COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS A 13.8 KV CON EL ESTUDIO DE SIMPATETHIC TRIPPING (COMPRENSIÓN DISPARO NO DESEADO)

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA

MECÁNICA Y ELÉCTRICA

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS

A 13.8 KV CON EL ESTUDIO DE SIMPATETHIC TRIPPING

(COMPRENSIÓN DISPARO NO DESEADO)

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A

Garduño García Armando Ezequiel Gutiérrez Estrada Emmanuel Alexander

Hernández San Agustín José de Jesús

ASESOR:

Dr. David Sebastián Baltazar

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(3)

AGRADECIMIENTOS.

A mis padres, Cecilia García y Alejandro Garduño por su apoyo y

cariño incondicional que a lo largo de mi vida han forjado mi carácter y

un hombre de valores, gracias por la herencia más grande por la cual

les viviré eternamente agradecido.

A mi hermana, Alejandra Garduño, amiga y compañera en esta

aventura, gracias por tu apoyo y largas alegrías pero sobre todo por

ser parte de esta gran etapa de mi vida.

Al Instituto Politécnico Nacional por brindarme la oportunidad,

satisfacción y orgullo de pertenecer a esta gran institución.

A la ESIME Zacatenco por forjar un hombre de bien, a mis profesores

por su incansable lucha por formar a los mejores ingenieros, a mis

compañeros y amigos de generación por ser parte de esta gran

enseñanza.

Viviré siempre orgulloso de que mis colores sean el verde y el blanco

por que el guinda lo llevo en la sangre.

La técnica al servicio de la patria

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AGRADECIMIENTOS

AL INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL:

Gracias por la facilidad proporcionada para lograr mis metas en esta

gran institución

A ESIME ZACATENCO:

Gracias por forjar un hombre trabajador y responsable.

A MIS PADRES Y HERMANA:

Pedro Cervando Gutiérrez Ramírez, Magdalena Estrada Gracia y

Mónica Ingrid Gutiérrez Estrada

Gracias por el gran apoyo recibido durante toda mi vida tanto

económico como moral, ya que sin ellos no sería un hombre con

buenos valores, responsable, y con buenos modales hacia las demás

personas.

A MIS MAESTROS Y ASESORES:

Gracias por compartir su sabiduría y experiencia, ya que sin ellos no

tendría el conocimiento para poder alcanzar mis metas.

A MIS COMPAÑEROS DE TITULO:

Gracias por su apoyo, colaboración, amistad y entusiasmo demostrado

durante todo este proceso.

(5)

AGRADECIMIENTOS

LA PRESENTE TESIS SE LA DEDICO A:

A MIS MADRE:

Susana Hernández San Agustín.

A MIS HERMANAS:

Nadia Andrés Hernández & Elizabeth Andrés

Hernández.

A MI NOVIA:

Julieta Hernández Mayen & toda su familia

A MI FAMILIA EN GENERAL.

Quiero agradecer a:

A mi madre porque sin ella simplemente no sería el hombre que soy, y

quiero decirle que este es un logro de ambos, que siento una gran

admiración por la forma en como ha luchado y nos hemos superado

juntos, siempre serás mi ejemplo a seguir. Te quiero hacer la promesa,

que siempre viviré mi vida con plenitud, honraré los valores que has

inculcado en mi vida y mantendré a nuestra familia unida.

A mis hermanas por que han sido una fuerza de aliento muy

importante y la unión que caracteriza a nuestra familia, las admiro y las

respeto por ser personas de provecho, las ama su hermano.

A mi novia porque ha sido de las personas que ha estado con migo en

las buenas como en las malas y me ha brindado todo su apoyo al igual

que su familia.

A mis asesores Dr. David Sebastián y a la Lic. Blanca Feregrino por su

paciencia, esmero y apoyo tan valioso en el desarrollo de este

proyecto

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1

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN A LA COORDINACCIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS. ... 5

OBJETIVO GENERAL. ... 6

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 6

JUSTIFICACIÓN. ... 7

HIPÓTESIS. ... 8

CAPÍTULO I ASPECTOS GENERALES DE LA PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE 1.1 INTRODUCCIÓN. ... 10

1.2 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE ... 10

1.2.1 Tipos de relevadores de sobrecorriente ... 10

1.2.2 Relevadores de corriente definidas ... 11

1.2.3 Relevadores de tiempo definido ... 13

1.2.4 Relevador de tiempo inverso ... 13

1.2.5 Configuración de relevadores de sobrecorriente ... 14

1.2.6 Configuración de unidades instantáneas ... 14

1.2.7 Las líneas entre las subestaciones ... 15

1.2.8 Las líneas de distribución ... 16

1.2.9 Las unidades de transformadores ... 16

1.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL. ... 17

1.3.1 Selección de los TP´s. ... 17

1.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. ... 18

1.4 Selección de los tc’s ... 18

CAPÍTULO II MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE CORTO CIRCUITO INTRODUCCIÓN. ... 20

2.2 ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO ... 20

2.3 TIPOS DE FALLAS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ... 21

2.4 COMPONENTES SIMÉTRICAS. ... 24

(7)

2

2.5 SISTEMA EN POR UNIDAD (P.U) ... 29

2.5.1 Sistema por unidad de circuitos trifásicos ... 30

2.5.2 Ventajas del sistema por unidad ... 31

CAPÍTULO III COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Y ANÁLISIS DE DISPAROS NO DESEADOS EN LA RED PROPUESTA 3.1 INTRODUCCIÓN ... 33

3.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ... 33

3.3 COORDINACIÓN DE SOBRECORRIENTE ... 34

3.3.1 Coordinación relevador – relevador. ... 34

3.3.1.1 Margen de tiempo de discriminación ... 35

3.4 SAGS DE VOLTAJE ... 36

3.5 RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO E INSTANTÁNEOS. ... 38

3.6 AJUSTE DE RELEVADOR DE BAJA TENSIÓN (27) ... 38

3.7 ESTUDIO DE DISPAROS NO DESEADOS (SIMPATETIC TRIPPING) ... 39

3.8 CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITO... 46

3.8.1 El cálculo de corto circuito trifásico ... 46

3.8.2 Corriente de corto circuito monofásica ... 49

3.8.3 Corriente de corto circuito bifásico ... 51

3.9 AJUSTES DE LOS RELEVADORES ... 56

CAPÍTULO IV ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL SOFTWARE DE SIMULACIÓN 4.1 INTRODUCCIÓN ... 64

4.2 COSTO DEL SOFTWARE DIGSILENT POWERFACTORY. ... 64

4.3 SUELDO DE LOS PROYECTISTAS ... 65

CAPÍTULO V CONCLUSIONES CONCLUSIONES ... 67

(8)

3

ANEXO A

COMPONENTES Y PARÁMETROS DE LA RED PROPUESTA Y CARACTERÍSTICAS DEL RELEVADOS 27

1. ELEMENTOS QUE COMPONEN LA RED ELÉCTRICA PROPUESTA ... 72

2. TABLA DE ELEMENTOS DE PROTECCIÓN DE RED ELÉCTRICA DE ESTUDIO. ... 75

3. AJUSTES DE RELEVADOR DE BAJO VOLTAJE (27). ... 76

4. TRANSFORMADOR DE POTENCIAL (TP). ... 77

5. RELACIÓN DE TRASFORMACIÓN DE LOS TC´S ... 78

ANEXOB MANUAL DEL USUARIO DIGSILENT POWERFACTORY 14.1 (GUÍA RAPIDA) 1. INTRODUCCIÓN A DIGSILENT POWERFACTORY. ... 81

1.1 CREACIÓN DE UN CASO DE ESTUDIO EN DIGSILENT POWERFACTORY. ... 83

1.1.1 Interfaz de usuario. ... 83

1.1.1.1 Barra de menús. ... 83

1.1.1.2 Barra de herramientas……….83

1.2.1 Ventana de resultados. ... 84

2. INTRODUCCIÓN DE UN CASO DE ESTUDIO EN DIGSILENT POWERFACTORY. ... 85

2.1 Inicio de un nuevo proyecto. ... 85

2.2 Creación de la red de trabajo o diagrama unifilar. ... 86

2.2.1 Introducción de elementos al plano de trabajo. ... 87

3. ESPECIFICACIÓN DE VALORES EN CADA ELEMENTO DE LA RED. ... 91

3.1 Especificación de los valores de la red externa. ... 92

3.1.1 Especificación de los valores de los bus-bar. ... 93

3.1.2 Especificación de los valores del transformador de potencia de dos devanados... 96

3.1.3 Especificación de los valores para una línea de distribución. ... 99

3.1.4 Especificación de los valores para la carga total de baja tensión. ... 101

3.1.5 Espe ifi ar o re de ter i ales Cu ’s . ... 102

4. ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA ... 107

4.1.1 Ejecución de cálculos de flujo de carga. ... 109

4.1.2 Opciones básicas. ... 110

4.1.3 Ejecución de Flujo de carga para Red ejemplo. ... 111

(9)

4

5.1 Antecedentes técnicos ... 114

5.2 Métodos de cálculo de corto circuito. ... 115

5.3 Método IEC 60909/VDE 0102 ... 115

5.1.1 Método ANSI ... 117

5.1.2 Método IEC 61363 ... 118

5.1.3 Método completo ... 118

6. EJECUCIÓN DE CORTO CIRCUITO. ... 120

7. ESTABILIDAD Y SIMULACIONES EMT ... 124

7.1 Métodos de cálculo ... 125

7.2 Creación de eventos de simulación. ... 127

7.3 Ejecución de cálculo de estabilidad ... 131

8. GRÁFICA DE VALORES DE TENSIÓN Y CORRIENTE... 132

8.1 Panel de instrumentos virtuales ... 132

8.2 Gráficas. ... 134

8.3 Especificación de variables de simulación a graficar. ... 138

9. ELABORACIÓN DE GRÁFICAS Y EJECUCIÓN DE VARIABLES DE SIMULACIÓN ... 142

9.1 Definir Conjunto de variables ... 143

10. PROTECCIONES ... 150

10.1 Uso de dispositivos de protección. ... 150

10.2 El modelo de relevador ... 151

10.3 El transformador de corriente ... 153

10.4 El transformador de potencial ... 153

10.5 Ajustes de relevador. ... 154

(10)

5

INTRODUCCIÓN A LA COORDINACIÓN DE PROTECCIONES ELÉCTRICAS.

En este documento se estudia el uso de las aplicaciones de corto circuito y la coordinación de protecciones eléctricas de sobrecorriente para una red de prueba a 13.8 kV, también se plantea un caso de estudio para analizar el fenómeno de disparo no deseado (sympathetic tripping) que es uno de los problemas que se presentan durante una anomalía en la red, así como la presencia de caídas de tensión (Sags de Tensión) y sus efectos en los disparos no deseados.

El estudio para la coordinación de protecciones eléctricas de sobrecorriente y análisis de corto circuito para la red de prueba se llevará a cabo con el software comercial Power Factory Digsilent versión 14.1. Este software permite modelar las curvas de operación de fusibles y relevadores útiles en la coordinación de protecciones de sobrecorriente, el análisis del comportamiento de corrientes de corto circuito y tensiones en estado estable en la red de prueba. Se presentan soluciones básicas a los disparos no deseados en un relevador de protección de bajo voltaje, supervisado por corriente.

Con el sofwere Power Factory Digsilent versión 14.1 se realizan estudios de corto circuito y coordinación protecciones eléctricas de sobrecorriente en una red eléctrica, la cual se puede armar y simular dentro del software con una amplia biblioteca de elementos eléctricos que constituyen una red eléctrica, mostrando así una manera fácil análisis para el estudio de corto circuito, coordinación de protecciones de sobrecorriente, ajustes de relevadores e implementación de curvas de fusibles.

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6

OBJETIVO GENERAL.

Realizar la coordinación de dispositivos de sobrecorriente en redes industriales de 13.8 kV haciendo el uso del software comercial Power Factory Digsilent versión 14.1

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Aprender el manejo de los módulos de flujo de potencia, corto circuito y coordinación de protecciones de sobrecorriente disponibles en el software comercial Power Factory Digsilent versión 14.1.

- Estudiar el método de corto circuito usando componentes simétricas y el método en por unidad (P.U.).

- Elaborar un manual básico para la realización de simulaciones de corto circuito y coordinación de protecciones en Power Factory Digsilent versión 14.1.

- Realizar el ajuste y coordinación de protecciones de sobrecorriente para una red de prueba.

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7

JUSTIFICACIÓN.

En la etapa de planificación de un sistema eléctrico, es necesario realizar estudios iníciales que son útiles para especificar las características y capacidades de los equipos, entre ellos el cortocircuito, un cortocircuito es conocido como uno de los eventos que más se presentan en un sistema eléctrico de potencia. Los equipos de protección de sobrecorriente deben seleccionar adecuadamente el elemento fallado para poder aislar la falla de la red.

El estudio de corto circuito, permite conocer los valores de corriente de corto circuito, o de falla que se presentan de forma trifásica, bifásica o monofásica en un sistema eléctrico. Estos estudios son de suma importancia para los ajustes de elementos de protección. Con el fin de determinar los ajustes adecuados de las protecciones de tal manera que soporten las corrientes nominales y operen en forma rápida y selectiva ante la presencia de una falla, evitando así los disparos innecesarios; para lograr esto se requiere del análisis de coordinación de protecciones, ya que los dispositivos de protección contra sobrecorriente se deben elegir y coordinar de modo que, operen primero los más cercanos a la falla y posteriormente operen aquellos en su función de respaldo, y son los dispositivos de protección más alejados de la falla.

El estudio de coordinación de protecciones se realiza utilizando el software comercial Power Factory Digsilent versión 14.1 que incorpora una lista completa de funciones de simulación, como:

• Análisis de flujo de carga • Análisis de redes

• Análisis de cortocircuito • Análisis de armónicos • Simulación RMS • Simulación EMT

• Análisis de contingencias • Análisis de la protección

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8

HIPÓTESIS.

Las protecciones eléctricas son de suma importancia para proteger al usuario y a los elementos que conforman los elementos de una red eléctrica.

Entre los disturbios que se presentan se pueden mencionar los siguientes:  Corto circuito

 Sobrecorrientes  Sags de bajo voltaje

(14)

9

CAPÍTULO I

ASPECTOS GENERALES DE LA

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10

1.1 INTRODUCCIÓN.

En este capítulo se describen los tipos más comunes de protección como son los relevadores de sobrecorriente, su clasificación y función, también la forma en que operan cada uno de ellos.

Relevadores de sobrecorriente son la forma más común de protección que se utiliza para identificar las corrientes excesivas en sistemas eléctricos, estos no deben ser instalados únicamente como un medio de protección para los sistemas contra sobrecargas que están asociados con la capacidad térmica de las máquinas o líneas sino también responder a las corrientes de corto circuito y enviarla señal de desconexión del equipo fallido. Estos se clasifican en tres tipos, de corriente definida o instantáneo, tiempo definido y tiempo inverso, y cada uno tiene su características y sus respectivas ventajas uno de otro, Además se emplean para identificar una condición anormal en el sistema y enviar la desconexión del elemento fallado.

1.2 PROTECCIÓN CONTRA SOBRECORRIENTE

Los niveles de sobrecorriente altos en los sistemas eléctricos de potencia son normalmente causadas por fallas en el sistema. Estas corrientes se pueden utilizar para determinar la presencia de fallas y el funcionamiento de los dispositivos de protección, que pueden variar en diseño dependiendo de la complejidad y precisión que se requiere.

1.2.1 Tipos de relevadores de sobrecorriente

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11

Figura 1.1 Características del tiempo de operación actuales de los relevadores de sobrecorriente [1].

1.2.2 Relevadores de corriente definidas

Este tipo de relevadores se activa instantáneamente cuando la corriente alcanza un valor predeterminado. El ajuste se elige de manera que, en la subestación más alejada de la fuente, el relevador funcionará por un valor de corriente baja y las corrientes de funcionamiento del relevador están aumentando progresivamente en cada subestación, moviéndose hacia la fuente.

Por lo tanto, el relevador con el ajuste más bajo opera primero y desconecta la carga en el punto más cercano a la falla. Este tipo de protección tiene el inconveniente de tener poca selectividad en valores elevados de la corriente de cortocircuito.

Otra desventaja es la dificultad de distinguir entre la corriente de falla en un momento u otro, cuando la impedancia entre estos puntos es pequeña en comparación con la impedancia detrás de la fuente, dando lugar a la pobre posibilidad de discriminación.

Figura 1.2b ilustra el efecto de la impedancia de la fuente en el nivel de cortocircuito en una subestación, y para una falla en el punto B de la línea. De la Figura 1.2a se puede apreciar que las corrientes de falla en F1 y F2 son casi las

(17)

12 Cuando hay una cierta impedancia considerable entre F1 y F2, por ejemplo,

cuando la falla F1 está ubicado en una línea larga, entonces la corriente de falla en

F1 será menor que en F2. Del mismo modo, debido a la impedancia del

transformador, no habrá una diferencia considerable entre las corrientes de falla en F2 y F3, a pesar de que estos dos puntos están físicamente cerca.

Si la configuración de protección se basa en los niveles de condiciones máximas de falla, entonces estos valores pueden no ser apropiados para la situación cuando el nivel de falla es menor. Sin embargo si se utiliza un valor más bajo de nivel de falla se utiliza en el cálculo de los ajustes del relevador, este resultado en algunos casos de operación innecesaria debido a incremento del nivel de falla. Como consecuencia, los relevadores de corriente definidas no se utilizan como una protección de sobrecorriente, pero si se emplea como protección instantánea.

Figura 1.2. Ilustración de los diferentes niveles de corriente de defecto.(a) Zs=impedancia de la fuente. (b) ZR=impedancia del elemento protegido. Isc(A) = (Vs/) x (1/Zs), lsc(B) =VS/

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13

1.2.3 Relevadores de tiempo definido

Este tipo de relevador permite variar el ajuste y para hacer frente a diferentes niveles de corriente mediante el uso de diferentes tiempos de operación. Los valores se pueden ajustar de tal manera que el más cercano a la falla se dispare en el menor tiempo, y entonces los interruptores restantes operan con tiempos de retraso mayor a medida que se acercan a la fuente.

La diferencia entre los tiempos de disparo para la misma corriente se llama el margen de discriminación. Puesto que el tiempo de funcionamiento de los relevadores de tiempo definido puede ajustarse en pasos fijos y la protección es más selectiva.

La desventaja por usar esta tipo de protección es que la discriminación de fallas cercanas a la fuente, donde se incrementan las corrientes de cortocircuito el tiempo de retardo de operación es relativamente grande.

Este tipo de relevador tiene un ajuste de corriente también conocido como ajuste para seleccionar el valor en el que el relevador arrancará, además de un dial de ajuste de tiempo, para obtener el tiempo exacto de la operación del relevador. Cabe señalar que el valor de tiempo de retraso es independiente del valor de la corriente de pickup.

Estos relevadores se utilizan cuando la impedancia de la fuente es grande en comparación con la impedancia que se está protegiendo donde resulta que los niveles de falla en la posición de relevador son similares a aquella fallas presentadas al final del elemento protegido.

1.2.4 Relevador de tiempo inverso

La característica fundamental de estos relevadores es que operan en un tiempo que es inversamente proporcional a la corriente de falla.

La ventaja sobre los relevadores de tiempo definido es que, para corrientes muy elevadas y se pueden conseguir tiempos mucho más cortos de disparo sin riesgo para la selectividad de la protección.

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14 Los relevadores de tiempo inverso también se les conocen como tiempo inverso mínimo definido o relevadores de sobrecorriente.

1.2.5 Configuración de relevadores de sobrecorriente

Relevadores de sobrecorriente se constituye normalmente con un elemento instantáneo y un elemento de retardo de timpo dentro de la misma unidad.

La protección microprocesada cuenta con una unidad de sobrecorriente trifásica y una unidad de falla a tierra en el mismo equipo, la configuración de los relevadores de sobrecorriente implica la selección de los parámetros que definen el tiempo requerido y característica de corriente tanto del retardo de tiempo y como de unidades instantáneas.

Este proceso tiene que llevarse a cabo dos veces, una para los relevadores de fase y luego se repite para los relevadores de falla a tierra.

Aunque los dos procesos son similares, los de cortocircuitos trifásicos se deben utilizar para el ajuste de los relevadores de fase, mientras que la corriente de falla de fase a tierra se debe utilizar para los relevadores de falla a tierra.

En el cálculo de las corrientes de falla, se supone que el sistema está en condiciones de operación normal.

1.2.6 Configuración de unidades instantáneas

Unidades instantáneas son más eficientes cuando las impedancias de los elementos del sistema a proteger son grandes en comparación con la impedancia de la fuente. Se ofrecen dos ventajas fundamentales:

• Reducen el tiempo de funcionamiento de los relevadores para fallas severas del sistema.

(20)

15

Figura 1.3 Preservación de selectividad usando unidades instantáneas

Los criterios para establecer unidades instantáneas varían dependiendo de la ubicación y el tipo de elemento del sistema a ser protegida. Tres grupos de elementos pueden ser definidos; líneas entre las subestaciones, líneas de distribución y transformadores.

1.2.7 Las líneas entre las subestaciones

La configuración de unidades instantáneas se lleva a cabo mediante la adopción de al menos el 125 por ciento de la corriente eficaz simétrica, correspondiente al nivel de corriente de falla máxima en la subestación remota. El procedimiento debe iniciarse desde la subestación más lejana, y luego se continúa moviendo hacia la siguiente subestación hacia la fuente.

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16

1.2.8 Las líneas de distribución

El ajuste del elemento instantáneo de los relevadores en líneas de distribución que suministran sólo a las pértigas de transformadores MT/BT es tratado de forma diferente al caso anterior, puesto que estas líneas están en el extremo del sistema de MV. Por lo tanto, no tienen que cumplir las condiciones de coordinación que deben cumplir las líneas entre las subestaciones y por lo que uno de los dos valores siguientes puede utilizarse para establecer estas unidades:

1) 50% de la máxima corriente de cortocircuito en el punto de conexión del TC que alimenta al relevador.

2) Entre seis y diez veces la capacidad máxima del circuito.

1.2.9 Las unidades de transformadores

Las unidades instantáneas de los relevadores de sobrecorriente instalados en el lado primario de los transformadores debe ajustarse en un valor comprendido entre 125 y 150 por ciento de la corriente de corto circuito, existente en la barra de distribución en el lado de baja tensión, referido al lado de alta tensión.

Este valor es más alto que los mencionados anteriormente y para evitar la pérdida de coordinación con las corrientes superiores, por ejemplo debido a la corriente magnetización cuando se energiza el transformador.

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17

1.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIAL.

Los transformadores de potencia (TP´s) utilizados en la protección, es esencial que la tensión del devanado secundario sea lo más cerca posible proporcional a la tensión primaria. Con el fin de lograr esto, están diseñados de tal manera que las caídas de tensión en los devanados sea pequeñas y la densidad de flujo en el núcleo esta muy por debajo del valor de saturación, de manera que la corriente de magnetización sea pequeña.

De esta manera la impedancia de magnetización es obtenida. Para que prácticamente sea constante sobre el rango de voltaje requerido. El voltaje secundario del TP es generalmente 115 o 120 V con los valores de la línea a neutro correspondientes. La mayoría de los relevadores de protección tienen tensiones nominales de 120 V o 69 V, dependiendo de su conexión si es de línea a línea o línea a neutro [9].

1.3.1 Selección de los TP´s.

Los transformadores de tensión están conectados entre fases o entre fase y tierra. La conexión entre fase y tierra se utiliza normalmente con los grupos de tres unidades monofásicos conectados en estrella, en las subestaciones con tensiones en alrededor de 34,5 kV o superior, o cuando es necesario para medir el factor de potencia y la potencia de cada fase por separado.

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18

1.3.2 Transformadores de corriente.

A pesar de que el rendimiento requerido de un transformador de corriente (TC) varía con el tipo de protección, siempre se deben utilizar los TC de alta calidad. Los TC´s buena calidad son más confiables y dan lugar a un menor número de problemas de aplicación y, en general, proporcionan una mejor protección. La calidad de los TC es muy importante para los sistemas de protección diferencial, donde el funcionamiento de los relevadores está directamente relacionado con la precisión de los transformadores de corriente en condiciones de falla, así como bajo condiciones de carga normales.

El TC puede ser saturado a altos valores de corriente causadas por fallas cercanas; para evitar esto, se debe tener cuidado para asegurar que bajo las condiciones de fallas más críticas del TC opere en la porción lineal de la curva de magnetización. En todos estos casos, el TC debe ser capaz de suministrar suficiente corriente para que el relevador funcione satisfactoriamente [9].

1.3.2.1 Selección de los TC

Al seleccionar un TC, es importante asegurarse que el nivel de falla y las condiciones de carga normales no den lugar a la saturación del núcleo y que los errores no excedan los límites aceptables. Estos factores pueden ser evaluados a partir de:

• Fórmulas

• Curvas de magnetización TC • Clases de TC de precisión

(24)

19

CAPÍTULO II

MÉTODO PARA EL CÁLCULO DE CORTO

(25)

20

INTRODUCCIÓN.

En este capítulo se discute la importancia del estudio de cortocircuito al igual que se mencionan algunas de las fallas más comunes que suelen presentarse en los sistemas eléctricos de potencia, tales como son: la falla trifásica, bifásica, y monofásica a tierra, así como los métodos utilizados para realizar el cálculo del cortocircuito. En este trabajo se aborda el método de componentes simétricas y el método de por unidad (P.U.)

2.2 ESTUDIO DE CORTO CIRCUITO

El análisis de cortocircuito se fundamenta en el cálculo o determinación de las magnitudes de las corrientes de falla y la aportación de cada uno de los elementos a la falla, características que permiten el diseño de interruptores, calibración y ajuste de los dispositivos de protección.

La corriente de cortocircuito del sistema, permite establecer las características de los elementos de protección que deberán soportar o cortar la corriente de falla, por lo que es necesario realizar el cálculo para cada uno de los niveles de tensión del sistema.

Estas corrientes pueden producir daños térmicos o mecánicos, por lo que es necesario aislar lo más pronto posible la falla, mediante la apertura de las protecciones correspondientes.

Desde el punto de vista eléctrico, un cortocircuito es la conexión accidental o intencionada, mediante una resistencia o impedancia relativamente baja, de dos o más puntos de tensiones diferentes en un circuito que está operando en condiciones normales.

Un cortocircuito origina aumentos bruscos en las corrientes que circulan por el sistema, ocasionando daños al equipamiento existente. Algunos de los incidentes más graves por cortocircuitos en la red eléctrica son debidos a la caída de un rayo en una línea de transmisión, el incendio de un transformador, la inundación de una subestación etc. [2].

Y los valores de corriente de cortocircuito a considerar son:

 La corriente máxima de cortocircuito, que determina  El dimensionamiento del equipo de protección.  El cálculo de ajuste de protecciones.

(26)

21

2.3 TIPOS DE FALLAS EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

Las fallas o corto circuitos, pueden ocurrir en un sistema eléctrico de potencia trifásica de distintas formas.

El equipo de protección o equipo, debe tener la capacidad de interrumpir o de soportar cualquier tipo de falla que se pueda presentar o las fallas que se puedan presentar son las que indican a continuación [7].

2.3.1 Falla trifásica

Una falla trifásica describe la condición en que los tres conductores, esto es, las tres fases, se unen físicamente con un valor de cero impedancias entre ellas, como si se soldaran o atornillaran físicamente.

Aun cuando este tipo de condiciones de falla no es el más frecuente en ocurrencia, resulta, por lo general, el de mayor valor y por esta razón se emplea en el cálculo básico para las instalaciones industriales y comerciales.

2.3.2 Falla de fase a fase

En la mayoría de los sistemas trifásicos, los niveles de falla de fase a fase son aproximadamente el 87% de la corriente de falla trifásica, debido a esto, el cálculo de esta falla, no siempre requiere, ya que no representa el máximo valor.

2.3.3 Falla de fase a tierra

En sistemas con el neutro, sólidamente conectado a tierra, la falla de fase a tierra es por lo general, igual o ligeramente menor que la falla trifásica, excepto cuando se conectan los neutros a tierra a través de un valor elevado de impedancia, entonces el valor de corriente de cortocircuito es significativamente menor.

El cálculo de la falla de fase a tierra, es necesario en las instalaciones comerciales e industriales que tienen el neutro sólidamente aterrizado en el lado de bajo voltaje. Para el cálculo de la falla de fase a tierra, se puede emplear la técnica de componentes simétricas ya que la corriente de falla a tierra se puede calcular como:

(27)

22 Dónde:

V: voltaje de línea a neutro

: Impedancia de secuencia positiva : Impedancia de secuencia negativa : Impedancia de secuencia cero

: Impedancia de conexión a tierra del neutro

Falla monofásica de fase a tierra

Supóngase que se presenta una falla de este tipo en una fase de un sistema trifásico, y se supone que las otras dos fases están en vacío, de acuerdo al diagrama elemental siguiente:

Condiciones de falla son:

= 0

La corriente de corto circuito de la fase a tierra, en componentes simétricas puede ser calculada como:

[

] [

] [

] [ ] [

(28)

23 Como se observa existen 3 corrientes de secuencia además se cumple que =

significa que las 3 redes están conectadas en serie como se muestra en la figura 2.1 [7].

Figura 2.1. Conexión de las redes de secuencia para la falla línea a tierra (monofásica)

Conexión de redes de secuencia para la falla línea a tierra (monofásica) Por lo tanto:

Como = 0, en el punto de falla

(29)

24 La corriente de la falla total seria:

Si la falla ocurre en un sistema con neutro conectado a tierra a través de reactancia ZN:

En el estudio del corto circuito se pretende proporcionar las bases necesarias para el cálculo de los valores del corto circuito trifásico y de una fase a tierra, mediante los siguientes estudios que se muestran a continuación.

 Sistema en P.U.

 Componentes simétricas.

2.4 COMPONENTES SIMÉTRICAS.

En 1918 se propuso el método de las componentes simétricas para representar un sistema desbalanceado de N fases relacionadas, el cual podría ser sustituido por un sistema de n fases balanceadas, que fueron nombradas como las componentes simétricas de las fases originales.

(30)

25 1. La componente de secuencia positiva, consiste en tres fasores de igual magnitud, espaciados 120 ° entre sí, y que gira en la misma dirección que los fasores en el sistema de potencia bajo consideración, es decir, la secuencia positiva.

2. La componente de secuencia negativa, consiste en tres fasores de igual magnitud, espaciados 120 º entre sí, que gira en la misma dirección que los fasores de la secuencia positiva, pero en el orden inverso.

3. La componente de secuencia cero, que consisten en tres fasores de igual magnitud y en fase entre sí.

Con esta disposición, los valores de tensión de cualquier sistema de tres fases,

, puede ser representada así:

=

=

=

Se puede demostrar que:

=

=

(31)

26 Por lo tanto, la relación entre siguiente matriz se puede establecer:

[ ] [

] [

]

La inversión de la matriz de coeficientes:

[

] [

] [ ]

De la matriz anterior se puede deducir que:

= 1/3 ( + + ) = 1/3 ( + a + a2 ) = 1/3 ( + a2 + a )

El procedimiento anterior también se puede aplicar directamente a las corrientes, y da:

Por lo tanto:

(32)

27 En los sistemas trifásicos de la corriente de neutro es igual a y, por lo tanto, . A modo de ilustración, un sistema desbalanceado trifásico se muestra en la Figura 2.2 y Figura 2.3.

Figura 2.2 Sistema desbalanceado trifásico.

        

Figura 2.3 Sistemas desbalanceado trifásico.

(33)

28 En la figura 2.4 se puede observar que la suma de los fasores de componentes simétricos son igual a los fasores de fase.

Figura 2.4 Componentes simétricas del sistema trifásico desbalanceado.

2.4.1 Importancia y la construcción de redes de secuencia

La impedancia de un circuito en el que las corrientes de secuencia positiva sólo están circulando se llama la impedancia de secuencia positiva y, de manera similar, aquellos en los que sólo negativa y de secuencia cero de flujo de las corrientes se llaman las impedancias negativas y de secuencia cero.

Estas impedancias de secuencia se designan , respectivamente, y se utilizan en los cálculos que implican componentes simétricos.

(34)

29 La red negativa y cero de secuencia no contienen fuente y sólo incluyen impedancias para el flujo de las corrientes de secuencia negativa y cero respectivamente. [1, 2].

2.5 SISTEMA EN POR UNIDAD (P.U)

Las líneas de transmisión de los sistemas de potencia operan a niveles en que el kilovolt (kV) es la unidad más conveniente para expresar los voltajes. Debido a que se transmite una gran cantidad de potencia, los términos comunes son los kilowatts (kW) o mega watts (MW) y los kilovoltamperes (kVA) o Megavoltamperes (MVA).

Sin embargo, estas cantidades, al igual que los volts, los amperes y los ohms, se expresan frecuentemente en por ciento o en por unidad a partir de un valor base o de referencia especificado para cada una.

El método que más se emplea en la resolución de problemas en que intervienen transformadores, generadores, líneas, etc.; consiste en representar estos elementos a través de sus circuitos equivalentes.

Los parámetros de los circuitos equivalentes y las variables asociadas, pueden expresarse en unidades convencionales (ohm, volt, watt, etc.) o bien en por unidad (p.u) [1, 2].

Figura 2.4 Circuitos equivalentes: a) Sistema original; b) Sistema transformado (en por unidad)

(35)

30 que las asociadas a las leyes de Kirchhoff se conservarán automáticamente y se presentan por las siguientes ecuaciones.

2.5.1 Sistema por unidad de circuitos trifásicos

Los circuitos trifásicos balanceados se resuelven como si fuera un circuito monofásico con un neutro de retorno, conocido como circuito equivalente monofásico o por fase, por ello, las bases para las diferentes cantidades en los

diagramas de impedancias son los kVA (o MVA) por fase y los kV de línea a neutro.

Generalmente, los datos que se dan son los kVA o MVA trifásicos totales y los kV de línea a línea (entre líneas o de línea). Debido a esta costumbre de especificar el voltaje línea a línea y los kilovoltamperes o Megavoltamperes totales, puede surgir alguna confusión al considerar la relación entre el valor por unidad del voltaje de línea y el del voltaje de fase.

Aunque se puede especificar un voltaje de línea como base, el voltaje que se requiere para la solución del circuito monofásico es el voltaje a neutro. El voltaje base a neutro es el voltaje base línea a línea dividido por raíz de 3, debido a que ésta es también la relación entre los voltajes línea a línea y línea a neutro de un sistema trifásico balanceado.

(36)

31 neutro (VLN) y el de los kilovoltamperes corresponde al valor por fase (kVA1φ), las

siguientes expresiones relacionan las distintas cantidades:

Donde SB3φcorresponde a la potencia base total (trifásica), y por comodidad se

acostumbra usar como bases los MVA trifásicos (MVAB3φ) y los kV entre líneas

(kVBLL), en cuyo caso, la impedancia base se puede determinar simplemente

como:

2.5.2 Ventajas del sistema por unidad

 En los transformadores, la impedancia equivalente en por unidad es independiente del lado a que está referida la impedancia.

 En los cálculos se manejan cantidades que están en un margen estrecho alrededor de la unidad (condiciones normales), lo que permite comprobar los valores por inspección.

 El manejo de datos es relativamente sencillo, permitiéndose una comparación directa entre cantidades similares de un sistema.

 La impedancia equivalente en por unidad de un transformador es la misma cuando se refiere al lado primario o al lado secundario.

 La impedancia equivalente en por unidad de un transformador trifásico es la misma, independientemente del tipo de conexión de sus devanados (estrella-estrella, estrella-delta, delta-estrella).

(37)

32

CAPÍTULO

III

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES Y

ANÁLISIS DE DISPAROS NO DESEADOS

(38)

33

3.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se describe la importancia de la coordinación de protecciones, así como los efectos que presentan los disparos no deseados a consecuencia de una falla, que produce los llamados sags de tensión, y debido al periodo prolongado en la operación de protecciones de baja tensión (27).

3.2 COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

Un estudio de coordinación de protecciones consiste en organizar las curvas tiempo-corriente de cada uno de los relevadores que se encuentran en serie entre la carga y la fuente. Por lo tanto se requiere un estudio de cortocircuito y coordinación de protecciones al inicio del proyecto.

También debe efectuarse un estudio o una revisión, cada vez que se añaden cargas nuevas o se reemplazan equipos en un sistema existente, o bien, cuando se produce un cambio importante en el nivel de cortocircuito del sistema.

El objetivo de un estudio de coordinación, es por lo tanto, determinar las características, los ajustes de los dispositivos de sobrecorriente, para asegurar una selectividad adecuada para cualquier falla o una sobrecarga, que se presente en la red.

Los relevadores de sobrecorriente para protección de las fases se calibran en base a las corrientes de carga máximas y las máximas corrientes de cortocircuito (demanda máxima) que circulan por cada fase de la línea, en cambio los relevadores para protección contra fallas a tierra, se ajustan tomando en cuenta las corrientes de secuencia cero [1].

(39)

34

3.3 COORDINACIÓN DE SOBRECORRIENTE

3.3.1 Coordinación relevador relevador

.

La coordinación de relevadores de sobrecorriente es obtenida a través del ajuste de la corriente mínima de disparo y del retardo de tiempo, de manera que exista sensibilidad para poder detectar los diferentes tipos de fallas que se pueden presentar en líneas de distribución, selectividad para poder discriminar fallas en zonas de protección primarias y de respaldo.

Con la finalidad que la operación de los relevadores en conjunto sea selectiva, es preferible utilizar curvas de tiempo inverso sean del mismo tipo de curva (curvas inversas, muy inversas, extremadamente.)

Para lograr una coordinación correcta de relevadores de sobrecorriente, primero se debe establecer los límites en las zonas de protección que dichos equipos deberán actuar, también se debe tener conocimiento de los equipos de protección, como son: marca, modelo, número de partes de los relevadores, relación de transformadores de corriente.

Por lo tanto, se debe disponer de los parámetros del sistema eléctrico a proteger, que se utilizan para realizar un estudio de cortocircuito, como son: parámetros de las líneas, transformadores de potencia y características de los interruptores de potencia, entre otras.

En este tipo de estudio de coordinación se debe determinar si es viable el uso de relevadores instantáneas, para ello se debe verificar si la corriente en el punto

hasta donde se quiere que “vea” el relevador excedida en un 30% no sea mayor que la corriente de falla máxima en el punto donde se ubicará el mismo.

Para la unidad temporizada, el taps se calibrará con un valor superior a la corriente de carga (varía del 10 al 50% dependiendo del caso), en el punto donde se instalará el relevador.

(40)

35

Figura 3.1 Coordinación relevador-relevador

El primer relevador más cercano a la carga, toma el dial más bajo, si no existen otros elementos de protección hacia el lado de carga. El cálculo del dial para los relevadores siguientes hacia el lado de la fuente se realiza tomando en cuenta un orden de tiempo de coordinación de 0.3 segundos, que corresponde a errores de tolerancia, sobrecarga, que pudieran presentarse en éstos [3].

3.3.1.1 Margen de tiempo de discriminación

El margen de tiempo de discriminación se usa comúnmente entre dos características de tiempo/corriente sucesivas es del orden de 0.25 a 0.4 segundos. Este valor evita la pérdida de selectividad, debido a uno o más de los siguientes factores:

1) Tiempo de apertura del interruptor 2) Variaciones en los niveles de falla

3) Desviaciones de las curvas características de los relevadores(por ejemplo: debido a las tolerancias de fábrica)

4) Errores en los transformadores de corriente

0.01 Seg Tiempo

Relevador 2

Relevador 1 0.31 Seg

t1

Icc

Dial D2

(41)

36 Las fallas monofásicas en el lado de la estrella de un transformador con conexión delta-estrella, no se ven en el lado de la delta. Por lo tanto, cuando se ajustan los relevadores de falla a tierra, puede ser utilizado el menor ajuste de tiempo disponible de los relevadores en el lado de delta, lo cual hace posible reducir los ajustes y los tiempos de operación de los relevadores de falla a tierra cercanos al alimentador.

3.4 SAGS DE VOLTAJE

En los primeros años de la década de 1980 apareció el término “calidad de energía” haciéndose evidente, que los equipos tienen disparos no deseados debido a las distorsiones del voltaje ocasionando, que los sistemas eran menos confiable de lo que se pensaba y el término “calidad de energía” continuó atrayendo la atención, pues las demandas de los clientes se han convertido en un objetivo priorizado en la desregulación de la industria eléctrica.

Los hundimientos “sags de voltaje” son reducciones del voltaje efectivo, de corta duración, provocadas por cortocircuitos, sobrecargas y arranque de grandes motores, también se definen como una caída del valor instantáneo de voltaje mayor al 10% y menor al 90% del valor nominal. [4]

También los sags del voltaje se definen como el decremento que hay de 0.9 hasta 0.1 en pu de voltaje o corriente rms a frecuencia fundamental y un sag de 20% es considerado un evento durante, en el cual el voltaje rms decrece en 20% o bien implica que sea 0.8 en pu del voltaje nominal y normalmente se debe a fallas del sistema, también puede ser causado por la energización de grandes cargas o por el arranque de grandes motores.

Durante un “sags” de voltaje, la tensión no es cero, pero es significativamente menor que en la operación normal, por lo que constituyen uno de los principales responsables de la mayoría de los disparos no deseados de los equipos. [4]

(42)

37 Y pueden originarse incluso debido a fallas de cortocircuitos en los sistemas de transmisión, que tengan lugar a cientos de kilómetros de distancia, lo que por consiguiente se convierten en un problema mucho más “global” que las

interrupciones.

La figura 3.2 muestra un ejemplo de sags de voltaje debido a una falla de cortocircuito.

Figura 3.2 Sags de voltaje debido a una falla de corto circuito. Voltaje en una fase en el dominio tiempo [4]

Las Principales características de los sags de voltaje son:

 Magnitud: La magnitud de los sags de voltaje puede determinarse de diferentes formas. Dos ejemplos evidentes son la magnitud de la componente fundamental (frecuencia) del voltaje y el pico de voltaje en cada ciclo o semi ciclo.

(43)

38

3.5 RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE DE TIEMPO INVERSO E INSTANTÁNEOS.

Los relevadores de protección más utilizados son los relevadores de sobrecorriente de tiempo inverso e instantáneo. Se utilizan tanto como dispositivos de protección primaria y de respaldo, se aplican en todas las zonas de protección en el sistema.

El relevador de sobrecorriente de tiempo definido se selecciona para dar un tiempo de retardo deseado, mientras que los relevadores de sobrecorriente instantánea se seleccionan para proporcionar el disparo de alta velocidad.

Relevadores de sobrecorriente instantáneos están diseñados para operar sin ningún retardo de tiempo intencional. Los tiempos de operación típicos están en el intervalo de 0,5 a ciclo 2 ciclos.

En el diseño electromecánico, el restablecimiento de la unidad se integra durante un tiempo específico y depende de la dinámica en el diseño del relevador. Los diseños estáticos suelen proporcionar capacidades de reposición instantánea.

Los diseños estáticos más recientes proporcionan al usuario una selección de reinicio ya sea instantáneo o integrador. Este diseño proporciona al usuario la flexibilidad para utilizar este relé en diversas aplicaciones. [8]

3.6 AJUSTE DE RELEVADOR DE BAJA TENSIÓN NO.27

Un relevador de bajo voltaje (27) se calibra en voltaje decreciente para cerrar un conjunto de contactos para un voltaje especificado

Los usos típicos del relevador 27

(44)

39 Los ajustes de voltaje del relevador 27 varían, según el fabricante. Estos pueden ser ajustables por taps discretos o continuos sobre un rango especificado. El tiempo de operación para ajuste del dial de tiempo o de tiempo definido [19].

Para determinar su ajuste, la norma IEEE Std1547-2003 recomienda el rango de ajuste de la tabla 3.1. En esta tabla se muestra el valor porcentual del voltaje y el tiempo en el que debe responder el dispositivo de protección [9].

Tabla 3.1 Rango de voltajes

Rango de voltaje (% del voltaje base) Tiempo de liberación

V<50 0.16 segundos

50<V<88 2 segundos

3.7 ESTUDIO DE DISPAROS NO DESEADOS (SIMPATETIC TRIPPING)

Este estudio tratará de resolver estos problemas conocidos como “simpatectic tripping”o disparos no deseados, para ello se contará con la ayuda del software

“PowerFactory Digsilent versión 14.1”.

Para poder seleccionar las protecciones adecuadas con base a sus ajustes, y lograr obtener interrupciones mínimas, ya sean causadas por sobrecorriente o de baja tensión (sags). Para analizar el estudio se propuso la figura 3.3 de red.

(45)

40 Los parámetros de los elementos que componen la red eléctrica propuesta se pueden observar en el anexo A, mediante el uso de la herramienta de cálculo de análisis de flujo de potencia del software PowerFactory Digsilent versión 14.1.

Presentado en el anexo B pueden observarse las corrientes y tensiones de la red eléctrica en estado estable como se muestra en la tabla 3.2 y 3.3 para cada uno de los elementos de la red.

Tabla 3.2 Tensiones en nominales de la red

Elemento Fase Tensiones L-L (kV) Tensiones L-N(kV)

BB1/69 kV

A 69 39.84

B 69 39.84

C 69 39.84

BB2/13.8 Kv

A 13.48 7.78

B 13.48 7.78

C 13.48 7.78

BB3/13.8 kV

A 13.40 7.73

B 13.40 7.73

C 13.40 7.73

NI/13.8 kV

A 13.18 7.61

B 13.18 7.61

C 13.18 7.61

N2/13.8 kV

A 12.96 7.48

B 12.96 7.48

(46)

41

Tabla 3.3 Corrientes nominales de la red

Elemento Fase Corrientes (kA)

M1

A 10

B 10

C 10

M2

A 10

B 10

C 10

L1

A 0.28

B 0.28

C 0.28

L2

A 0.14

B 0.14

C 0.14

L3

A 0.14

B 0.14

C 0.14

Trasformador lado de baja

tensión

A 0.28

B 0.28

C 0.28

Trasformador lado de alta

tensión

A 0.06

B 0.06

C 0.06

RED EXTERNA

A 0.06

B 0.06

C 0.06

Z1

A 0.04

B 0.04

C 0.04

Z2

A 0.04

B 0.04

(47)

42 De igual forma se puede observar las tensiones en los nodos donde están conectados M1, M2, Z1, Z2 (figuras 3.4, 3.5) y corrientes de fase de las líneas 2 y 3 (figuras 3.6 y 3.7), y mostrando que las gráficas de la red eléctrica en alta tensión, no tiene ninguna caída de tensión o una elevación de la corriente.

En la figura 3.4 se observan las tensiones de fase en el nodo que conecta M1 (motor sincrono) y Z1 (carga general) a la terminal N1.

Tension de Fase A en kV.

Tension de Fase B en kV.

Tension de Fase C en kV.

(48)

43 En la figura 3.5 se observan las tensiones de fase en el nodo que conecta M2 (motor sincrono) y Z2 (carga general) a la terminal N2.

Tension de Fase A en kV.

Tension de Fase B en kV

Tension de Fase C en kV

(49)

44 En la figura 3.6 se observan las corrientes de fase medidas en la Linea 2 en el extremo N1.

Linea 2 Corriente de fase A en kA

Linea 2 Corriente de fase B en kA

Linea 2 Corriente de fase C en kA

(50)

45 En esta figura 3.7 se observan las corrientes de fase medidas en la Linea 3 en el extremo N2.

Linea 3 Corriente de fase A en kA

Linea 3 Corriente de fase B en kA

Linea 3 Corriente de fase C en kA

(51)

46

3.8 CÁLCULOS DE CORTOCIRCUITO

En esta sección, se muestran los resultados del cálculo realizado paso a paso con el método de componentes simétricas y el método en por unidad, en donde los datos de la red se muestran en la tabla 3.4.

Tabla 3.4 Datos de la red empleada en el software DIgSILENT PowerFactory.

Elemento Nivel de tensión Datos

Red externa 69 kV Smax de cc = 1000 MVA

Imax = 8.3673 kA

r/x=0.1 Trasformador 69 kV/13.8 kV Potencia 10 MVA Uk = 8%

Copper Losser = 61.5 kW

Línea 1 13.8 kV

R1 = 3.06 R2 = 3.06 R0 = 12.24 X1 = 2.073 X2 = 2.073 X0 = 8.2937

3.8.1 El cálculo de corto circuito trifásico

Se emplea la técnica en cantidades en por unidad (p.u.).

Primero se toma una potencia base y un voltaje base (Vb) en este caso son:

Se calcula impedancia base en el lado de 13.8 kV:

(52)

47 Tomando la impedancia de línea proporcionada por el software

se obtiene sus valores en por unidad:

Se calcula la impedancia del generador en una tensión de 69 kV con los datos obtenidos del software.

Una vez que se obtuvo la impedancia se toma en cuenta la relación r/x=0.1 y se vuelve a calcular la impedancia para el generador.

Como la impedancia que obtenida es de 0.4785 y es más grande que la primera de 0.4761 se hace un nuevo cálculo dividiéndolas entre sí.

Y se vuelve a hacer el mismo cálculo pero ahora con la nueva impedancia

Se calcula una impedancia base para el lado de 69 kV para pasar en valores de por unidad la impedancia que se obtuvo:

(53)

48

Se suman todas las impedancias de secuencia positiva ( ).

   

Con la impedancia total en p.u, a continuación se calcula la corriente de corto circuito correspondiente a una falla trifásica en valores de por unidad y como se considera que los voltajes de la red corresponde a el valor de tensión en por unidad es 1 y se divide entre la Z1, debido a que una falla trifásica solo está

presente en la red de secuencia positiva.

Y para calcular la corriente en amperes se multiplica por la corriente de base correspondiente valor de 13.8 kV porque es nivel de tensión donde se simula la falla.

A

Y para corroborar este resultado se hizo la simulación del cortocircuito trifásico empleando el software DIgSILENT PowerFactory y se puede observar que el cálculo es correcto.

Figura 3.8 simulación de cortocircuito trifásico en la barra bus 3.

Donde

IKss = corriente de cortocircuito

ip = corriente de cortocircuito máxima (valor instantáneo)

(54)

49

3.8.2 Corriente de corto circuito monofásica

Para realizar el cálculo se necesita tener la impedancia total de secuencia cero ( ), la impedancia total de secuencia positiva ( ) y la impedancia total de secuencia negativa ( ), y como la impedancia de secuencia negativa es la misma que la impedancia de secuencia positiva en el software al menos para esta red se cumple esta condición y solo se calcula la de secuencia cero.

De acuerdo al software la impedancia de secuencia cero de la línea

se utiliza la misma impedancia base y al pasarlos a valores de por unidad es:

Para el transformador se tienen los siguientes datos de la tabla 3.3 para calcular la impedancia de secuencia cero:

√ √

Se calcula una impedancia base en 13.8 kV con la potencia de 10 MVA del trasformador bajo estudio.

(55)

50 Y se multiplica por la impedancia que se calculó

Se pasa en valores de por unidad con la impedancia base en 13.8 kV de la red

Para la secuencia negativa se calcula:

√ √

Se calcula una impedancia base en 13.8 kV con la potencia de 10 MVA del trasformador.

Y se multiplica por los valores de resistencia y reactancia que se calculó.

Se pasa en valores en por unidad sobre la impedancia base de 13.8 de la red

Se calcula la impedancia de secuencia cero.

 

Se calcula la impedancia total, considerada para el cálculo de una falla monofásica.

  

Se calcula la corriente a de secuencia positiva (Ia1)

(56)

51 Y se calcula la corriente de cortocircuito en la fase A, considerando que la fase

fallada fue la fase “A”.

 

Y para obtener la corriente de cortocircuito en amperes, se multiplica la corriente de cortocircuito base de 13.8 kV, por la corriente de cortocircuito en valores en por unidad.

√  A

Y para comprobar este resultado se hizo la simulación en el software DIgSILENT PowerFactory y se puede observar que el cálculo es correcto.

Figura 3.9 simulación de cortocircuito monofásica en la barra bus 3.

3.8.3 Corriente de corto circuito bifásico

Se calcula la corriente de secuencia positiva (Ia1) con el valor de tensión en por

unidad empleando la impedancia de secuencia positiva y negativa:

Y como la corriente de secuencia negativa (Ia2) es de igual magnitud pero de

sentido opuesto a .

(57)

52 Y como en la corriente de cortocircuito bifásico de secuencia cero (Ia0) es 0.

Se calcula las corrientes de cortocircuito en las tres fases, en cantidades en por unidad empleando la ecuación que relaciona cantidades de fase y componentes simétricas.

[ ] [

] [

]

[ ] [  ] [

]

Y para calcular la corriente en amperes se multiplica por la corriente base para 13.8 kV, por la corriente de cortocircuito en valores en por unidad.

(

√ ) 

(

√ ) 

Y para comprobar estos resultados se hizo la simulación en el software DIgSILENT PowerFactory y se puede observar que el cálculo es correcto.

(58)

53 El proposito de este caso de estudio es analizar los efectos de una falla monofásica en la terminal N1 y el disparo no deseado en las protecciones de la línea 3 de la red electrica dejando fuera de operación a la terminal N2, realizando una simulación de corto circuito monofásico en la terminal N1 con la herramienta de cálculo de corto circuito por el metodo completo del software.

Figura 3.11 Simulación de corto circuito en N1

Los valores de corriente en cada elemento se muestran en la tabla 3.5 en cada una de sus fases haciendo una simulación de corto circuito en la barra N1.

Tabla 3.5 Corrientes de corto circuito

Elemento Fase Corriente de corto circuito (kA)

M1

A 1.584

B 0.371

C 0.409

M2

A 0.359

B 0.239

C 0.022

L1

A 0.950

B 0.522

C 0.542

L2

A 1.211

B 0.412

(59)

54

Tabla 3.5 Corrientes de corto circuito

Elemento Fase Corriente de corto circuito (kA)

L3

A 0.302

B 0.306

C 0.094

Trasformador lado de baja

tensión

A 0.950

B 0.522

C 0.542

Trasformador lado de alta

tensión

A 0.162

B 0.080

C 0.162

RED EXTERNA

A 0.162

B 0.080

C 0.162

Z1

A 0

B 0.093

C 0.081

Z2

A 0.060

B 0.079

C 0.085

De igual manera en la barra N1 se obtienen mediante la simulación de corto circuito de PowerFactory Digsilent versión 14.1 las tensiones de línea-línea y de línea-neutro en cada terminal de la red como se muestra en la tabla 3.6 en cada una de sus fases.

Tabla 3.6 Tensiones después del corto circuito

Elemento Fase Tensiones L-L (kV)

Tensiones L-N(kV) BB1/69

kV

A 68.953 39.792 B 69.009 3.827 C 68.931 39.822 BB2/13.8

Kv

(60)

55

Tabla 3.6 Tensiones después del corto circuito

BB3/13.8 kV

A 7.287 2.949

B 10.511 5.889

C 7.907 5.810

Elemento Fase Tensiones L-L (kV)

Tensiones L-N(kV)

NI

A 5.995 0

B 9.984 5.995

C 5.271 5.271

N2

A 7.009 3.897

B 9.776 5.132

C 8.342 5.489

Analizando la red eléctrica en la terminal N1, como se muestra en la figura 3.11, se observa que después de hacer una simulación de cortocircuito en N1 hay una elevación de la corriente en la fase A en el elemento M1 y Z1 y una caída de tensión en la fase A en donde ocurre la falla monofásica afectando las corrientes y tensiones en todo el sistema.

Como se muestra en la figura 3.12 la falla monofásica en la terminal N1 produce una elevación de corriente en la fase A debido a una aportación de corriente del motor M1 en la fase A aumentando la corriente de cortocircuito en N1. Así como una elevación de corriente en el motor M2 sin que la terminal N2 esté en condiciones de falla.

(61)

56

3.9 AJUSTES DE RELEVADOR INSTANTÁNEO (50) Y TIEMPO INVERSO (51)

A continuación se muestran los ajustes de los relevadores de protección por sobrecorriente (50 y 51) para disipar la falla en la terminal N1.

Los ajustes del relevador 50 primero fue necesario conocer las corrientes de cortocircuito en el nodo remoto de cada relevador (Iccn1, Iccn2, Iccn3) y las corrientes

de carga como se muestra en la imagen 3.13.

Figura 3.13 Corrientes de carga y corrientes de cortocircuito adelante del relevador.

Iccm3 = 8367 A; Iccm2 = 3134 A; Iccm1 = 2076 A

Después se selecciona la relación de trasformación del trasformador de corriente (RTC) esta se selecciona con respecto a la corriente de carga máxima que muestra la figura 3.13

La corriente de cortocircuito máxima en la ubicación del relevador A para una falla cercana es de 2.076 kA y la relación del TC seleccionado es de 300:5, y esta soporta hasta una corriente de 6000 A, por lo tanto la selección del TC es correcta.

(62)

57 La corriente de cortocircuito máxima en la ubicación del relevador C para una falla cercana es de 8.367 kA y el RTC seleccionadoes de 100:5 y solo soporta 20*100 = 2000 A por eso se selecciona un RTC de 500:5 ya que este soporta 10000 A y así la selección de TC es correcta.

Ajuste de la corriente de arranque primaria del relevador 50 Se calcula con la siguiente fórmula. [12]

50 = 1.25 * Icc en el nodo remoto

50 A = 1.25 * 1479 = 1848.75 A

50 B = 1.25 * 1619 = 2023.75 A

50 C = 1.25 * 935= 1168.75 A

 Ajuste de la corriente de arranque secundaria del relevador 50 Se calcula con la siguiente fórmula. [12]

50’ = 50 / relación de trasformación del TC que corresponde 50’ A = 1848.75 / 60 = 30.8125 A

50’ B = 2023.75 / 100 = 20.2375 A

50’ C = 1168.75 / 100 = 11.6875 A

 Ajustes de la corriente de arranque primaria del relevador 51 Se calcula con la siguiente fórmula. [12]

51 = 1.5 * Icarga [12]

51 A = 1.5 * 220 = 330 A

51 B = 1.5 * 430 = 645 A

(63)

58

 Ajustes de la corriente de arranque secundaria del relevador 51 Se calcula de la siguiente fórmula. [12]

51’= 51/relación de trasformación del relevador 51’ A = 330 / 60 = 5.5 A

51’ B = 645 / 100 = 6.45 A

51’ C = 135 / 100 = 1.35 A

 Palanca de tiempo y el tiempo de operación del relevador 51.

El primer ajuste de la palanca de tiempo es 0.5 ya que es el primer relevador junto a la carga ya que no existe otro dispositivo de protección con el cual deba coordinarse, después calcula el múltiplo del Tap del relevador A considerando una falla cercana al relevador con la siguiente fórmula. [12]

Multi – Tap = (Iccm1 / RTC) / 51’

Multi – Tap A = (2076 / 60) / 5.5 = 6.2909

Para calcular el tiempo de operación del relevador A se utiliza la gráfica A.1 del anexo A.

Se puede observar en la gráfica A.1 las curvas del dial de tiempo, tiempo de operación y múltiplo del tap. En este caso se tiene el múltiplo del tap y la palanca de tiempo, entonces.

TOPA = 0.1 seg

Y para calcular el tiempo del relevador B para que coordine adecuadamente con relevador A se obtiene con la siguiente fórmula. [12]

TOPB = TOPA + 0.3

TOPB = .4 seg

Para el múltiplo del tap del relevador B, se utiliza la misma corriente que se utiliza el múltiplo del tap del relevador A pero se utiliza la relación de trasformación del TC del relevador B y el ajuste de la corriente arranque.

Figure

Figura 1.1 Características del tiempo de operación actuales de los relevadores de sobrecorriente [1]

Figura 1.1

Características del tiempo de operación actuales de los relevadores de sobrecorriente [1] p.16
Figura 2.8 Conexión de red externa a una barra.

Figura 2.8

Conexión de red externa a una barra. p.93
Figura 2.7 red externa en caja de herramientas de dibujo

Figura 2.7

red externa en caja de herramientas de dibujo p.93
Figura 2.14 Línea dentro de la caja de herramientas de dibujo.

Figura 2.14

Línea dentro de la caja de herramientas de dibujo. p.95
Tabla 1. Valores de la red ejemplo.

Tabla 1.

Valores de la red ejemplo. p.96
Figura 2.16 carga de baja tensión en caja de herramientas de dibujo

Figura 2.16

carga de baja tensión en caja de herramientas de dibujo p.96
Figura 3.1 Datos básicos de Red externa.

Figura 3.1

Datos básicos de Red externa. p.97
Figura 3.2 Pestaña de corto circuito completo.

Figura 3.2

Pestaña de corto circuito completo. p.98
Figura 3.4 base de datos de bus-bar.

Figura 3.4

base de datos de bus-bar. p.99
Figura 3.6 Set Nominal Voltaje.

Figura 3.6

Set Nominal Voltaje. p.100
Figura 3.8 Datos básicos del transformador.

Figura 3.8

Datos básicos del transformador. p.101
Figura 3.7  Inserción de valor de tensión nominal.

Figura 3.7

Inserción de valor de tensión nominal. p.101
Figura 3.23 (menú edit terminal i).

Figura 3.23

(menú edit terminal i). p.110
Figura 3.25 (menú terminal de la carga total)

Figura 3.25

(menú terminal de la carga total) p.111
Figura 4.1 (Sistema de operación y planificación de sistemas).

Figura 4.1

(Sistema de operación y planificación de sistemas). p.112
Figura 4.2 (Icono de flujo de carga en la barra de herramientas principal)

Figura 4.2

(Icono de flujo de carga en la barra de herramientas principal) p.114
Figura 4.5 Ejecución de flujo de carga

Figura 4.5

Ejecución de flujo de carga p.117
Figura 5.2 Función en el tiempo del corto circuito.

Figura 5.2

Función en el tiempo del corto circuito. p.120
Figura 5.4 Ilustración del método completo

Figura 5.4

Ilustración del método completo p.124
Figura 6.2 Calculo de corto circuito desde la pestaña de menú principal del elemento.

Figura 6.2

Calculo de corto circuito desde la pestaña de menú principal del elemento. p.126
Figura 6.3 Opciones básicas de cálculo de corto circuito.

Figura 6.3

Opciones básicas de cálculo de corto circuito. p.127
Figura 7.6 Creación de un nuevo evento de simulación

Figura 7.6

Creación de un nuevo evento de simulación p.133
Figura 7.7 Selección de nuevo evento de simulación

Figura 7.7

Selección de nuevo evento de simulación p.134
Figura 7.9 Selección de elemento en falla

Figura 7.9

Selección de elemento en falla p.135
Figura 7.11 Selección de opciones de cálculos iniciales EMT

Figura 7.11

Selección de opciones de cálculos iniciales EMT p.136
Figura 8.1 Creación de Nuevo grafico

Figura 8.1

Creación de Nuevo grafico p.138
Figura 8.5 Cuadro de edición de subgrafica

Figura 8.5

Cuadro de edición de subgrafica p.140
Figura 8.6 Opciones de eje x.

Figura 8.6

Opciones de eje x. p.141
Figura 8.1 menú contextual

Figura 8.1

menú contextual p.144
Figura 8.2 Selección de conjunto de variables

Figura 8.2

Selección de conjunto de variables p.145