con un margen mínimo cercano a esta corriente de falla. Lo anterior se deduce para determinar que la operación instantánea solo se presente ante esta falla, pudiéndose ajustar un retardo de tiempo ante otras fallas o las más distantes. En la figura 7.68 se tiene un valor de corriente de 1293 A, por lo que la operación instantánea se ajusta a un valor de 1200 A y un retraso (delay) de 0.0 s, tal como se muestra en la figura 7.69.

11 7

Figura 7.69 Ajuste del valor de corriente de cortocircuito mínima para operación instantánea

Con este ajuste, este relevador deberá operar sin retardo ante la falla cercana, tal como se ve en la figura 7.70.

Figura 7.70 Operación instantánea del interruptor 1 al simular falla cercana

Como se menciono anteriormente, también se consideran fallas en el extremo de línea y en el bus remoto del relevador sujeto a estudio. Para controlar estas fallas, el relevador si debe presentar un retardo, dejando el control primario al(los) relevador(es) cercano(s) a esta condición anormal. En la tabla 7.2 se presentan los valores de corriente de falla que detecta cada relevador, la prioridad en los tiempos de operación y los relevadores que deberán coordinarse para el aislamiento de la zona que presente la falla. 11 8

Tabla 7.2. Valores de fallas simuladas, interruptores involucrados para coordinación en el aislamiento de estas y prioridad de tiempos de operación

INTERRUPTOR

1

2

3

4

5

6

7

10

FALLA -Cercana (C) -Bus remoto(BR) -Ext. línea (EXL) C F1 BR FHA EXL F3 C F2 BR FARK EXL F6 C F3 BR FAL EXL F1 C F4 B FARK EXL F5 C F5 BR FHA EXL F4 C F6 BR FAL EXL F2 C F7 BR FCOL EXL F10 C F10 BR FARK EXL F7

CORRIENTE (A)

COORDINACION CON INTERRUPTORES

PRIORIDAD DE TIEMPOS DE OPERACIÓN tiempo(#int)

1293 791 903 885 120 372 1679 994 1163 683 106 289 4026 1898 2289 3626 1572 1677 2345 1267 1358 2789 1436 1513

3,5 5 3 3,6 9,10 6 1,6 6 1 5,6,9,10 9,10 5 1,4 1 4 2,3 3 2 10,11 11 10 2,7,9 2,9 7

t1< t3 < t5 t1 > t3 t2 < t3 < t6 t2 > t6 t3 < t1< t6 t3 > t1 t4< t5< t6,t9,t10 t4 > t5 t5 < t4 < t1 t5 > t4 t6 < t2 < t3 t6 > t2 t7< t10 < t11 t7 > t10 t10 < t7< t2,t9 t10 > t7

Se tiene que recordar que el criterio de selección de los interruptores para coordinación, es con el propósito de contar con un respaldo y para el aislamiento de la falla, desconectando el circuito en el que se presente esta condición anormal y teniendo en cuenta dejar fuera de servicio la mínima zona posible.

119

7.5.1.3 Coordinación de interruptor 1 ante falla de extremo de línea. Solo se tiene asegurado el elemento que operara y el tiempo de control de la falla cercana (relevador cercano a la falla y tiempo sin retardo), por lo que se tiene que ajustar este relevador para las fallas restantes. Este ajuste se realiza tomando los siguientes criterios: Primero, se determinan los parámetros que solicita el software para el ajuste del relevador, estos son CT ratio, dial y tap, los cuales se explicaron anteriormente. Además de estos, se selecciona la curva para ajuste la cual en este caso será del tipo muy inverso (CO-9), solo para ejemplificar, ya que esta puede variar dependiendo de la zona del sistema en donde se aplica de acuerdo a la localización y magnitud de corriente de la falla. Para que se logre la coordinación, los relevadores deben contar con las mismas características (no mismos ajustes). La relación de transformación seleccionada es de 100, suponiendo el uso de un TC de relación 500:5 y una corriente de carga de 100 A. Este valor no cambia en el ajuste en caso de no obtener el tiempo requerido. La palanca de tiempo (dial) es el valor que si varía según el tiempo requerido para la coordinación. En principio se selecciona siempre el valor mínimo de 0.5. El tap también varia en algunos casos, ya que podría presentarse que con un valor mínimo seleccionado, la falla no sea vista o alcanzada por este ajuste en el relevador. También se selecciona un valor inicial de 1. Con el uso de este software, el tap que presenta la curva de operación del relevador en el eje de las abscisas, no determina el número de veces la corriente mínima secundaria de corto circuito, sino el valor de corriente primaria de cortocircuito ―visto‖ por el relevador al momento de la simulación.

Los ajustes determinados anteriormente, se proporcionan en la ventana para ingresar valores, la cual se muestra en la figura 7.71.

120

Figura 7.71 Ventana para proporcionar al software los ajustes de operación del relevador.

El ajuste se hace en el relevador del interruptor 1 y se simula la falla de extremo de línea (figura 7.72).

Figura 7.72 Simulacion de falla de extremo de línea con respecto a interruptor 1 y valor de corriente detectado.

La coordinación es con el interruptor 3, el cual deberá operar primero contra esta falla debido a que es cercana a este. Con estos valores de ajuste, el tiempo de operación es de 0.07 s para falla remota, como se muestra en la figura 7.73.

121

Figura 7.73 Tiempo de operación del interruptor 1 al simular falla en extremo de línea.

La curva de operación de la figura 7.74, muestra un recuadro en el cual se pueden verificar los ajustes hechos y el tiempo de operación. También se puede ver la ubicación de la falla para determinar que tap utilizar en referencia con la curva, esto para obtener el tiempo requerido.

Figura 7.74 Curva de operación del relevador ante una falla simulada

Si se requiere un tiempo ya sea mayor o menor, solo se varia ya sea la palanca de tiempo o el tap hasta obtener el valor de tiempo de operación necesario. En este caso, se varia el tap a un valor de 0.5 para obtener un tiempo de 0.05 s, como se observa en

122

la figura 7.76. En la figura 7.75 se observa la diferencia de las curvas y tiempos obtenidos con los dos valores de tap antes mencionados.

Figura 7.75 Variación del tap en la curva para lograr el tiempo requerido

Figura 7.76 Tiempo de operación del interruptor 1 al variar el dial o tap.

Una vez determinados los ajustes, se procede a la simulación de fallas hasta obtener la coordinación. La coordinación debe respetar los criterios proporcionados en la tabla 7.2. En manera de resumen, se presenta la demostración de coordinación solo con la simulación de fallas en los interruptores 2 y 4, los cuales tienen el caso más crítico de coordinación. 123

7.5.1.4 Coordinación de interruptor 2 ante falla cercana F2. Simulando la falla cercana F2 para el interruptor 2, este debe operar de manera instantánea y coordinar con la operación de los interruptores 3 y 6. En la figura 7.77, se observa el valor de corriente de falla ―visto‖ por el relevador 2. En la grafica de la figura 7.78, se puede ver como tiende a cero el tiempo de operación del relevador 2 ante un valor de ajuste de corriente para operación instantánea de 400 A.

Figura 7.77 Simulación de falla cercana y magnitud de corriente detectada por el relevador.

Figura 7.78 Curva de operación de relevador 2.

124

Como se menciono, el interruptor 2 debe coordinar con los interruptores 3 y 6 para aislar esta falla. Con los ajustes realizados como se explico anteriormente, se presenta la coordinación y por consiguiente, el aislamiento de la zona en problemas. También se puede observar en la figura 7.79 la prioridad en tiempos de operación, logrando de esta manera dejar la mínima zona sin funcionamiento. En la curva de operación del relevador 3 (figura 7.80), se puede ver la ubicación de la falla y el ajuste del tap de corriente en el cual el tiempo tiende a cero. En este caso se observa que la corriente de falla fue menor al valor de ajuste para operación instantánea, por lo que se presento un retardo de tiempo.

Figura 7.79 Tiempos de operación de los interruptores.

Figura 7.80 Curva de operación de interruptor 3.

125

Figura 7.81 Curva de operación de interruptor 6.

Figura 7.82 Curva de operación de interruptor 9.

126

Figura 7.83 Curva de operación de interruptor 10

En las figuras 7.81, 7.82 y 7.83, se muestran las curvas de operación de los relevaores 6, 9 y 10 que coordinaron con 2 y 3 ante esta falla, con el fin de verificar que los tiempos de operación respetan los ajustes hechos anteriormente, esto viendo la ubicación de la falla y datos de ajuste en el recuadro de esta curva.

7.5.1.5 Coordinación de interruptor 4 ante una falla de bus remoto F-ARK. Para mostrar la coordinación en el interruptor 4, se sigue el mismo procedimiento. que el caso anterior, solo que para este caso se simula una falla de bus remoto, en este caso la falla remota es FARK (figura 7.84).

Figura 7.84 Simulación de falla de bus remoto y magnitud “vista” por el relevador 4.

127

Los tiempos de operación se muestran en la figura 7.85:

Figura 7.85 Tiempos de operación de los interruptores ante falla FARK.

Como se puede observar, el interruptor 4 no opera de manera instantánea debido a que ―ve‖ una falla lejana a la que no fue ajustado para actuar sin retardo. En la curva se puede ver como esta cae y se limita al valor de tap de la corriente proporcionada para operar instantáneamente (figura 7.86).

Figura 7.86 Curva de operación de interruptor 4.

128

Al verificar las curvas de operación de los relevadores de respaldo 9 y 10 (figuras 7.87 y 7.88 respectivamente) que actuaron en coordinación ante esta falla para su aislamiento, se puede comprobar que los relevadores respetan los ajustes hechos y también se puede observar la ubicación de la falla para facilitar otro ajuste en caso de requerir cambiar el tiempo de operación.

Figura 7.87 Curva de operación de interruptor 9.

Figura 7.88 Curva de operación de interruptor 10.

129

7.5.1.6 Análisis de resultados. Como se pudo observar, los interruptores 1 y 4 operan de manera instantánea ante fallas cercanas, como se esperaba. Los respectivos relevadores ubicados al extremo de la línea actúan en un tiempo mayor, debido a que detectan una corriente menor y estos no están ajustados para operar sin retardo con este valor. Con la apertura de estos dos interruptores (cercano a la falla y de extremo de línea), la falla queda aislada; pero en caso de que cualquiera de los dos interruptores falle al momento de la operación, se tiene como respaldo a los interruptores siguientes en las líneas adyacentes, los cuales operan con un tiempo mayor a los dos descritos anteriormente. El tiempo mayor en estos interruptores de respaldo, es con el fin de dar oportunidad a que operen primero los dos involucrados en la línea donde se presenta la falla, con el objetivo de tener la mínima zona posible fuera de servicio.

Figura 7.89 Operación prioritaria y coordinación de interruptores.

En la figura 7.89 se observa que operan seis interruptores debido a esta falla, pero cuando dos de ellos lo hacen en un tiempo menor a los cuatro restantes, regularmente estos ya no operan. En este caso, actuaron de manera prioritaria los interruptores 1 y 3 en un tiempo de 0.0 s y 0.04 s respectivamente, aislando de esta manera la falla. Si cualquiera de estos dos interruptores falla en su operación, se tienen un respaldo remoto primario con los interruptores 5 (0.07 s) y 6 (0.06 s), para aislar solo esta zona. Y si fallaran por cualquier razón los interruptores de respaldo primario, entonces los interruptores 9 y 10 actuaran como respaldo remoto secundario, en un tiempo mayor para permitir la operación prioritaria, y de esta manera, no contribuyen al cortocircuito o en caso 13 0

contrario no dejan sin alimentación a otra zona, ya que el área en problemas queda aislada del resto del sistema. El resto de los casos que se presentaron, se comprueban de la misma forma, y si existiera un desajuste en el tiempo requerido, solo se manipula la palanca de tiempo o el tap de ajuste de corriente de cortocircuito. 7.6 AJUSTE Y COORDINACIÓN DE LOS DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN PARA TRANSFORMADORES DE LA SUBESTACIÓN “EL CONDE”. INTRODUCCIÓN En capítulos anteriores se mencionó la importancia de proteger un transformador de potencia, ya que este equipo es indispensable para mantener un servicio continuo y balanceado en la red eléctrica. La cuestión más importante para la protección de este elemento, es reducir el tiempo de duración de la falla que se presente, reduciendo así los daños mecánicos y térmicos al equipo, y alargando de esta manera su tiempo de vida útil. El principal objetivo en esta sección es coordinar los elementos de protección tanto en el lado de alta como en el de baja tensión, ya que al ser diferentes valores se debe aplicar un criterio particular a cada nivel. Cabe mencionar que los ajustes y criterios de coordinación mencionados en esta sección son basados en los valores proporcionados por el software, por lo que será por medio de este como se obtengan los tiempos de operación requeridos. Para la aplicación del cálculo de ajustes de las protecciones se consideran cuatro categorías de transformadores, estas dependen de la capacidad de cada equipo. La tabla 7.3 muestra dicha clasificación. [10] Tabla.- 7.3 Clasificación de los transformadores.

CATEGORIA I II III IV

CAPACIDAD MINIMA EN KVA MONOFASICO TRIFASICO 5 – 500 15 – 500 501 – 1667 501-5000 1667 – 10000 5001 – 30000 Mayor a 10000 Mayor a 30000

131

Para obtener un mejor criterio de dimensionamiento de los ajustes de protección, se aplican las curvas de daño, ya que estas nos proporcionan los valores de tiempo y corriente de falla que soportan los transformadores. Para facilitar la representación grafica de estas curvas, y a la vez su lectura, se han desarrollado ecuaciones que van definiendo cada punto de dicha curva (curva ANSI). La tabla 7.4 muestra las ecuaciones con las que se obtienen las coordenadas tiempocorriente para cada punto de la gráfica, cabe mencionar que esta se obtiene dependiendo de la categoría de cada transformador [10] Tabla.-7.4 Ecuacionespara determinar coordenadas transformador. PUNTO

CATEGORIA

TIEMPO

1

I

T =1250 x (Zt)2

t-i de curva ANSI de un

CORRIENTE

In =

2

3

4

PARTE DE LA CURVA TERMICA

II,III,IV

T=2

II

T = 4.08

III,IV

T = 8.0

II

T = 2551 x (Zt)2

III,IV

T = 5000 x (Zt + Zs)2

I,II,III,IV

T = 50

I = In x 5

I,II,III,IV

T = 60

I = In x 4.75

T = 300

I = In x 3

T = 1800

I = In x 2

In =

In =

x 0.5

In =

In =

x 0.7

x 0.7

x 0.5

13 2

La nomenclatura de variables utilizadas en estas ecuaciones es la siguiente: T: tiempo en segundos I: corriente en amperes Zt: impedancia del transformador referida a su capacidad OA, expresada en p.u. Zs: impedancia equivalente del sistema hasta el punto de conexión de este con el transformador, referida a su capacidad OA y expresada en p.u. In: corriente nominal del transformador en su capacidad OA, expresada en amperes.

7.6.1 VALORES COORDINACION

Y DATOS DE

INICIALES PARA DETERMINAR AJUSTES

DISPOSITIVOS

DE

PROTECCION

Y

DE

TRANSFORMADORES. La figura 7.90 muestra la sección de red que se emplea en este ejemplo. El análisis se realiza en el lado del transformador con relación 115/13.8 KV, coordinando protecciones con la carga en la planta industrial 4110.

Figura.- 7.90 Diagrama unifilar parcial de la subestación El Conde, Puebla.

Lo siguiente es realizar los cálculos para definir los ajustes de cada elemento de protección, y por medio de estos se llega a la coordinación de los mismos. Para la protección de transformadores se utilizan relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso, tanto de fase (51F) como de tierra (51N).

13 3

Se necesita obtener magnitudes de sobrecorriente en ambos buses, en el de alta y en el de baja tensión. Los valores de corto circuito que proporcionó Aspen Oneliner son los siguientes: Corrientes de corto circuito en el Bus de 115 KV Icc3Ø = 4798 A Icc1Ø = 4791 A Corrientes de corto circuito en el Bus de 13.8 KV Icc3Ø = 4037 A Icc1Ø = 6000 A

Los datos básicos del transformador de potencia ECPU-T1 son los siguientes:

Conexión: Delta – Estrella aterrizada Relación de transformación: 115 /13.8 KV Capacidad del transformador: OA 18/ OFA 24 / OFA2 30 MVA Impedancia del transformador: 9.23 % OA / 12.29 OFA / 15.38 OFA2 El transformador de potencia ECPU-T1 que actualmente opera en la subestación El Conde, en el oriente del estado de Puebla, tiene una capacidad de 18/24/30 MVA y este transformador pertenece a la categoría III.

7.6.2 CLASIFICACIÓN Y DETERMINACIÓN DE LA CURVA DE DAÑO DEL TRANSFORMADOR ECPU-T1. Para hacer el trazo de esta curva se utiliza la corriente nominal del transformador referida a 13.8 KV, en este caso empleamos la capacidad OA del transformador, ya que en caso de que fallara el sistema de enfriamiento, la curva térmica y de daño del mismo, a esta capacidad, es la más sensible, razón por la cual para brindar una mejor protección al transformador, se selecciona la corriente a la capacidad de 18 MVA [10].

134

In = In =

= 753.06 A

Entonces los puntos de la curva de daño del transformador ECPU-T1 son: DATOS: In = 753.06 Amperes Zt = 0.0923 p.u. Zs= 0 Se considera un bus infinito es decir, la impedancia del sistema igual con cero ya que con este método se obtienen resultados de las condiciones máximas de respuesta (corrientes) a las que el transformador estará sometido [10]. Los tiempos ―T‖ se refieren a la ecuación de la curva térmica según la categoría del transformador. PUNTO 1: T = 2 Seg. I=

=

= 8158.9 A

PUNTO 2: T= 8 Seg. I=

=

= 4079.41 A

PUNTO 3: T = 5000 x T = 5000 x I=

= 5000 x 0.00852 = 42.6 Seg =

= 4079.41 A

PUNTO 4: T = 50 Seg. I = In x 5 I = 753.06 x 5 = 3765.3 A

135

PARTE DE LA CURVA TÉRMICA PUNTO 5: T = 60 Seg. I = In x 4.75 I = 753.06 x 4.75 = 3577.03 A PUNTO 6: T = 300 Seg. I = In x 3 I = 753.06 x 3 = 2259.18 A PUNTO 7: T = 1800Seg. I = In x 2 I = 753.06 x 2 = 1506.12 A

TIPO DE CURVA ANSI La tabla 7.5 nos muestra el resumen de valores obtenidos para graficar la curva ANSI. Tabla 7.5 Curva de daño del transformador ECPU-T1

Punto 1 2 3 4 5 6 7

Tiempo(seg) 2 8 42.6 50 60 300 1800

Corriente (Amp.) 8158.9 4079.41 4079.41 3765.3 3577.03 2259.18 1506.12

Uno de los aspectos importantes para tener en cuenta durante este ajuste de protecciones es la corriente de energización o magnetización, la cual tiene las siguientes características:

136



Esta corriente depende de las características del transformador .



Se considera con la operación de dispositivos de protección como relevadores o fusibles, con el fin de evitar disparos innecesarios cuando se energiza el transformador.

En la tabla 7.6 se muestra la proporción de este tipo de corriente dependiendo de la capacidad

de

cada

transformador,

y

enseguida

se

realizan

los

cálculos

correspondientes para obtener esta magnitud. TABLA. 7.6 Magnitud de la corriente de magnetización de transformadores

CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR (KVA)

CORRIENTE DE MAGNETIZACION O INRUSH (RMS) (8)(I nom.) (10-12)(I nom.)

500 a 2000 Mayor de 2500

* Calcular la corriente nominal a la mayor capacidad del transformador.

In =

In =

= 1255.11 A

por lo tanto la corriente de energización es: (12)(1255.11 Amp.) = 15061.31 Amp. en un tiempo de 0.1 seg De igual forma, se necesita conocer la corriente de carga fría, ya que también es parámetro importante al momento de determinar los ajustes de protección. Este tipo de corriente tiene las siguientes características: 

Esta corriente depende de las características de la carga



Se considera para evitar disparos innecesarios de los dispositivos de protección cuando se alimenta súbitamente una carga.

137

Para cargas resistivas se considera:

(1) (I nom)

Para cargas inductivas se considera: (6) (I nom) El tiempo de duración de este transitorio se considera de 1 segundo [10]. Para este ejemplo se consideran cargas inductivas en el cálculo de la corriente de carga fría, esto con el fin de tomar el caso más crítico, de igual manera se considera la capacidad mayor del transformador es decir 30 MVA para el cálculo de la corriente nominal

In =

= 1255.11 A

Por lo tanto la corriente de carga fría es: (6)(1255.11 Amp.) = 7530.66 Amp. en un tiempo de 1 Seg. El relevador 72010 que protege el lado de alta tensión del transformador se coordina con el relevador 42010 que protege el lado de baja tensión y este a su vez se coordina con el relevador 4010 del interruptor de circuito 4010 que protege la carga, entre todos estos elementos se debe cumplir con un rango de tiempo de coordinación entre 0.3 y 0.4 segundos. En la figura 7.91 se observa con más detalle la ubicación de los relevadores en cada sección.

Figura.- 7.91 Nomenclatura y ubicación de relevadores

138

7.6.3 CÁLCULO DE AJUSTES DE PROTECCIÓN PARA ECPU T1 (LADO 115 KV 72010). 7.6.3.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente nominal del transformador en 115 KV. Capacidad del transformador T1 = 18 / 24 / 30 MVA. Relación = 115 / 13.8 KV = 8.33 Conexión. Delta – Estrella aterrizada La In del transformador se calcula en base a la capacidad OA:

In =

In =

= 90.36 A

Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 205% de la corriente nominal. (205%)(In) = 2.05 x 90.36 A. = 185.25 A. -Selección de la RTC Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones: 1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.) 2.- A corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea mayor de 5 Amperes. Se prueba la primera condición

= menor que 100 RTC =

= 47.98/1 139

Se selecciona la RTC = 250/5 = 50/1 Se prueba la segunda condición Isec máx. = I máx. Carga / RTC

I sec max =

= 3.7 A

Como el valor de la corriente calculada no es mayor que 5 Amp., y cumple con las condiciones, la RTC seleccionada es de 250/5.

-Selección del TAP. TAP = corriente de arranque (pick up) TAP = Icarga max / RTC =

= 3.7

Para todos los cálculos, se utilizan relevadores marca Sel 351 A (instalados en la subestación).

-Selección de la palanca. Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (M) Como se va a coordinar en el lado de 13.8 KV se refieren los valores a este lado

M=

M=

2.62

La siguiente fórmula se obtiene del manual del relevador marca SEL tipo 351 A

TRIP TIME = TD Donde M es el múltiplo de TAP, ―TD‖ es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de operación. 14 0

Para un tiempo de operación del relevador de 1.1 segundos se obtiene una palanca ―n‖ de:

TD =

TD =

TD = 1.96

7.6.3.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N -Selección de la RTC Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones: 1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.), en este caso el tc del Neutro del transformador, solamente verá fallas por las cuales halla retorno hacia el transformador, por lo que la condición máxima será la corriente de falla monofásica en la barra de 13.8 KV. Se prueba la primera condición

= menor que 100

RTC =

= 60/1

Si se selecciona la relación de 60/1, la protección estará muy limitada, por lo que se tomara en cuenta una RTC de 80/1 o 400/5.

I sec max =

= 2.31 A

141

Como el valor de la corriente calculada no es mayor que 5 Amp., se cumple con las condiciones, entonces la RTC propuesta es de 400/5.

-Selección del TAP Por experiencia del personal del Departamento de Protecciones se puede decir que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del TAP del revelador de fase. [10] Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 35% de la I pickup del revelador de fase. [10] I pick up fase = 2.31 X 80 = 185 I pick up neutro = 185 x 0.35 = 64.75 Es necesario considerar que la protección 51F-72010 está en el lado de 115 KV y que la protección 51N está conectada en el lado de 13.8 KV en el neutro de la estrella del transformador, por lo que habrá que referir esta corriente al lado de 13.8 KV. Relación = 115/13.8 = 8.33 Entonces esta corriente referida al Bus de 13.8 KV es de: 64.75 x 8.33 = 539.36 A

TAP =

=

TAP = 6.74

-Selección de la palanca. La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el bus de 13.8 KV. TAP =

142

TAP =

MT = 11.12 Con el múltiplo de Tap se calcula la palanca de tiempo. Para un tiempo de operación del relevador de 1.1 segundos se obtiene una palanca ―n‖ de:

TD =

TD =

TD = 4.63 Donde M es el múltiplo de TAP, ―TD‖ es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de operación.

7.6.4 CALCULOS DE AJUSTES DE PROTECCION PARA ECPU T1 (LADO 13.8 KV 42010). 7.6.4.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente nominal del transformador en 13.8 KV. Capacidad del transformador T1 = 18 / 24 / 30 MVA. Relación = 115 / 13.8 KV = 8.33 La In del transformador se calcula en base a la capacidad OA:

In =

In =

= 753.06 A

143

Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 200% de la corriente nominal. (200%) (In) = 2 x 753.06 Amp. = 1506.13 Amp.

-Selección de la RTC Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones: 1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.) 2.- Se requiere que a corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea mayor de 5 Amperes. Se prueba la primera condición

= menor que 100

RTC =

= 40.37/1 ≈ 50/1

Se selecciona la RTC = 250/5 = 50/1 Se prueba la segunda condición Isec máx. = I máx. Carga / RTC

Isec máx. =

= 30.12 A

Como el valor de la corriente calculada es mayor que 5 Amp., se selecciona el valor de RTC con el cual la Isec max no sea mayor a 5 Amp.

Isec máx. =

= 4.7 A

144

Por lo tanto la RTC seleccionada es de 1600/5 ó 320/1

-Selección del TAP. TAP = corriente de arranque o pick up TAP = Icarga max / RTC =

= 4.7 A

-Selección de la palanca. Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (MT)

MT =

MT =

2.68

La palanca de tiempo se calcula en base a un tiempo de operación del relevador de 0.7 seg.

TD =

TD =

TD = 1.27

7.6.4.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N Se utiliza la misma RTC que se obtuvo para la protección 51F 42010 es decir una RTC: 1600/5 o 320/1.

145

-Selección del TAP Por experiencia del personal del departamento de protecciones se puede decir que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del TAP del revelador de fase. [10] Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 35% de la I pickup del revelador de fase. [10] I pick up fase = 4.7 x 320 = 1504 I pick up neutro = 1504 x 0.35 = 526.4 TAP = 1.65 -Selección de la palanca. La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el bus de 13.8 KV, con un tiempo de despeje de la falla de 0.7 segundos.

MT =

MT =

MT = 11.36 La siguiente formula se obtiene del manual del relevador marca SEL tipo SEL 351 A

TD =

TD =

TD = 2.97

146

7.6.5 CALCULO DE AJUSTES DE PROTECCION PARA PLANTA INDUSTRIAL (LADO CARGA - 4010) 7.6.5.1 Cálculo de ajustes del relevador de fase 51F Se toma el valor de carga máxima entre los tres circuitos de derivación que alimenta el transformador en estudio, esto con la intención de tomar la carga critica que deberá soportar cualquiera de los tres circuitos en caso de mantenimiento o falla.

= 334.7 A

Para cuyo valor se escoge una RTC de 400/5 ó 80/1 Teniendo en cuenta que para el valor de falla máximo no debe de exceder de 100 Amperes secundarios. De manera de que si el valor máximo de falla trifásico en este punto es de 4037 amperes, entonces:

= 50.46 A

Así también, para un valor de corriente nominal, esta no debe exceder de 5 Amperes secundarios, si la corriente nominal es de 334.7 Amperes entonces,

= 3.34 A

Por lo tanto, cumple con ambas condiciones. -Selección del TAP. TAP =

= 4.18

Para este valor de TAP se tiene una corriente de arranque de: I pickup = 4.18 x 80 = 334 A 147

-Selección de la palanca.

MT =

MT =

MT = 17.94 Para un tiempo de operación del relevador de 0.3 segundos se obtiene una palanca ―TD‖ de:

TD =

TD =

TD = 1.47

7.6.5.2 Cálculo de ajustes del relevador de tierra 51N El cálculo de protección de este circuito se hace en un 20% del valor pick up del de fase [10]. Ipick up = 334 x 0.2 = 66.8 Se utiliza la misma RTC que se obtuvo para la protección 51F 4010 es decir una RTC: 400/5 Teniendo en cuenta que para el valor de falla máximo no debe exceder de 100 amperes secundarios. De manera que si el valor máxima de falla monofásico en este punto es de 6000 Amperes, entonces

I sec falla máxima =

= 60/1

148

-Selección del tap

Tap =

= 0.75

Por lo tanto se escoge un TAP de 0.75 Amperes. Para este valor de TAP se tiene una corriente de arranque de: I pick up = 0.75 x 80 = 60 A

-Selección de la palanca

MT =

MT =

MT = 100 Para un tiempo de operación del relevador de 0.3 segundos se obtiene una palanca ―TD‖ de:

TD =

TD =

TD = 2.23

149

7.6.6 SIMULACION DE FALLAS Y RESULTADOS

Tabla.- 7.7 Ajustes de los relevadores de la S.E. El Conde Puebla transformador ECPU-T1

PROTECCIÓN

51F ECN-72010

51N ECN-72010

51F BUS142010

51N BUS1- 51FP.I. 42010 4010

51N P.I.4010

K.V. NOM.

115

13.8

13.8

13.8

13.8

13.8

SEL-351 A Mod. Inversa 1200/5 1.65 2.97

SEL-351 A Mod. Inversa 400/5 4.18 1.47

SEL351A Mod. Inversa 400/5 0.75 2.23

RELEVADOR (MARCA) SEL-351A Mod. CURVA Inversa R.T.C. 250/5 TAP 3.7 PALANCA 1.96

SEL-351 SEL-351 A A Mod. Mod. Inversa Inversa 400/5 1200/5 6.74 4.7 4.63 1.27

Con los valores de ajuste calculados, se obtienen los tiempos y prioridad de operación en cada relevador al simular fallas en cada bus involucrado (tabla 7.7), sin embargo, no se cumple con el rango de coordinación entre cada uno de estos elementos. Esto se muestra en la figura 7.92.

Figura.- 7.92 Tiempos de operación de los relevadores al simular una falla trifásica en el bus de carga.

150

Cabe mencionar que al simular la falla trifásica, ningún relevador de tierra opero. Esto último facilita el ajuste de coordinación ante este tipo de falla, ya que la prioridad de operación solo se toma en cuenta para estos elementos. El ajuste se menciona más adelante y se muestra los tiempos obtenidos en la figura 7.93.

Figura.-7.93 Tiempos de operación de los relevadores al simular una falla monofásica en el bus de carga.

Como se menciono anteriormente, se necesita un rango de tiempo entre 0.3 y 0.4 para cada relevador. Como el objetivo de la protección es aislar la falla en el menor tiempo posible, se tienen que ajustar los tiempos de operación de los relevadores en el lado del transformador, esto es disminuyendo estos valores hasta cumplir con el rango requerido. En la figura anterior, al simular la falla monofásica, se nota que actúan tanto relevadores de tierra como los de fase, esto se ve en las figuras de la 7.94 a la 7.97, en estas se muestra la ubicación de la falla en la curva, también el tiempo de operación y valor de corriente, y además se proporcionan los datos de información del evento.

15 1

Figura.- 7.94 Grafica de operación del relevador de fase 4010 en el lado de la carga.

Figura.- 7.95 Grafica de operación del relevador de tierra 4010 en el lado de la carga.

152

Figura.- 7.96 Grafica de operación del relevador de fase 42010 en el lado de 13.8 KV del transformador

Figura.- 7.97 Grafica de operación del relevador de tierra 42010 en el lado de 13.8 KV del transformador

153

El resumen de datos de esta simulación se muestra en las tablas 7.8 y 7.9. En estas tablas también se muestran los tiempos definidos según el criterio de aplicación en este trabajo, los cuales se mencionan más adelante. Tabla.- 7.8 Parámetros obtenidos durante la simulación de la falla monofásica. FALLA MONOFÁSICA, Icc= 6000 A, SIMULADA EN EL BUS 4110 DE CARGA CRITERIO DE TIEMPO DE OPERACIÓN (seg)

UBICACION DEL RELEVADOR

(*)TIPO DE RELEVADOR

TIME DIAL

TIEMPO DE OPERACIÓN (seg)

TIEMPO DE OPERACIÓN IDEAL (seg)

TIME DIAL PROPUESTO

Lado 115 KV

OP

1.96

2.00

1.1

1.1

1.12

OG

4.63

-

1.1

-

-

OP

1.27

0.53

0.7

0.84

0.35

OG

2.97

0.24

0.7

4

0.32

OP

1.47

0.08

0.3

5.34

0.28

OG

2.23

0.09

0.3

0.5

0.02

Lado 13.8 KV Lado ―carga‖

*OP.- relevador de sobrecorriente de fase (overcurrent phase) *OG.- relevador de sobrecorriente de tierra (overcurrent ground) Tabla.- 7.9 Parámetros obtenidos durante la simulación de la falla trifásica. FALLA TRIFÁSICA, Icc= 4037 A, SIMULADA EN EL BUS 4110 DE CARGA UBICACIÓN DEL RELEVADOR

TIPO DE RELEVADOR

TIME DIAL

TIEMPO DE OPERACIÓN (seg)

TIEMPO DE OPERACIÓN IDEAL (seg)

TIME DIAL PROPUESTO

CRITERIO DE TIEMPO DE OPERACIÓN (seg)

Lado 115 KV

OP

1.96

1.96

1.1

1.1

1.1

4.63

-

1.1

-

-

1.27

1.20

0.7

0.84

0.8

2.97

-

0.7

-

-

1.47

0.11

0.3

5.34

0.4

2.23

-

0.3

-

-

OG Lado 13.8 KV

OP OG

Lado ―carga‖

OP OG

El modo para lograr que se obtengan los tiempos de operación requeridos es ajustando la palanca de tiempo en la curva correspondiente a los dispositivos que actuaron ante la falla. Los valores de ajuste se muestran en las tablas anteriores. En la figura 7.98 se muestra la ventana de aplicación de este ajuste.

154

Figura.- 7.98 Ajuste de la palanca de tiempo (“Time dial”) para obtener rango de operación requerido.

De igual forma se ajusta en este parámetro el relevador del lado primario del transformador. En la figura 7.99 se muestran los tiempos obtenidos con el ajuste realizado, notándose que se cumple con el rango de operación de entre 0.3-0.4 segundos entre cada elemento.

Figura.- 7.99 Tiempos de operación ante falla trifásica, con el ajuste de “Time dial”.

15 5

Ante una falla monofásica en el mismo bus, se obtienen los tiempos de operación mostrados en la figura 7.100, en donde se puede apreciar que los valores cambian, así como también la prioridad de operación del tipo de relevador.

Figura.- 7.100 Tiempos de operación ante falla monofásica, con el ajuste de “Time dial”.

7.6.7 ANALISIS DE RESULTADOS En la figura se aprecia que en el lado de carga y en el de baja tensión del transformador, se activaron los relevadores de tierra (OG, por sus siglas en ingles), también se nota que no cumplen con el rango de tiempo de operación entre estos, el cual debería estar entre 0.3 – 0.4 segundos. Los criterios que se toman para lograr la coordinación son los siguientes:





Al simular la falla monofásica, y con los ajustes de ―time dial‖ realizado, los tiempos de operación variaron de los obtenidos con la falla trifásica. Los valores de tiempo se muestran anteriormente en las tablas 7.8 y 7.9.

Como se activan primero los relevadores de tierra ante la falla monofásica, estos elementos son los que se ajustan para obtener un rango de tiempo optimo, la ventaja es que aunque se ajuste el ―time dial‖ en estos relevadores, no afectara la coordinación de los tiempos ante la falla trifásica, esto es porque no operan ante este tipo de sobrecorriente.



El criterio que se toma es que ante la falla monofásica, los relevadores de tierra deberán activarse primero que los de fase, permitiendo así la prioridad de protección. En el lado de la ―carga‖ se ajusta el relevador de tierra se deberá

15 6

activar en 0.02 segundos, casi instantáneo, y el relevador en el lado de 13.8 KV del transformador deberá operar en 0.32 segundos. Los ajustes de ―time dial‖ que se realizaron para lograr estos valores se muestran en la tabla 7.8.



Con estos últimos ajustes se cumple con la prioridad de operación, ya que actúan primero los relevadores de tierra que los de fase en las secciones de red antes mencionadas, y segundo, se logra el rango de tiempo de operación entre estos relevadores, el cual es de 0.3 segundos.



Como se puede apreciar, entre el relevador en el lado secundario y el del lado primario, no se cumple con el rango de tiempo de operación requerido, sin embargo, al ser prácticamente un relevador de respaldo secundario (el relevador en el lado de alta tensión), se determina que no existe problema con el rango de tiempo obtenido.

En la figura 7.101, se muestran los tiempos de operación obtenidos con los ajustes de ―time dial‖ realizados en los relevadores de tierra.

Figura.- 7.101 Tiempos obtenidos ante falla monofásica al realizar los ajustes de “time dial”

Las graficas de operación de los relevadores involucrados en el control de la falla, se muestran en las figuras de la 7.102 a la 7.106

157

Figura.- 7.102 Grafica de operación del relevador de fase 4010 en el lado de la “carga”

Figura.- 7.103 Grafica de operación del relevador de tierra 4010 en el lado de la “carga”

158

Figura.- 7.104 Grafica de operación del relevador de fase 42010 en el lado de 13.8 KV del transformador

Figura.- 7.105 Grafica de operación del relevador de tierra 42010 en el lado de 13.8 KV del transformador

159

Figura.- 7.106 Grafica de operación del relevador de fase 72010 en el lado de 115 KV del transformador

7.6.8 CONCLUSIONES En los cálculos de ajuste de parámetros realizados en todos los dispositivos de protección de la línea en estudio, se obtuvieron valores que facilitaron la base de ingreso de datos a los diferentes tipos de relevadores (fase y tierra), estos datos fueron los valores de referencia para determinar los tiempos de operación de todos los elementos de protección involucrados en la red de estudio, ya con estos valores se realizaron iteraciones con la ―palanca de tiempo‖ solamente, ya que este parámetro es el que define el tiempo de operación que se requiere para lograr la coordinación entre los relevadores. Al principio de este capítulo se mencionó que se debían obtener rangos de operación entre relevadores de 0.3 a 0.4 segundos, sin embargo se obtuvo un rango de tiempo diferente en el ejemplo de simulación de falla monofásica, esta diferencia se dio entre los relevadores del lado secundario y del lado primario del transformador, la diferencia fue de 0.8 segundos entre estos dos elementos. Se determino que al actuar el relevador del lado primario en 1.12 segundos, este cumple de igual forma con el tiempo mínimo de operación requerido y la diferencia de tiempo en la activación con el

160

del lado secundario no afecta en el aislamiento de la falla, esto debido a que se cuenta con el respaldo de protección suficiente. Se concluye que con el uso del software se logra la coordinación en prioridad de operación y en rango de tiempos, esto se obtienen solo variando el valor de la palanca de tiempo, ya que al ser solo un parámetro de selección de tiempo según el criterio de cada personal de protección, se puede modificar sin afectar el ajuste de sensibilidad y confianza en el relevador ante la sobrecorriente.

161

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES GENERALES Aspen One Liner

®

demostró ser una herramienta útil para la coordinación de

protecciones, en particular para relevadores de sobrecorriente y de distancia, ya que como se mostro en el desarrollo de este trabajo, en las pruebas se presentaron diferentes tiempos de operación de los relevadores correspondientes al momento de ocurrir una falla, permitiendo así el control sobre esta de manera prioritaria, es decir, los relevadores primarios actuaron en un tiempo menor que los relevadores de respaldo primarios y remotos. Para el ajuste de los relevadores de sobrecorriente es necesario conocer en principio la corriente nominal de operación en la línea donde está ubicado este elemento de protección. Sin embargo, el software solo proporciona la corriente primaria de corto circuito detectada por cada relevador. Este valor permitió tomar un criterio de ajuste de las protecciones debido a que las graficas de operación de estos dispositivos, muestran sobre el eje de las abscisas valores de ajuste de tap de corriente de falla, por lo tanto es posible determinar un valor que proporcione la operación coordinada del relevador. En lo que corresponde a los relevadores de distancia, aun cuando el software proporciona el valor de impedancia de línea y además los de cobertura de cada zona de acuerdo a esta, no fue una garantía para basar el ajuste de estas zonas de protección. El ajuste, al igual que en los relevadores de sobrecorriente, se realizo por medio de criterios que determinaron los valores de impedancia de cada zona, los cuales se limitaron y respetaron la cobertura del porcentaje de línea deseados. Se obtuvo la coordinación de protecciones, ya que ante las fallas simuladas, los relevadores de respaldo mostraron un tiempo de retraso respecto a los primarios, y como se menciono anteriormente, una vez que dos interruptores actúan sobre una falla y la aíslan, los elementos de respaldo ya no operaran por estar ajustados para operar con un retardo de tiempo.

162

REFERENCIAS [1] J. Lewis Blackburn, Thomas J. Domin, ―Protective Relaying- Principles and Applications‖, tercera edición, Editorial CRC press Taylor and Francis Group, 2007. [2] Les Hewitson, Mark Brown, Ben Ramesh, ―Practical Power Systems Protection‖, Editorial Elsevier, 2004. [3] John J. Grainger, William D. Stevenson Jr., ―Power Systems Analysis‖, Editorial Mc.Graw Hill, 1996. [4] Central Station Engineers of The Westinghouse Electric Corporation, ―Electrical Transmision and Distribution Reference Book‖, cuarta edición, USA 1964, Impreso por R. R. Donnelley and Sons Company. [5] Gilberto Enríquez Harper, ―Protección de Instalaciones Eléctricas Industriales y Comerciales‖, Limusa Noriega Editores, segunda edición. [6] Gilberto Enríquez Harper, ―Fundamentos de protección de sistemas eléctricos por relevadores‖, Limusa Noriega Editores, segunda edición [7] ―Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de protección del SEIN‖, Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, España, 2005 http://www.coes.org.pe/DATAWEB2/2009/SEV/PROTECCION/CriteriosMAR200 8.pdf [8] ―Manual de diseño de subestaciones‖, Luz y Fuerza del Centro, Subdirección de planeación estratégica, 2003. [9] ―Apuntes de la materia de protecciones de sistemas eléctricos de potencia ‖,

Academia de potencia, Ing. Raibel Ureña Olivares. [10]―Implementación de la protección de sobrecorriente con restricción de voltaje en la coordinación de protecciones de los alimentadores del banco dos de la S.E. Grijalva‖,

Sección de estudios de posgrado e investigación, Departamento de ingeniería eléctrica, Instituto Politécnico Nacional, 2009, Ing. Cesar Antonio Sánchez Velazco.

16 3

APÉNDICE A. USO DE ASPEN ONE LINER PARA ANÁLISIS DE COORDINACIÓN DE PROTECCIONES A.1 INTRODUCCIÓN En la actualidad se necesita contar con alguna herramienta que ayude de manera rápida, eficaz y confiable a realizar estudios de la protección del sistema eléctrico de potencia, ya que debido a sus dimensiones y complejidad, sería muy difícil estudiarlo y analizarlo si solamente se auxiliara en los modelos matemáticos. Como se menciona en el objetivo de este estudio, el software Aspen One LinerR facilita la coordinación de las protecciones utilizadas para garantizar la continuidad y el buen funcionamiento de los elementos empleados en líneas de transmisión, además de proteger a estas mismas. Como se ha visto a lo largo de este documento, existen varios tipos de relevadores, sin embargo con Aspen solo se emplearan dos tipos de relevadores, los de sobrecorriente y los de distancia (ambos de fase y de fase a tierra). Este software ofrece muchas herramientas para diferentes aplicaciones en el estudio y análisis del comportamiento de la red y los elementos que la componen, pero para este trabajo, solo se empleará en el ajuste y coordinación de relevadores.

A.2 FUNCIONES Como se menciono anteriormente, Aspen One Liner es un programa en el cual se pueden simular fallas de cortocircuito para fines de estudio y análisis de la operación de los relevadores e interruptores ante esta indeseada situación. Por medio de la información presentada en la pantalla, se pueden determinar los criterios de ajuste y la verificación de la coordinación de protecciones. Cabe mencionar, que al simular la falla de sobrecorriente en la red, los valores proporcionados por el software ya vienen predeterminados o por default, por lo que se basa en estos valores para el ajuste de los parámetros de referencia en los elementos de protección. Este programa permite editar, analizar y coordinar las protecciones de sobrecorriente y de distancia, ambas de fase y fase a tierra.

164

A.2.1 Funciones usadas en este estudio Por las tareas a realizar para fin de coordinación y ajuste de protecciones, este software está integrado por opciones usadas durante el proceso de coordinación, con funciones específicas que se relacionan entre sí, estas son:

A.2.1.1 One liner,-

Es la ventana en donde se puede ver la red sujeta a

estudio, en

esta red se contemplan todos los relevadores e interruptores asignados para su protección. Cabe destacar que para este estudio se utilizan redes ya diseñadas, por lo que no se necesita mostrar el procedimiento para formarlas.

A.2.1.2 Editor de relevadores de sobrecorriente.-

En

esta función se

modifican los valores de ajuste de este tipo de relevador. Sobrecorriente de tierra. Los parámetros necesarios son: – Tipo de curva.- Se selecciona de la base de datos un tipo de fabricante – CT ratio (Relación de transformación de corriente).- Se especifica la relación del transformador de corriente. (RTC=600/5 se coloca 120/1) – Time dial (palanca de tiempo).- Dependerá del tipo de relevador empleado, para los que solo tienen una curva será 1.0 – Múltiplo de tap de corriente - Depende del valor de corriente de falla y nominal que esté operando en la línea. Esta se obtiene por medio de cálculos matemáticos y está especificada en la curva de operación. Sobrecorriente de fase. Los parámetros básicos para editar este tipo de relevador son los mismos que para un relevador de tierra, es decir: – CT ratio – Time dial – Tipo de curva – Múltiplo de tap de corriente

A.2.1.3 Editor de relevadores de distancia.-

Aquí se ajustan

los valores de

impedancia de las tres zonas de protección con que cuenta este elemento.

16 5

A.3 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES Entre las principales características con que cuenta este programa se encuentran: 

Un ambiente totalmente gráfico para facilitar el trabajo a realizar en la red, y de esta forma se pueden modelar los diferentes elementos que la componen y protegen, garantizando la seguridad del operador y permitiendo el análisis de la operación del equipo empleado y determinar los criterios de ajuste en base a los resultados mostrados.



Cuenta con bases de datos de dispositivos de protección tanto de sobrecorriente como de distancia. De este modo, se puede comparar la coordinación adecuada de uno o más sistemas en base a los ajustes vistos en esta base.

A.4 CÓMO INICIAR A USAR EL SOFTWARE La aplicación que se le da a este software en este estudio se limita solo a la simulación de fallas y ajustes de características de los elementos de protección con el fin de coordinar su operación. Por esta razón, los pasos para iniciar con el proceso de ajuste es algo simple, ya que las fallas, el tipo de relevadores y el ajuste de las graficas de operación ya están predeterminadas para su uso directo. En el caso de los parámetros de ajuste que se tienen que ingresar en la tabla de datos del relevador requerido, la mayoría de estos también ya están ajustados. Los únicos valores que se ajustan para este trabajo, se mencionan más adelante en el capítulo de criterios de ajuste y coordinación de relevadores. Para iniciar a usar el software, simplemente se da doble click sobre el icono de ASPÉN ONE LINER. Como se menciono, la aplicación se limita al uso directo a la simulación y coordinación, solamente se abre el icono de One liner (figura A.1). Al abrirlo, se ve de la siguiente manera:

166

Figura A.1 Icono para abrir pantalla de ONELINER

En la figura A.2 se muestra la pantalla que se presenta al dar click en el icono antes mencionado. En esta pantalla se puede editar una red o abrir alguna desde una ubicación establecida.

Figura A.2 Pantalla de inicio de One Liner.

Para abrir una red en la que se trabajara, el proceso es: Dar click en: FILE OPEN Seleccionar archivo de red

167

Si se quiere editar una red, se presiona NEW en lugar de OPEN. En esta tesis, ya se cuenta con redes prediseñadas, y por lo tanto no se adentra a la explicación de edición de una red.

A.5 NOMENCLATURA DE BUSES Y RELEVADORES Una vez que se selecciono la red con que se trabajara, lo siguiente es asignar una nomenclatura, es decir nombres o numeración de los elementos de la red, esto es, buses (reales y ficticios) y relevadores (figura A.3). La importancia de la nomenclatura, es para facilitar la ubicación de todos estos elementos al momento de la experimentación y análisis.

Figura A.3 Elementos usados durante la prueba.

Para abrir la ventana que proporciona las características iniciales de cada elemento, se tiene que dar doble click sobre el bus, símbolo de interruptor de línea, o el que se quiera analizar. Al dar doble click sobre el interruptor de línea, se mostrara el grupo de relevadores que operan en este punto, tal como se muestra en la figura A.4.

168

Figura A.4 Ubicación del cursor en el elemento que se va a numerar.

Figura A.5 Ventana que muestra características iniciales del elemento seleccionado.

En la tabla de la figura A.5, se coloca la etiqueta (nombre o número) con que se ubicara a este elemento. En este trabajo la nomenclatura es: Buses reales.- Nombre, nivel de tensión, numero. Buses ficticios (para simular fallas a cierto porcentaje de línea).- Letra F y numero. Relevadores.- Numeración.

169

En la figura A.6 se puede ver un bus real y uno ficticio ya etiquetados, y en la figura A.7 se observa la numeración de un relevador.

Figura A.6 Buses etiquetados

Figura A.7 Relevadores numerados

A.6 ADICIÓN Y ELIMINACIÓN DE RELEVADORES Durante el estudio, algunas veces solo se requiere de uno o algunos tipos de relevadores. Para añadir un relevador a la prueba, se da doble click sobre el interruptor de línea y se ve lo siguiente (figura A.8):

170

Figura A.8 Ventana para añadir o eliminar relevadores

La ventana anterior es la misma en la que se pueden observar las características de los relevadores. Para añadir un elemento, se da click en ADD……el que se requiera, ya sea OC PHASE (sobrecorriente de fase), OC GROUND (de tierra), DS PHASE (de distancia de fase) o DS GROUND (de tierra).Lo siguiente es proporcionar valores de ajuste, los cuales se explican en el capítulo de criterios de ajuste. Para eliminar algún elemento, se selecciona en esta misma ventana el tipo de relevador que no se requiere y solo se da click en DELETE y luego en SI en el recuadro que aparece posterior a esto. Este proceso se ilustra en la figura A.9.

Figura A.9 Eliminación de algún tipo de relevador

17 1

A.7 SIMULACIÓN DE FALLAS Esta es la aplicación directa que se hace en este proyecto. Para simular una falla, primero se selecciona con un click el bus, ya sea ficticio para una falla a cierto porcentaje de la línea, o bus real para una falla de bus propio o remoto, según el relevador de prueba. Una vez seleccionado, se da click en el icono Simulate para simular falla. Esto se ilustra en la figura A.10.

Figura A.10 Selección del bus de prueba e icono de simulación de falla

Se abre un recuadro en donde se debe escoger el tipo de falla a simular (figura A.11), estas son: 

Trifásica a tierra (3LG)



Dos fases a tierra (2LG)



Una fase a tierra (LG)



De línea a línea (LL)

17 2

Figura A.11 Recuadro para seleccionar el tipo de falla

Cabe mencionar que cuando se abre este recuadro ya esta seleccionado un tipo de falla, pero si se requiere simular otro tipo, se debe dar click en la falla existente para desactivarla y luego seleccionar la que se va a simular.

A.7.1 Valores de corriente (de secuencia y de fase) Cuando se simula la falla, se muestran los valores de sobrecorriente en cada relevador o sobre la línea misma. Según el tipo de falla simulada, se tendrán valores de secuencia y de fase, esto se explico anteriormente en el desarrollo teórico. Para visualizar estos valores de corriente de falla, los iconos que los proporcionan, ubicados en la parte superior, son los mostrados en la figura A.12:

17 3

Figura A.12 Iconos para visualizar valores de corriente de fallas.

A.7.2 Adaptación de buses ficticios Los buses ficticios se adaptan dando click derecho sobre la línea en donde se colocaran. Después de esto, se escoge la opción de Insert Tap Bus, como se muestra en la figura A.13.

Figura A.13 Función para insertar el bus ficticio

174

Ahora se abre un recuadro en el que se solicita el porcentaje de línea al que se va a adaptar el bus ficticio (figura A.14). En el cuadro se observa desde que bus se mide este porcentaje.

Figura A.14 Recuadro de porcentaje de ubicación del bus

Se selecciona OK y lo siguiente es nombrar el bus. En el recuadro hay otras opciones que para este estudio no se modifican, solo se nombra el bus de falla o ficticio. Este cuadro se muestra en la figura A.15 y el bus colocado a este porcentaje se puede ver en la figura A.16.

Figura A.15 Recuadro para nombrar bus de falla

17 5

Figura A.16 Bus ficticio colocado en la línea

El bus se puede maniobrar para colocarlo en una posición adecuada que permita hacer más fácil la prueba y su ubicación, esto se logra dando un click sostenido en el bus y moverlo hacia donde se guste. Al moverlo de esta manera, no se altera el porcentaje antes ajustado. Para eliminar algún bus de prueba, solo se da click derecho sobre este y aparece un recuadro en donde se selecciona la opción remove tap bus y después solo se confirma la eliminación dando click en SI, tal como se ilustra en la figura A.17.

Figura A.17 Recuadro para eliminar bus de prueba.

176

A.8 TIEMPOS DE OPERACIÓN DE RELEVADORES Los relevadores actuaran en cierto tiempo para controlar la falla, y para verificar estos tiempos de operación, se da click sobre el icono Relay Time mostrado en la figura A.18, también ubicado en la parte superior.

Figura A.18 Icono para verificar tiempos de operación

A.9 GRÁFICAS DE OPERACIÓN Lógicamente, la gráfica muestra resultados solo cuando se ha simulado una falla. Para ver las graficas de operación del relevador que se está analizando, se da click en el símbolo de interruptor de línea donde se ubica el relevador que se quiera analizar y que opero ante la falla. El click es solo para seleccionarlo. Una vez seleccionado, se da click en el icono view curve mostrado en la figura A.19:

177

Figura A.19 Interruptor de línea seleccionado e icono para ver grafica

Se abre un cuadro en el cual se confirma el relevador del cual se quiere ver la grafica (figura A.20). Para esto es importante la numeración, ya que este cuadro muestra las etiquetas de los relevadores existentes en este grupo.

Figura A.20 Cuadro para selección de relevador

Para cada tipo de relevador, se mostrara una grafica. En cada grafica se muestra una tabla de datos, también según el tipo de relevador analizado.

178

A.9.1 Relevadores de sobrecorriente En las graficas de sobrecorriente se observa una curva formada por valores de tiempo de operación del relevador y tap‘s de la corriente de corto circuito detectada (figura A.21). Estas curvas son diferentes e influyen en el tiempo de operación del relevador, son llamadas ―palanca de tiempo‖ o ―dial‖. Cuando se cambian de valor en el cuadro de ajustes del relevador, cambia también el tiempo en el que actúa para controlar la falla.

Figura A.21 Curva de operación del relevador de sobrecorriente.

La ubicación de la falla en la curva se puede ver al hacer click en la función show, luego en relay operations for 1 fault y al salir el cuadro para confirmar cual falla se quiere observar, se selecciona esta según el nombre o numero asignado a este punto de falla (figura A.22). La ubicación de la falla en la curva se muestra en la figura A.23.

179

Figura A.22 Cuadro para seleccionar falla

Figura A.23 Falla en la curva según tap, tiempo y dial.

La tabla de datos de esta gráfica, muestra valores de ajuste hechos, tiempo de operación, tipo de falla, etc. Esta tabla por lo regular no se encuentra junto a la curva o en el espacio que abarca la pantalla; esta tabla se encuentra en la parte posterior (recorriendo el eje ―y‖ del tiempo) de esta curva, por lo que se tendrá que arrastrar hasta ubicarla junto a la curva para una mejor visualización y análisis. La ubicación del recuadro de datos ya arrastrado, se muestra en la figura A.24.

180

Figura A.24 Tabla de datos ubicada junto a curva.

A.9.2 Relevadores de distancia Esta gráfica muestra dos tipos de formas según el relevador analizado, y se observan siguiendo los mismos pasos explicados para la gráfica de sobrecorriente. En cada una de estas dos graficas se muestra una tabla de datos que proporciona los valores de ajuste de las zonas de protección, la(s) zona(s) y los tiempos de operación, el tipo de falla, etc. Esta tabla de datos, al igual que en la grafica anterior de sobrecorriente, tendrá que ser arrastrada para ubicarla junto a la curva. En cada grafica se tienen tres curvas que representan las tres zonas de operación.

Figura A.25 Gráfica del relevador de tierra (cuadrilateral)

181

Figura A.26 Gráfica del relevador de fase (diagrama R-X)

La figura A.25 muestra la grafica tipo mho de un relevador de distancia de tierra y la figura A.26 muestra una grafica de diagrama R-X de un relevador de fase.

185