Gestión del neutro en subestaciones At/Mt del sistema de distribución ENEL CODENSA

GESTIÓN DEL NEUTRO EN SUBESTACIONES AT/MT DEL

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ENEL - CODENSA

JOHAN DARIO LARA GÓMEZ

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. COLOMBIA

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GESTIÓN DEL NEUTRO EN SUBESTACIONES AT/MT DEL

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ENEL - CODENSA

JOHAN DARIO LARA GÓMEZ

TRABAJO DE PASANTÍA PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

DIRECTOR INTERNO:

I.E, Msc., PhD. EDWIN RIVAS TRUJILLO

DIRECTOR EXTERNO:

I.E, Msc. JUAN CARLOS GÓMEZ CUBILLOS

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROYECTO CURRICULAR DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. COLOMBIA

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Agradecimientos

En el presente trabajo de pasantía se ve evidenciado el proceso de formación académica recibido por la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, la cual me brindó una educación integra en la que se vinculan diferentes competencias para brindar soluciones y mejoras a los problemas de nuestra sociedad.

Agradezco en primer lugar a Dios por las oportunidades que se me han dado en la vida y a mi familia por brindarme el apoyo en los momentos más difíciles de mi formación profesional, a mi madre y mi padre que me brindaron toda su confianza, enseñanza y consejos a lo largo de estos años, pues gracias a ellos he formado un carácter y unos valores esenciales en el ser humano.

A todos mis compañeros de Diseño de la Red, subgerencia de ENEL-CODENSA, por haberme brindado sus conocimientos y experiencias como aporte a mi crecimiento como profesional, a mi director externo Ing. Juan Carlos Gómez Cubillos por permitirme realizar este trabajo de grado en su división y en especial a Ing. Mario Tano Gutierrez Morales, encargado del proyecto y con quien de la mano se logró el objetivo propuesto en el trabajo, extiendo un reconocimiento a mi director del proyecto Ing. Edwin Rivas Trujillo por su apoyo y sus enseñanza en mi formación como profesional. A mis amigos, con los que compartí los mejores y peores momentos de mi formación académica, quienes de la mano logramos superar todos nuestros objetivos propuestos, siempre contribuyendo a mejorar entre nosotros.

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TABLA DE CONTENIDO

Lista de figuras ………..……….. 6

Lista de Tablas ………. 8

Lista de abreviaturas ………...………. 9

1. Introducción………... 10

1.1. Formulación del Problema ……….. 10

1.2. Justificación ……….10

1.3. Objetivos ……….… 11

1.3.1.Objetivo General ………. 11

1.3.2.Objetivos Específicos ……….. 11

2. Antecedentes y Marco Referencial ……….. 11

2.1. Terminología y Definiciones ………... 11

2.2. Tipos de conexión de neutro a tierra propuestos por IEEE ……….... 13

2.2.1.Sin conexión a tierra ……….………..… 14

2.2.2.Sólidamente a tierra ………..………..…… 14

2.2.3.Puesta a tierra mediante Resistencia ..…….…..………..…… 15

2.2.4.Puesta a tierra mediante Reactancia ……… 16

2.2.5.Puesta a tierra mediante Reactancia móvil (neutralizador o bobina Petersen) ……… 17

2.3. Bobina Petersen ………..……… 18

2.3.1.Calculo de la bobina Petersen ………. 18

2.4. Falla a tierra ………..….. 19

2.4.1.Condiciones de falla a tierra implementando sistemas de gestión del neutro …….… 19

3. Metodología ………...……… 21

3.1. Exploración de los modelos propuestos por ENEL ………..……….. 21

3.2. Análisis de estudios previos ………...……. 21

3.3. Caso de estudio: Simulación de Bobina Petersen en la S/E Victoria ……….. 21

OBJETIVO I ……….…... 22

4. Criterios de selección del sistemas de neutro con impedancia ……….….. 22

4.1. Condiciones de operación ………...……… 22

4.2. Sistemas considerados por el grupo Enel ………..…….….…. 22

4.3. Sistema de puesta a tierra en Enel Distribuzione (Italia) ……….… 24

4.4. Sistema de puesta a tierra en Enel – Codensa …..………..……….. 25

4.5. Diseño e implementación ……… 25

4.5.1.Resistencia monofásica ……….……….. 25

4.5.2.Reactancia móvil (bobina móvil) ……….... 27

4.5.2.1.Transformador formador de neutro ………. 29

OBJETIVO II ……….………….……… 30

5. Subestación Victoria ……….… 30

5.1. Características de los circuitos asociados ……….……….………. 32

6. Subestación Tibabuyes ………. 33

6.1. Características de los circuitos asociados ……….…….. 34

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7.1. Parámetros previos ……….………. 35

7.1.1.Conductores ……… 35

7.1.2.Transformadores ……….… 36

7.2. Estudios Universidad Nacional ……….………..… 36

7.3. Simulación ……….. 37

7.3.1.Victoria ………...……….... 37

7.3.2.Tibabuyes ……….…...… 47

8. Corriente Capacitiva calculada con la especificación CEI 11-8 para las S/E Victoria y Tibabuyes ……….……...……... 41

9. Base de datos de conductores ……….………. 42

OBJETIVO III ……….…………..……….. 44

10. Simulación S/E Victoria en Digsilent ……….………. 44

10.1. Consideraciones ………. 44

10.2. Equipos y diagramas ……….. 45

10.3. Casos de estudio ………. 47

10.3.1. Caso 1: Circuito con mayor porcentaje de red subterránea ……….….……… 48

10.3.2. Caso 1: Circuito con mayor porcentaje de red aérea ……….……..………. 48

10.3.3. Caso 3: Circuito con mayor longitud ……… 48

11. Calculo de Bobina Petersen S/E Victoria ……….……..………. 48

12. Análisis y resultados S/E Victoria ……… 50

12.1. Corriente capacitiva ………... 50

12.2. Simulación del sistema original (Sólidamente aterrizado) ……….……… 51

12.3. Simulación con resistencia de puesta a tierra ……….……… 55

12.4. Implementación de la bobina Petersen ………... 59

12.4.1. Caso 1: Circuito 14 ………..… 59

12.4.1.1. Falla al Inicio del circuito ……….………... 59

12.4.1.2. Falla al final del circuito ……….….……….61

12.4.1.3. Sobretensiones en los diferentes puntos de falla ……….… 63

12.4.2. Caso 2: Circuito 24 ………..…… 68

12.4.2.1. Falla al Inicio del circuito ……….... 68

12.4.2.2. Falla al final del circuito ……….………. 70

12.4.3. Caso 3: Circuito 13 ………...……... 72

12.4.3.1. Falla al Inicio del circuito ……….………... 72

12.4.3.2. Falla al final del circuito ……….. 74

12.4.4. Análisis de tensiones ………..….. 76

12.4.5. Análisis de corrientes ……….……….. 77

13. Análisis de Sobretensiones en equipos ………..…….…..……… 78

13.1. Equipos de la Subestación ………..………… 78

13.1.1. Transformador de potencia ……….…….… 78

13.1.2. Aisladores ………..….. 78

13.1.3. Conductores ……….…………..….. 78

13.1.4. Descargadores ………. 79

13.1.5. Transformador de instrumentos ………...…… 79

13.2. Equipos de la red de MT ……… 80

13.2.1. Cortacircuitos para seccionamiento ……….… 80

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13.2.2.1. Calculo de descargadores para la red de MT implementando bobina

Petersen ……….………. 80

13.2.3. Transformadores de distribución ……….… 82

14. Alcances e impactos del trabajo de pasantía ……….….. 83

15. Evaluación de objetivos ……….... 84

16. Recomendaciones ………..… 85

17. Conclusiones ……….. 85

Referencias ………... 87

LISTA DE FIGURAS

Figura 2. Conexión de neutro a tierra por resistencia ……….... 15

Figura 3. Conexión de neutro a tierra por reactancia ……….… 17

Figura 4. Conexión de neutro a tierra resonante (bobina móvil) ……….. 17

Figura 5. Circuito equivalente para condiciones transitorias durante una falla en un sistema de bobina Petersen ………..… 19

Figura 6. Diagrama unifilar de la conexión de resistencia a neutro en dos transformadores ………... 26

Figura 7. Dimensiones para la instalación de 2 resistencias ……… 26

Figura 8. Resistencia de puesta a tierra instalada de acuerdo al unifilar de la conexión de la especificación DT1110 …...……….. 27

Figura 9. Principio - Bobina móvil ……….… 27

Figura 10. Esquema de la solución constructiva de la bobina móvil según especificación DT1096 …………. 28

Figura 11. Diagrama unifilar de la bobina móvil, de acuerdo a la especificación DT1096 ………….……….. 29

Figura 12. Esquema de conexión TFN ………... 30

Figura 13. Diagrama unifilar de bobina móvil conectada a través de TFN ………... 30

Figura 14. Ubicación de la S/E Victoria ……… 31

Figura 15. Diagramas unifilar S/E Victoria ………...…… 31

Figura 16. Ubicación de la S/E Tibabuyes ………..….. 33

Figura 17. Diagramas unifilar S/E Tibabuyes ………..… 33

Figura 18. Simulación conductor ATP ……… 35

Figura 19. Cálculos de Capacitancia en ATP ………... 35

Figura 20. Datos de falla en Tibabuyes con resistencia de puesta a tierra ………. 38

Figura 21. Datos de falla en Tibabuyes con bobina Petersen ……… 40

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Figura 23. S/E Victoria en el anillo de 115kV de Bogotá ………... 46

Figura 24. Diagrama en Digsilent de la S/E Victoria ……….. 47

Figura 25. Evaluación de datos de la red – informe de corriente capacitiva ……….. 48

Figura 26. Reporte de corriente capacitiva ………... 49

Figura 27. Compensador de puesta a tierra Digsilent ………. 50

Figura 28. Datos de falla al inicio del Circuito 14 con neutro solido a tierra …..……….… 52

Figura 29. Diagrama fasorial de tensiones con neutro solido a tierra ……… 53

Figura 30. Datos de tensiones cuando ocurre una falla al final del Circuito 14 con neutro solido a tierra ………... 54

Figura 31. Datos de falla al inicio del Circuito 14 con resistencia de neutro …………..……….. 55

Figura 32. Diagrama fasorial de tensiones con resistencia de neutro ……….. 57

Figura 33. Datos de tensiones cuando ocurre una falla al final del Circuito 14 con resistencia de neutro ……… 58

Figura 34. Datos de falla al inicio del Circuito 14 con bobina Petersen ………...………..… 59

Figura 35. Corriente durante falla al inicio del Circuito 14 y corriente que circula por el TFN con neutro conectado a tierra mediante bobina Petersen ……….….… 60

Figura 36. Datos de falla al final del Circuito 14 con bobina Petersen ………...…… 62

Figura 37. Corriente durante falla al final del Circuito 14 y corriente que circula por el TFN con neutro conectado a tierra mediante bobina Petersen ………..…… 63

Figura 38. Diagrama fasorial de tensiones con bobina Petersen ……….. 64

Figura 39. Tensiones en el Circuito 14 con falla al inicio del circuito ………. 65

Figura 40. Tensiones en el Circuito 14 con falla al final del circuito ……….. 66

Figura 41. Datos de falla al inicio del Circuito 24 con bobina Petersen ………..……….. 68

Figura 42. Corriente del TFN cuando ocurre una falla en el Circuito 24 ………..…..……….. 70

Figura 43. Datos de falla al final del Circuito 24 con bobina Petersen ………..….….. 71

Figura 44. Datos de falla al inicio del Circuito 13 con bobina Petersen ………... 73

Figura 45. Corriente del TFN cuando ocurre una falla en el Circuito 13 ……….… 74

Figura 46. Datos de falla al final del Circuito 13 con bobina Petersen ……….. 75

Figura 47. Curva de sobretensión transitoria (TOV) para descargadores ………..… 81

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Conexión a tierra de alta y baja resistencia ……… 16

Tabla 2 Condiciones de falla a tierra implementando sistemas de gestión del neutro ………. 20

Tabla 3 Condiciones de operación ……….. 22

Tabla 4 Criterios de selección ………..………... 23

Tabla 5 Resumen diagrama unifilar S/E Victoria ……….… 32

Tabla 6 Características de los circuitos de la S/E Victoria ……… 32

Tabla 7 Resumen diagrama unifilar S/E Tibabuyes ……….. 34

Tabla 8 Características de los circuitos de la S/E Tibabuyes ………..……….. 34

Tabla 9 Datos de transformadores ……….… 36

Tabla 10 Calculo de corriente capacitiva en S/E Victoria ……….… 37

Tabla 11 Calculo de fallas en S/E Tibabuyes ………... 38

Tabla 12 Corriente capacitiva de las S/E Victoria y Tibabuyes según CEI 11-8……….… 42

Tabla 13 Características eléctricas de conductores AT y MT ……… 43

Tabla 14 Redes equivalentes de la S/E Victoria ……… 45

Tabla 15 Resumen de circuitos de la simulación de la S/E Victoria ………. 47

Tabla 16 Bobinas para los Transformadores de la S/E Victoria ………... 49

Tabla 17 Error corriente capacitiva por circuito ……….. 51

Tabla 18 Error corriente capacitiva por trasformador ………... 51

Tabla 19 Sobretensiones en el Circuito 14 cuando ocurre una falla monofásica teniendo bobina Petersen ……….……….….………. 68

Tabla 20 Valores de sobretensión de cada circuito de estudio ………..… 76

Tabla 21 Valores de corriente en los circuitos de estudio teniendo diferentes modelos de gestión del neutro ………...………... 77

Tabla 22 Tensiones que deben soportar los devanados de transformadores ……….……….…… 78

Tabla 23 Tensiones soportadas por los aisladores ……….….. 78

Tabla 24 Características Asignadas Generales de los pararrayos ……… 79

Tabla 25 Características técnicas de los transformadores de tensión ……….. 79

Tabla 26 Especificaciones de tensión de los cortacircuitos instalados en la red de MT ………….……….. 80

Tabla 27 Valores asignados para descargadores de MT ……….… 80

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LISTA DE ABREVIATURAS

Acrónimo Definición

AT Alta Tensión MT Media tensión BT Baja Tensión FNC

(Normativa Enel)

Técnica que consiste en la selección automática de una rama en falla a través de dispositivos y detectores de falla a lo largo de la línea MT (Sin la apertura del interruptor de cabecera)

FRG (Normativa Enel)

Permite la selección automática de falla de líneas a través de circuitos de recierre de los interruptores de la línea MT y detectores de falla a través de línea

TFN Transformador Formador de Neutro IP Índice de Protecciones

SSC Potencia de cortocircuito S/E Subestación Eléctrica

SAIDI Índice de Duración de Interrupción Promedio del Sistema SAIFI Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del Sistema

SDE Sistema de Distribución Endesa TOV

(Norma IEEE) Sobretensión Transitoria UC / MCOV

(Norma IEEE) Tensión de funcionamiento continuo de un descargador US Mayor valor de tensión línea-línea (rms) de un sistema. Vfn Tensión Fase-Neutro

Vnom Tensión nominal

IC Corriente Capacitiva Fase – Tierra

IN Corriente que circula por el neutro del transformador IF Corriente de falla a tierra

ISC Corriente de cortocircuito X1 Reactancia de secuencia positiva X0 Reactancia de secuencia cero

XG0 Reactancia de secuencia cero del generador R0 Resistencia de secuencia cero

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1.

Introducción

ENEL CODENSA en su red de distribución, zona Bogotá, implementa un sistema de neutro sólidamente aterrizado para los transformadores de las subestaciones AT/MT. El cual genera una pérdida del servicio cuando ocurre una falla monofásica.

Desde la Global ENEL en Italia se realizaron pruebas del método de Bobina Petersen como modelo de gestión del neutro, teniendo éxito en la búsqueda de mejorar el servicio y automatizar la red, al punto que actualmente este modelo se encuentra implementado en sus redes de MT, por lo cual define un proyecto para su análisis y posterior implementación a nivel global en cada una de las empresas suscritas al grupo, teniendo en cuenta las diferentes condiciones de servicio que se presentan en cada uno de los países.

Dado esto, CODENSA como representantes de ENEL en Colombia, inicia un proyecto de análisis de gestión del neutro, teniendo como prioridad la utilización de bobina Petersen y resistencia de puesta a tierra, para definir los parámetros a tener en cuenta para su futura implementación en las redes de distribución.

1.1. Formulación del Problema

A través de los años, el desarrollo de las redes de MT ha visto un marcado incremento de sus sistemas, teniendo una mayor cantidad de circuitos, equipos y maquinas conectadas a la red, esto ha dado lugar y continuaría en el futuro a un aumento considerable de las corrientes de falla a tierra monofásica, con los consiguientes efectos negativos sobre los sistemas de puesta a tierra de las subestaciones AT/MT, MT/BT y sus sistemas de protección.

Debido a la variedad de tecnologías que pueden ser utilizadas para este tipo de conexión, se debe tener precaución en elegir el método más adecuado y eficiente para cada red de distribución, ya que, dependiendo de cada dispositivo de gestión del neutro, la solución favorece ciertos elementos en decremento de otros, cada empresa de distribución eléctrica adoptó una solución atendiendo a factores históricos y a sus propias prioridades y necesidades. A partir de estas consideraciones, se pretende implementar un sistema teniendo como base los estatutos estipulados por Global Enel, y fundamentados en estudios propios de la red de distribución.

1.2. Justificación

Se deben buscar nuevas o mejores tecnologías con el objetivo de limitar las corrientes producidas por contactos de la red de distribución con tierra (corto monofásico de la red MT), lo cual, permitirá la automatización de la red utilizando los equipos seccionalizadores que ha sido instalados bajo estándar ENEL en la red de CODENSA.

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• Gestionar la corriente de falla a tierra permitiendo disminuir el número de interrupciones, principalmente las provocadas por defectos del tipo transitorio y/o de corta duración. • Disminuir los costos de materiales por menor exigencia respecto a las corrientes de falla a

tierra.

• Permitir habilitar técnicas de automatización de la red como el FNC y FRG.

• Presentar un menor estrés en los componentes de la red por la circulación de corrientes menores durante las fallas. [1]

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo General

Analizar el comportamiento de la bobina de Petersen móvil en una subestación AT/MT del sistema de distribución ENEL - CODENSA, con el fin de limitar las corrientes de cortocircuito y describir los valores de sobretensión del sistema

1.3.2. Objetivos Específicos

• Explorar los modelos de sistema de gestión del neutro propuestos desde la Global Enel para definir las características que se deben cumplir para su implementación en la red de Distribución ENEL - CODENSA.

• Analizar los estudios de implementación de los sistemas de impedancia a neutro en las S/E Tibabuyes y Victoria elaborados por la Universidad Nacional, y complementarlos con condiciones operativas, considerando la implementación de la bobina de Petersen móvil. • Implementar una simulación en Digsilent del sistema de bobina Petersen móvil en la S/E

Victoria con el fin de identificar el impacto de la misma sobre el sistema y su comportamiento ante diferentes condiciones operativas

2.

Antecedentes y Marco Referencial

2.1. Terminología y definiciones

Corriente de falla a tierra capacitiva Ic: Contribución de las capacitancias de fase únicas de las líneas a la corriente que fluye desde el circuito principal al suelo, o hacia las partes conectadas al suelo, en el punto de falla. [3]

Conexión a tierra: Una conexión conductora, ya sea intencional o accidental, entre un circuito eléctrico o equipo y la tierra, o a algún otro cuerpo que sirve en lugar de la tierra. [3]

Corriente de tierra: La corriente que fluye en la tierra o en una conexión a tierra.[4]

Efectivamente conectado a tierra: Una expresión que significa puesta a tierra a través de una conexión de impedancias suficientemente baja (inherente o intencionalmente adicionada, o ambas) para que las fallas a tierra que puedan ocurrir no ocasionen tensiones que excedan los límites establecidos para aparatos, circuitos o sistemas también conectados a tierra.[3]

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Grado de conexión a tierra provisto en el sistema: Es la relación existente entre la corriente de falla monofásica y la corriente de falla trifásica.Cuanto mayor es la corriente de falla a tierra en relación con la corriente de falla trifásica, mayor es el grado de conexión a tierra en el sistema. Los sistemas con conexión a tierra efectivos tendrán una corriente de cortocircuito de línea a tierra de al menos el 60% del valor de cortocircuito trifásico. En términos de resistencia y reactancia, la conexión a tierra efectiva de un sistema se lleva a cabo solo cuando R0 ≤ X1 y X0 ≤ 3X1 y tales relaciones existen en todos los puntos del sistema. [3]

Neutro puesto a tierra: Una tierra intencional aplicada al conector neutro o al punto neutro de un circuito de un transformador, de una máquina, de un aparato o de un sistema. [3]

Nivel de protección del pararrayos. Es la combinación de las Siguientes características: - Tensión residual máxima con onda de corriente de frente escarpado 1/5 us, 10 kA - Tensión residual máxima con onda de corriente tipo rayo 8/20 us, 10 kA

- Tensión residual máxima con onda de corriente tipo maniobra 30/60 us, 1000 A [30][31]

Punto neutro: El punto común de una conexión Y en un sistema polifásico o el punto de un sistema simétrico en el cual la tensión es normalmente cero. [3]

Resonante a tierra: Un sistema resonante conectado a tierra es uno en el que la corriente de capacitancia se sintoniza o neutraliza mediante un reactor neutro o dispositivo similar. [4]

Sistema de puesta a tierra: Un sistema en el que al menos un conductor o punto (generalmente el cable central o el punto neutro del transformador o los devanados del generador) se conecta a tierra. [3]

Sobretensión: tensión anormal entre dos puntos de un sistema que es mayor al valor máximo presentado entre los mismos dos puntos bajo condiciones de servicio anormal. Las sobretensiones suelen ser de frecuencias bajas, temporales y transitorias. [3]

Tensión asignada de un pararrayos (Ur): Valor eficaz máximo de la tensión a frecuencia industrial admisible entre sus bornes para la cual está previsto un funcionamiento correcto en condiciones de sobretensiones temporales establecidas en los ensayos de funcionamiento.[30][31]

Tensión de funcionamiento continúo de un pararrayos (Uc): Es el valor especificado admisible de la tensión eficaz a frecuencia industrial, que puede aplicarse de forma continua entre los bornes de un pararrayos.[30][31][33]

Tensión del sistema: valor eficaz (rms) de la tensión fase – fase a frecuencia industrial en un sistema eléctrico trifásico de corriente alterna. [3]

Tensión a tierra: La tensión entre cualquier conductor vivo de un circuito y tierra. [3]

Tensiones máximas del sistema. El valor eficaz máximo de la tensión fase-fase que ocurre en el sistema bajo condiciones de operación normal, y el valor eficaz máximo de la tensión fase-fase al cual son designados el equipo y otros componentes del sistema para una operación continua satisfactoria sin degradación de ninguna clase (esta tensión incluye los transitorios de tensión y las sobretensiones temporales causadas por condiciones anormales del sistema tales como fallas, reinserción de carga). [3]

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cercana a nivel de tensión a la cual opera normalmente el sistema y proporciona una tensión base por unidad para el propósito de estudio del sistema. Con el objetivo de permitir contingencias operativas, el sistema generalmente opera a niveles de tensión alrededor del 5% al 10% debajo de las tensiones máxima del sistema para la cual los componentes del sistema son diseñados). [3]

Transformador: Dispositivo eléctrico estático que consta de un devanado, o dos o más devanados con o sin núcleo magnético para inducir un acoplamiento mutuo entre los circuitos eléctricos. Los transformadores son usados en sistemas eléctricos de potencia para transferir potencia por inducción electromagnética entre circuitos de la misma frecuencia, usualmente con cambios de tensión y corriente. [3]

Transformador directamente a tierra: Transformador para ser puesto a tierra con cables de conexión. [3]

2.2. Tipos de conexión a tierra propuestos por IEEE

La mayoría de los sistemas con conexión a tierra emplean algún método para poner a tierra el neutro del sistema en uno o más puntos. Estos métodos se pueden dividir en dos categorías generales: conexión a tierra sólida y conexión a tierra de impedancia. La conexión a tierra de una impedancia se puede dividir en varias subcategorías: conexión a tierra por resistencia, conexión a tierra por reactancia y conexión a tierra por reactancia móvil, como se pueden observar en la figura 1.

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Cada método, como se lo denomina, se refiere a la naturaleza del circuito externo desde el neutro del sistema a tierra, en lugar de al grado de conexión a tierra. A continuación se describirá cada sistema de puesta a tierra. [3]

2.2.1. Sin conexión a tierra

En un sistema sin conexión a tierra, no hay una conexión intencional entre los conductores del sistema. Sin embargo, siempre existe un acoplamiento capacitivo entre un conductor del sistema y otro, y también entre los conductores del sistema y la tierra. En consecuencia, el llamado sistema sin conexión a tierra es en realidad un sistema con conexión a tierra por capacitancia, en virtud de la capacitancia distribuida desde los conductores del sistema a tierra. Dado que la capacitancia entre fases tiene poco efecto en las características de conexión a tierra del sistema, no se tendrá en cuenta. Por simplicidad, la reactancia capacitiva distribuida a tierra, XCO, se supone equilibrada. [3]

2.2.2. Sólidamente a tierra

La conexión sólida a tierra se refiere a la conexión de un conductor del sistema directamente a tierra, sin ninguna impedancia de manera intencional. Sin embargo, tanto la impedancia de la fuente como la impedancia involuntaria en la conexión a tierra deben considerarse al evaluar la conexión a tierra. Debido a que la reactancia de un generador o transformador firmemente conectado a tierra está en serie con el circuito de neutro, una conexión sólida no proporciona un circuito de impedancia cero. Si la reactancia del circuito de secuencia del sistema es demasiado grande con respecto a la reactancia de secuencia positiva del sistema, los objetivos buscados en la conexión a tierra, principalmente la ausencia de sobretensiones transitorias, pueden no alcanzarse. Si R0 es demasiado alto, puede no crear voltajes transitorios, pero tampoco puede proporcionar la supresión deseada de la tensión a tierra en las fases sin falla.

Para evaluar los beneficios de una conexión sólida a tierra, es necesario determinar el grado de conexión a tierra provisto en el sistema. [3]

La conexión a tierra sólida generalmente se recomienda para lo siguiente:

a) Sistemas de bajo voltaje (600 V y menos) donde se puede tolerar el aislamiento automático de un circuito con falla o donde falta la capacidad para aislar una falla a tierra en un sistema de alta resistencia a tierra.

b) Sistemas de media o alta tensión (por encima de 15 kV) para permitir el uso de equipos con niveles de aislamiento a tierra clasificados para una tensión inferior a la línea a la línea.

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2.2.3. Puesta a tierra mediante resistencia

En un sistema con conexión a tierra mediante una resistencia, el neutro del transformador o generador está conectado a tierra, a través de una resistencia como se observa en la figura 2. Tal y como se instala comúnmente, la resistencia tiene una magnitud óhmica considerablemente más alta que la reactancia del sistema en la ubicación de la resistencia. En consecuencia, la corriente de falla línea a tierra está limitada principalmente por la resistencia misma.

Figura 2. Conexión de neutro a tierra por resistencia [3]

Las razones para limitar la corriente mediante una resistencia a tierra son:

a) Para reducir los efectos de combustión y fusión en equipos eléctricos con fallas, tales como interruptores, transformadores, cables y máquinas rotativas.

b) Para reducir tensiones mecánicas en circuitos y aparatos que llevan corrientes de falla.

c) Para reducir los riesgos de descargas eléctricas al personal causadas por corrientes de falla a tierra aisladas en el camino de retorno a tierra

d) Para reducir la explosión del arco o el riesgo de destello en el personal que pueda haber causado accidentalmente o esté cerca de la falla a tierra.

e) Para reducir la caída momentánea de voltaje de línea ocasionada por la ocurrencia y la eliminación de una falla a tierra.

f) Asegurar el control de las sobretensiones transitorias, al mismo tiempo que se evita el apagado de un circuito con falla cuando ocurre la primera falla a tierra (conexión a tierra de alta resistencia).

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Puesta a tierra de alta resistencia Puesta a tierra de baja resistencia Emplea una resistencia a neutro de alto valor óhmico el

valor de la resistencia se selecciona para limitar la corriente, IR, a una magnitud igual o ligeramente mayor

que la corriente de carga de capacitancia total 3ICO, como

se muestra en la ecuación (1)

𝑅𝑅 = 𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿

3𝑙𝑙𝐶𝐶𝐶𝐶 (1) No requiere la eliminación inmediata de una falla a tierra ya que la corriente de falla está limitada a un nivel muy bajo.

Cuando se produce una sola falla de línea a tierra, el punto neutro se eleva aproximadamente a la tensión de línea a neutro. Este aumento en el voltaje se detecta mediante un relé de sobretensión, 59.

Se emplea en:

a) Bajo voltaje (donde esté permitido), es decir, ubicaciones comerciales e industriales donde no hay cargas de línea a neutro.

b) Sistemas de media tensión donde la continuidad del servicio es deseada y la carga capacitiva actual no es excesiva.

La conexión a tierra de baja resistencia está diseñada para limitar la corriente de falla a tierra a un rango entre 100 A y 1000 A, siendo 400 A el valor típico. , como se muestra en la ecuación (2)

𝑅𝑅 =𝑉𝑉𝐿𝐿𝐿𝐿

𝑙𝑙𝐺𝐺 (2) Tiene la ventaja de facilitar la limpieza inmediata y selectiva de un circuito conectado a tierra. Esto requiere que la corriente mínima de falla a tierra sea lo suficientemente grande como para activar positivamente el relé de falla a tierra aplicado. Un método para detectar la presencia de una falla a tierra es decir, utilizar un relevador de sobrecorriente, 51G.

Encuentra aplicación en sistemas de media tensión de 15 kV o menos, particularmente cuando se utiliza maquinaria de rotación grande. Al limitar las corrientes de falla a tierra a cientos de amperios,

NOTA: Tanto la conexión a tierra de alta como de baja resistencia están diseñadas para limitar las sobretensiones transitorias a límites más seguros (250% de lo normal).

Tabla 1 Conexión a tierra de alta y baja resistencia

2.2.4. Puesta a tierra mediante reactancia.

El término conexión a tierra por reactancia describe el caso en el que un reactor está conectado entre el sistema de neutro y tierra, como se muestra en la Figura 3. Como la falla a tierra que puede fluir en un sistema conectado a tierra por reactancia es una función de la reactancia de neutro, la magnitud de la corriente de falla a tierra se usa a menudo como criterio para describir el grado de conexión a tierra. En un sistema conectado a tierra por reactancia, la corriente de falla a tierra disponible debe ser de al menos 25% (X0 = 10X1) y preferiblemente 60% (X0 = 3X1) de la corriente de falla trifásica para evitar sobretensiones transitorias graves. El término X0, como se usa, es la suma de la reactancia de secuencia cero fuente, X0, más tres veces la reactancia de conexión a tierra, 3Xn, (X0 = X0 + 3Xn). Esto es considerablemente más alto que el nivel de corriente de falla deseable en un sistema con conexión a tierra de resistencia, y por lo tanto, la conexión a tierra de reactancia generalmente no se considera una alternativa a la conexión a tierra de baja resistencia.

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Figura 3. Conexión de neutro a tierra por reactancia [3] 2.2.5. Conexión a tierra mediante reactancia móvil (Bobina Petersen)

Un neutralizador de falla a tierra es un reactor conectado entre el neutro de un sistema y la tierra. El reactor, XL, está especialmente seleccionado o sintonizado para resonar con la capacitancia distribuida, XCO del sistema, de modo que la corriente de falla a tierra resultante sea resistiva y de baja magnitud. Se muestra una en la figura 4 la resistencia, r, que representa las pérdidas del reactor. La corriente de falla a tierra resultante está en fase con la tensión de línea a neutro, de modo que el cero de corriente y la tensión cero ocurren simultáneamente. Si la falla a tierra está en el aire, como una descarga disruptiva del aislador, puede ser auto extinguible. [3]

Figura 4. Conexión de neutro a tierra resonante (bobina móvil) [3]

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corriente pueden neutralizarse mutuamente, dejando solo un componente relativamente pequeño de corriente resistiva, Ir, para fluir en la falla.

Este método de conexión a tierra es relativamente común en la práctica de distribución de servicios eléctricos en el Reino Unido y Europa. Un requisito clave es que debido a que el circuito resonante debe reajustarse si se modifican los parámetros distribuidos del circuito asociado, la aplicación ideal es aquella que no involucra conmutación o reconfiguración del circuito frecuentes. [3]

2.3. Bobina Petersen

Fue desarrollada por W. Petersen en 1919, la cual consta de una inductancia variable conectada entre el neutro de un sistema y tierra, son utilizadas en sistemas trifásicos sin conexión a tierra para limitar las corrientes de arco durante fallas a tierra, sin embargo en los últimos años el uso de la electrónica de potencia moderna ha revolucionado el rendimiento de estas soluciones clásicas. [6]

Cuando se instala una bobina Petersen en un sistema, es necesario hacer coincidir la reactancia inductiva de la bobina con la reactancia capacitiva del sistema. Se proporcionan tomas en el devanado de la bobina para que su reactancia se pueda ajustar para cumplir con los requisitos del sistema. [7]

2.3.1. Calculo de la bobina Petersen

El primer paso en cualquier cálculo para aplicar bobinas Petersen es la determinación de la reactancia capacitiva de secuencia cero de una sección de línea con un conductor conectado a tierra. Si el sistema de distribución no es extenso, la bobina o las bobinas tendrán una impedancia grande en comparación con la impedancia en serie de las líneas de distribución, y se puede ignorar el efecto de la impedancia de línea. Con un extenso sistema de distribución, la impedancia de la bobina de Petersen se reducirá y la impedancia de la línea en serie será mayor, haciendo que este último se convierte entonces en un factor importante.

La reactancia capacitiva a tierra está influenciada por una serie de factores, como el efecto de: los polos de apoyo, las estructuras de subestaciones, los árboles y arbustos a lo largo del paso, y la variación en el hundimiento, entre otras.

Considere una bobina Petersen conectada entre el punto de estrella del transformador y la tierra con reactancia inductiva ɷL. Entonces la corriente que fluye a través de ella es dada en la ecuación (3.1)

𝐼𝐼𝐿𝐿=_{√3𝑤𝑤𝐿𝐿}𝐸𝐸 (3.1)

Para obtener una cancelación efectiva de las corrientes de carga capacitivas, IL tiene que ser igual a IC, ecuación (3.3).

𝐼𝐼𝐶𝐶 = √3𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸 (3.2)

𝐼𝐼𝐿𝐿= 𝐼𝐼𝐶𝐶 (3.3) 𝐸𝐸

√3𝑤𝑤𝐿𝐿= √3𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸 ⟶ 1

𝑤𝑤𝐿𝐿= 3𝐸𝐸𝐸𝐸 (3.4)

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tensión de secuencia cero y detectan cualquier cambio que ocurra cuando hay un cambio en la capacitancia de la red, luego el controlador ajusta automáticamente la bobina Petersen a este nuevo nivel para garantizar que la bobina Petersen esté sintonizada en el punto correcto, para que inmediatamente neutralice cualquier falla de tierra que pueda ocurrir. Esta limitación de corriente rápida de falla a tierra se produce automáticamente sin ninguna intervención adicional del sistema. [6][10]

La extinción del arco eléctrico en los sistemas de bobinas de Petersen depende del comportamiento del circuito equivalente que se muestra en la figura 5, en la que L representa la bobina, C la capacitancia del sistema y R las pérdidas por fugas del sistema (En la práctica, no será posible reducir la corriente de tierra a cero ya que la bobina de Petersen tendrá cierta resistencia). [8][9]

Figura 5. Circuito equivalente para condiciones transitorias durante una falla en un sistema de bobina Petersen [8]

Las bobinas Petersen pueden aplicarse a cualquier sistema de transmisión o red, el nivel de tensión del sistema no es una limitación para su aplicación. Teóricamente, una bobina Petersen es suficiente para proteger todas las partes de un sistema completo que están interconectadas metálicamente. Sin embargo, si el sistema es extenso, es recomendable instalar varias bobinas pequeñas en lugar de una grande.[7]

Las principales ventajas de las bobinas Petersen, por lo tanto, son la eliminación de la mayoría de las fallas a tierra sin la operación de los interruptores automáticos o la interrupción del servicio, la reducción del daño en el punto de falla y los efectos en la comunicación resultantes de la reducción de las corrientes de falla. Las reducidas sobretensiones en comparación con un sistema con neutro aislado, y la reducción del impacto en el sistema causado por fallas a tierra. [10].

2.4. Falla a tierra

Los cortocircuitos monofásicos son provocados por el deterioro o envejecimiento de materiales, problemas mecánicos (tales como la calidad de ramas u objetos), agentes humanos (operación incorrecta de redes, falsas maniobras, entre otros) u otras causas como inundaciones, incendios, vandalismo, choques, etc.

2.4.1.Condiciones de falla a tierra implementando sistemas de gestión del neutro

En condiciones de operación normal el sistema de gestión de neutro no influye en el funcionamiento del sistema, de esta manera no existe un flujo de corriente por el neutro del transformador y las corrientes capacitivas de las fases a tierra son de igual magnitud pero desfasadas 120° entre ellas, la suma de estas corrientes es la corriente capacitiva total del sistema que para este caso es igual a cero.

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En la tabla 2 se muestra un resumen de las diferentes condiciones de operación del sistema en relación al método de puesta a tierra del neutro del transformador durante una falla monofásica.

Tipo de

conexión Condiciones del sistema en falla a tierra

% respecto a falla trifásica Observaciones Neutro aislado de tierra

- La corriente capacitiva de dicha fase se hace igual a cero, mientras que, las corrientes capacitivas de las fases no dañadas aumentan en un 73%.

- IF≈ 3IC de cada fase en condiciones normales de

operación.

- Sobretensiones fase-neutro de un 73% más que en condiciones normales.

Menos del 1%

Esto sumado al crecimiento de la red y el soterramiento de cables, provocan un aumento en las corrientes capacitivas y por ende las de falla, han llevado a que este método no sea tan recomendado en redes MT.

Sólidamente aterrizado

- Corrientes a tierra generalmente altas en orden de kA, esto debido a que está compuesta por la corriente capacitiva de cada fase no dañada y la corriente que circula por el neutro, esta última siendo la más significativa por lo que se puede considerar que la corriente de neutro es igual a la corriente de falla (In = IF)

- Este sistema tiene como ventaja que las fallas son fáciles y rápidas de localizar con el sistema de protecciones de sobre-corriente adecuado.

Varía, puede ser del 100% o

mayor

Este método permite limitar las sobretensiones transitorias tanto en condiciones de falla a tierra como en el caso de descarga atmosférica y por maniobra. Se recomienda para lo siguiente: a) Sistemas de bajo voltaje (600 V y menos)

b) Sistemas de media o alta tensión (por encima de 15 kV)

Neutro con Resistencia

- Utilizando la resistencia de alto valor, las tensiones fase-neutro alcanzan un 73% más de su valor nominal. La corriente de falla resultante considera los valores de la corriente capacitiva total del sistema y la corriente que circula por la resistencia de puesta a tierra. Por otro lado, para el caso de una resistencia de bajo valor, la corriente de falla del sistema está compuesta solo por la corriente que circula por la resistencia.

Alta resistencia Menor al 1%

pero no menor que

3IC0

Se puede implementar con baja impedancia (utilizado en el sistema 600 V y por debajo donde se desea la continuidad del servicio) o alta impedancia

(generalmente se usa en sistemas de 2.4kv a 15kv particularmente donde se conectan grandes máquinas rotativas)

Baja resistencia 20% llegando

a 100A - 1000A

Neutro con Reactancia

- La corriente de falla es de bajo valor y está compuesta solamente por la corriente que circule por la impedancia fija debido a que la corriente capacitiva es despreciable. Este método, limitara sobretensiones solo en el caso que las corrientes monofásicas sean menor al 30% de las corrientes de corto trifásico.

Alta reactancia Usualmente diseñado de un 25% a

100%.

La reactancia de un alto valor no se utiliza debido a sobretensiones excesivas.

Baja reactancia 5% - 20%

Neutro con Reactancia

Móvil (Bobina Petersen)

- Cuando ocurre una falla de una línea del sistema de MT, un voltaje fase-neutro se presenta en los terminales de la impedancia móvil. Esto hace que la corriente inductiva en atraso fluya desde el punto neutro del transformador hacia la falla y posteriormente a tierra. En el mismo momento, una corriente capacitiva en adelanto, proveniente de la capacitancia distribuida de las líneas, fluye a través de las dos fases sanas hacia la falla. De esta manera, tanto la corriente en adelanto como en atraso de anulan debido al ajuste de la impedancia móvil, lo que permite tener una corriente de falla resistiva y de baja magnitud, cerca de los 0 (A).

Corriente de falla en valores cercanos a

cero

Al estar en fase la corriente de falla con el voltaje fase-neutro del sistema se procede la auto-extinción del fenómeno de los arcos eléctricos.

Las sobretensiones que ocurren en este método son de magnitud similar al caso de neutro aislado.

Adaptado para la aplicación en la mayoría de los sistemas industriales y comerciales de media tensión.

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3.

Metodología

El desarrollo del presente trabajo se enfoca en presentar un análisis del comportamiento de la bobina de Petersen móvil en una subestación AT/MT del Sistema de Distribución ENEL CODENSA acorde a las características y requerimientos propios de la red, con parámetro y estándares Nacionales e internacionales, definidos desde la Global Enel, en el que se manifieste una disminución en la corriente de cortocircuito monofásico, analizando el impacto de las sobretensiones que afecten los equipos, con el que se espera que se disminuyan los índices de fallas y la reposición de los equipos por deterioro en su aislamiento.

3.1. Exploración de los modelos propuestos por ENEL

Se procede a realizar una recopilación de las políticas expuestas por la Global ENEL para la implementación de sistemas de gestión de neutro en subestaciones AT/MT, mostrando el comportamiento de los sistemas, las repercusiones, las consideraciones y la manera de calcular e instalar los modelos desde las normativas internacionales y especificaciones técnicas ENEL distribuzione para sus empresas a nivel global, tomando como base y restricción la normativa colombiana y las características propias de la red de Distribución ENEL CODENSA.

3.2. Análisis de estudios previos

Dentro de los datos del proyecto se realizaron ciertos cálculos e investigaciones por parte de la compañía y de la Universidad Nacional, las cuales van a ser analizadas y corroboradas para definir los parámetros faltantes, con el fin de tener todos elementos necesarios, puesto que para el análisis de la implementación de bobina Petersen en las subestaciones se debe tener un registro exacto de los componentes de los circuitos, para el caso del trabajo más precisamente en las S/E Victoria y Tibabuyes

3.3. Caso de estudio: Simulación de Bobina Petersen en la S/E Victoria

Teniendo ya todos los datos de la red de MT se procede a realizar la simulación de la S/E Victoria en el software Digsilent Powerfactory, como primer análisis se calcula la corriente capacitiva de cada uno de los circuitos asociados a los 3 transformadores de la Subestación, mediante una herramienta de análisis de red del programa, con el fin de corroborar los datos, con los esperados teóricamente, una vez estos valores presenten un mínimo error se procede a realizar los siguientes análisis:

• Flujo de carga: para describir el correcto funcionamiento de la simulación, así como los valores de pre falla del sistema

• Cortocircuito Monofásico: Con el fin de describir las máximas corrientes de falla de cada uno de los circuitos sujetos al análisis

• Transitorios Electromagnéticos: En donde se analiza la respuesta transitoria de las sobretensiones y sobrecorrientes de la red a través del tiempo para definir las variaciones que estas puedan sufrir.

Pág. 22 de 88 • Circuito con mayor porcentaje de red subterránea • Circuito con mayor porcentaje de red aérea • Circuito con mayor longitud

Con los datos de sobrecorriente y sobretensión se analiza el impacto de estas en cada uno de los equipos de la red de MT, para describir cuales deben ser probados y/o remplazados.

OBJETIVO I

En esta sección se trabajaran los modelos de gestión del neutro planteados por Enel, teniendo en cuenta las condiciones eléctricas y ambientales de la red en la que se pretende instalar, formas de instalación y diseños con sus respectivas consideraciones de la norma local, así como el ejemplo de la implementación del sistema de bobina Petersen en Italia y el sistema actual que opera para Codensa, para dar cumplimiento al primer objetivo del presente trabajo.

4.

Criterios de selección del sistemas de neutro con impedancia

4.1. Condiciones de operación

Con el propósito de mejorar la calidad del servicio, disminuyendo las fallas monofásicas en la red, el grupo Enel propone la instalación de sistemas de gestión del neutro acorde a las necesidades y características de cada red de MT.

Cada sistema de puesta a tierra debe operar de manera eficiente y satisfactoria en relación a los valores mostrados en la tabla 3.

Infraestructura & Redes Italia Colombia Chile

Frecuencia [Hz] 50 60 50

Nivel de Tensión

del sistema [KV] 20-1 5 34.5-11.4-13.2 23-12 Max altitud [m] <1000 <2650 <1000 Temperatura [°C] -15/40 -5/45 -10/40

Clase SPS

(IEC 60815) d c c

Zona sísmica si si si

Tabla 3 Condiciones de operación [1]

4.2. Sistemas considerados por el grupo Enel

Los sistemas considerados son: a) Resistencia Monofásica

b) Impedancia de conexión a tierra con bobina fija c) Impedancia de conexión a tierra con bobina móvil

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𝐼𝐼𝐶𝐶 = 𝑉𝑉𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛𝑛∗ (0.003𝐿𝐿1+ 0.2𝐿𝐿2) (4)

Donde:

IC= Corriente capacitiva de la línea

Vnom = Tensión nominal entre fases del sistema

L1 = Suma de longitud de alimentadores desnudos conectados a la barra L2 =Suma de longitud de alimentadores aislados conectados a la barra

De acuerdo al nivel de tensión y la magnitud de la corriente capacitiva, se clasifican los métodos de puesta a tierra como se muestra en la tabla 4.

Descripción de sistemas de gestión del neutro _{Hasta 10kV} Corriente capacitiva de falla a tierra [A] _{Hasta 15kV Hasta 20kV}

Resistencia < 30 < 45 < 60

Bobina fija y resistencia 30 – 50 45 - 75 60 -100

Bobina fija y resistencia o bobina móvil y

resistencia (2) 50 – 100 75 – 150 100 – 200

Bobina móvil y resistencia 100 – 150 150 – 225 200 – 300 Bobina móvil, resistencia y bobina fija 150 – 253 225 - 380 300 -420 Bobina móvil, resistencia, bobina fija y TFN (1) _{253-273 380 - 410 420 - 480}

Tabla 4 Criterios de selección [12]

Consideraciones

1) Considerar la utilización del TFN para la implementación de los equipos de gestión a tierra, aun cuando 4 no lo proponga. Sin embargo, este dispositivo es obligatorio cuando:

• Son transformadores AT/MT con centro estrella AT a tierra (Distribución no unificada)

• Es un trasformador AT/MT de 63MVA.

• Con valores de:

- IC > 253A para redes con tensión de hasta 10 kV - IC > 380 A para redes con tensión de 15 kV - IC > 420 A para redes con tensión de 24 kV o más.

• Si no es posible instalar el panel de protección tipo DV 925 A2NCI en el secundario de todos los trasformadores AT/MT de la subestación [12]

2) En el rango donde se puede utilizar tanto el método de impedancia fija como impedancia móvil, se debe elegir preferiblemente la primera alternativa cuando se cumplen las siguientes condiciones:

• No se espera un crecimiento de la red MT en los próximos 5 años que produzca que la corriente capacitiva sea mayor en los siguientes casos:

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• La corriente capacitiva de las dos líneas de MT pertenecen a la misma barra, no supere el 60% de la corriente capacitiva total de dicha barra.

• La red no presenta cambios frecuentes o significativos de naturaleza transitoria que provoque cambios no mayores en la corriente capacitiva

- Para redes de 15-24kV; ∆IC = 20A, con una duración superior a 10h. - Para redes de 10-15kV; ∆IC = 15A, con una duración superior a 10h - Para redes no mayores a 10kV; ∆IC = 10A, con una duración superior a 10h

• Las barras adyacentes reúnen todas las condiciones para la aplicación de la bobina fija (homogeneidad entre las dos barras)

Las evaluaciones anteriores deben llevarse a cabo suponiendo un posible balance de las corrientes de tierra de las dos barras de la subestación primaria (operación que se lleva a cabo simultáneamente a la instalación de la bobina). [12]

3) Respecto a las redes de tensión mayor a 24kv deberá evaluarse la inserción de resistencias y/o bobinas fijas con conexión directa al neutro del transformador AT/MT ya que la especificación actual de TFN alcanza los 24 kV. [12]

4) Cabe resaltar que los valores de corriente a falla monofásica franca a tierra con red neutro aislado IC se calculan utilizando formulas convencionales, los valores reales pueden ser muy diferentes, tanto para la actuación incorrecta de los registros, tanto para la presencia de cables de diferentes tipos con una contribución menor a la misma IC (por ejemplo: cables aéreos), o, por último, la presencia de redes de MT de clientes. [12]

4.3. Sistema de puesta a tierra en Enel Distribuzione (Italia)

La red de MT de Enel Distribuzione parte de la red de AT/MT de subestaciones primarias (Cabinas primarias). El nivel de AT es 132/150 kV y el nivel de MT es 10/15/20 kV

Hasta comienzos del 2000, Enel Distribuzione solía operar el punto neutro de las redes de MT aisladas de la tierra (neutro aislado), pero el marcado incremento en las redes aumento considerable las corrientes de falla a tierra monofásica con los consiguientes efectos negativos sobre los sistemas de puesta a tierra de las subestaciones AT/MT y sus sistemas de protección. Como respuesta a esta coyuntura y a la necesidad de mejorar los indicadores de calidad por exigencias del Regulador italiano, Enel inicia el proyecto de bobinas “Petersen”, dada su implementación se demostró que a nivel de interrupciones, se presenta una reducción considerable en el número de fallas producidas por cortocircuitos monofásicos [2]

En resumen, con la utilización del modelo de puesta a tierra con neutro resonante, se obtuvieron los siguientes beneficios:

 _{La compensación de la corriente de falla disminuye la magnitud de la corriente de falla}

monofásica en las redes de MT y por lo tanto el nivel de interrupciones del servicio por este tipo de falla (apertura del interruptor de cabecera).

 _{El número de recierres automáticos de alta velocidad provocados por las fallas a tierra se}

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experiencias de Enel y otras distribuidoras), lo cual reduce el número de despejes transitorios, reduciendo el mantenimiento de los interruptores de potencia de las subestaciones.

 En condición de falla monofásica en el sistema se puede operar por espacio de horas aun cuando persiste la falla. Con ello se reduce las interrupciones del suministro de la red MT, mejorando en consecuencia los índices de calidad SAIDI y SAIFI.

 El incremento de la tensión después de la extinción del arco es lento lo que disminuye el riesgo de reencendido del arco.

 Se reducen los daños en los equipos por efectos térmicos y mecánicos ante la Icc.[2]

4.4. Sistema de puesta a tierra en Enel - Codensa

La evolución del sistema de distribución de CODENSA lo ha llevado a tener un sistema sólidamente aterrizado, el cual le ha ofrecido las siguientes ventajas:

 _{Selectividad y sensibilidad de los relés de protecciones de cortocircuito a tierra}

 _{Evitar la ferro-resonancia: los transformadores de tensión en una red con neutro aislado pueden,}

bajo determinadas circunstancias, estar sujetos a sobre tensiones elevadas debido a este fenómeno, al entrar en oscilación su reactancia (no lineal) con la capacitancia parasita a tierra de la red.

 Reducir las sobretensiones: la puesta a tierra permite controlar y reducir las sobretensiones de la red.

 Seguridad de las personas ante contactos directos e indirectos.[2]

4.5. Diseño e implementación

Los modelos trabajados para las S/E Tibabuyes y Victoria está basado en los estudios previamente analizados y serán: resistencia e impedancia móvil (bobina Petersen) respectivamente. [17]

4.5.1.Resistencia monofásica

El método de resistencia de bajo valor óhmico puesto a tierra en el neutro de la red MT limita la corriente a un valor entre 1A y 1000A, dependiendo de la especificación técnica y con una duración máxima de 10 segundos.

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Figura 6. Diagrama unifilar de la conexión de resistencia a neutro en dos transformadores [1]

Para el diseño se deben considerar como referencia las siguientes dimensiones máximas: 1,5 m x 1,8 m y 2 m de altura, la resistencia debe disponer de una carcasa adecuada para la instalación en la intemperie y cuya construcción no permita un estancamiento de agua en condiciones de lluvia. En la figura 7 se pueden observar la vista superior donde se delimita el área necesaria para la instalación de 2 resistencia, dicha zona contempla la implementación actual y futura en caso de crecimiento y una posible implementación de sistemas que incorporen impedancias de conexión a tierra, teniendo en cuenta que la base o fundición debe cumplir los requisitos sísmicos y ambientales mostrados en la tabla 3. [1]

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En la figura 8 se observa la vista frontal de la instalación de la resistencia de puesta a tierra conforme al diagrama unifilar de la figura 6 y las dimensiones de la figura 7.

Figura 8. Resistencia de puesta a tierra instalada de acuerdo al unifilar de la conexión de la especificación DT1110. [1][18]

4.5.2. Reactancia móvil (Bobina Petersen)

El sistema consisten en un reactor entre el neutro de un trasformador y tierra, para su implementación se utiliza como referencia la especificación técnica de Enel distribuzione Italia DT1096. Según indicaciones de las especificación, puede ser instalada en redes cuya tensión no supere los 24kv y una corriente de breve duración (10 min) entre 225 y 300 A. [19]

Lo que se refiere a la parte de potencia, tiene el esquema básico que se muestra en la figura 9, donde la resistencia RP aparece conectada directamente en paralelo con la reactancia XL; XL es una reactancia idealmente inductiva; RS es la resistencia de la serie equivalente de dos polos vista en los terminales 1U y T con CRP abierto (excluyendo la resistencia RP). [19]

Figura 9. Principio - Bobina móvil [19]

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Figura 10. Esquema de la solución constructiva de la bobina móvil según especificación DT1096 [19]

RS indicado en la Figura 10 viene dado por la contribución debida al reactor más el factor R'S. El valor de R'S viene dado por R'S1 o por R'S1 + R'S2 dependiendo del valor de la reactancia. El reactor sumergido en aceite está contenido en un caso especial; las resistencias R'P, R'S1 y R'S2 están contenidas en una carcasa de metal que es distinta y está acoplada mecánicamente a la carcasa del reactor; El CT en aire debe estar contenido preferiblemente en la caja de centralización para los circuitos auxiliares.

La impedancia con bobina móvil debe estar diseñada para funcionar con el analizador de neutro (DAN) y con el dispositivo de monitoreo de condición de aislamiento (DMCI), cuyas características se definen en las especificaciones técnicas respectivas. Las ubicaciones alternativas a las indicadas en esta especificación deben ser evaluadas y aprobado por ENEL. [19]

Las dimensiones de referencia para el diseño son de 2,5 x 2,5 m y una altura de 3 m y cuenta con dos áreas definidas por su medio de aislamiento, complejo en aceite donde la carcasa metálica debe estar construida de tal manera, que evite la acumulación de aguan en la zona exterior y de gas en la zona interior, todas las superficies internas en contacto con el aceite deben estar protegidas con pintura resistente al aceite con una temperatura máxima de 100°C y complejo en aire, en donde las resistencias internas debe estar protegidas con una carcasa metálica capaz de soportar las condiciones climáticas en la intemperie. [1]

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Figura 11. Diagrama unifilar de la bobina móvil, de acuerdo a la especificación DT1096.

Para la conexión física se debe tener en cuenta que se debe realizar por medio de un cable aislado subterráneo que accede por la parte inferior de la impedancia, además si se utiliza la conexión directa al neutro se recomienda instalar una resistencia en paralelo a cada bobina. Para la conexión entre la impedancia y la malla a tierra de la subestación se realizará mediante un cable desnudo capaz de soportar las corrientes de falla asociadas y a la vez 2 conexiones de manera independiente. [1]

4.5.2.1.Transformador formador de neutro

El transformado formador de neutro cumple la función de realizar físicamente en punto neutro o centro de la estrella del transformador en la red de MT para conectarlo a tierra. Para su implementación se toma como referencia la especificación técnica DT 1095, respecto a las características constructivas deben estar de acuerdo a la norma IEC 60076-5. De Enel distribución Italia. El cual se aplica en redes MT de hasta 24kV y corriente nominal de neutro de breve duración (10 min) hasta 500A.

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Figura 12. Esquema de conexión TFN [20]

El diagrama unifilar donde se observa la conexión de la bobina al neutro del transformador se AT/MT mediante el TFN se muestra en la figura 13.

Figura 13. Diagrama unifilar de bobina móvil conectada a través de TFN [1][20]

OBJETIVO II

En esta sección se analiza los estudios realizados previamente por la compañía así mismo como los datos previos del proyecto, realizando una verificación de la información, la cual tiene como fin definir los datos faltantes para el óptimo estudio de gestión del neutro en las S/E del grupo Enel, primordialmente en las S/E Victoria y Tibabuyes.

5.

Subestación Victoria

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Figura 14. Ubicación de la S/E Victoria

La S/E Victoria es una subestación de distribución, la cual cuenta con dos barras energizadas a 34,5KV y 11,4kV. El diagrama Unifilar de la subestación se puede observar en la figura 15, La tabla 5 se muestra un resumen de la disposición de la misma.

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Nivel de Tensión Trasformador Circuitos asociados 34,5KV Tridebanado ABB 15MVA (R1) Circuito 1 (VI11R) _{Circuito 2 (VI12R)}

11.4KV

TOSHIBA 30MVA (D1)

Circuito 11 (VI1) Circuito 12 (VI12) Circuito 13 (VI13) Circuito 14 (VI14) Circuito 15 (VI15) Circuito 16 (VI16) Circuito 17 (VI17) Circuito 18 (VI18) Circuito 19 (VI19)

TOSHIBA 30MVA (D2)

Circuito 21 (VI21) Circuito 22 (VI22) Circuito 23 (VI23) Circuito 24 (VI24) Circuito 25 (VI25) Circuito 26 (VI26) Circuito 27 (VI27) Circuito 28 (VI28) Circuito 29 (VI29)

SIEMENS 30MVA (D3)

Circuito 31 (VI31) Circuito 32 (VI32) Circuito 33 (VI33) Circuito 34 (VI34) Circuito 35 (VI35) Circuito 36 (VI36) Circuito 37 (VI37) Circuito 38 (VI38)

Tabla 5 Resumen diagrama unifilar S/E Victoria

5.1. Características de los circuitos asociados

En la tabla 6 se puede observar las características de los circuitos de la S/E victoria.

Alimentador Tensión _nominal Líneas desnudas _[km] % Red subterránea _[km] % Red Total _[km] VI12 11,4 5,081 84% 0,947 16% 6,028 VI13 11,4 12,961 77% 3,813 23% 16,775 VI14 11,4 0,000 0% 2,130 100% 2,130 VI15 11,4 6,771 59% 4,709 41% 11,480 VI16 11,4 9,465 80% 2,439 20% 11,904 VI17 11,4 2,647 62% 1,597 38% 4,244 VI18 11,4 4,474 79% 1,172 21% 5,646 VI21 11,4 10,674 86% 1,731 14% 12,405 VI22 11,4 11,450 91% 1,173 9% 12,623 VI23 11,4 4,377 81% 1,042 19% 5,420 VI24 11,4 11,835 93% 0,894 7% 12,729 VI25 11,4 6,853 90% 0,803 10% 7,656 VI26 11,4 7,340 64% 4,070 36% 11,409 VI27 11,4 11,750 92% 1,041 8% 12,790 VI28 11,4 2,338 65% 1,269 35% 3,607 VI31 11,4 7,205 93% 0,549 7% 7,754 VI33 11,4 5,518 75% 1,795 25% 7,313 VI34 11,4 10,816 85% 1,942 15% 12,757 VI35 11,4 3,472 61% 2,251 39% 5,723 VI36 11,4 1,412 55% 1,142 45% 2,554 VI37 11,4 10,230 69% 4,637 31% 14,866 VI11R 34,5 46,116 98% 0,856 2% 46,973 VI12R 34,5 7,446 97% 0,205 3% 7,650

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6.

Subestación Tibabuyes

La S/E Tibabuyes ubicada al noroccidente de la ciudad de Bogotá D.C, como se muestra en la figura 16, es alimentada por tres S/E del anillo de 115kV de la zona Bogotá.

Figura 16. Ubicación de la S/E Tibabuyes

La S/E Tibabuyes es una subestación de distribución, la cual cuenta con una barra energizada a 11,4kV. El diagrama Unifilar de la subestación se puede observar en la figura 17, La tabla 7 se muestra un resumen de la disposición de la misma.

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Nivel de Tensión Trasformador Circuitos asociados

11.4KV

ABB 30MVA (D1)

Circuito 12 (TB12) Circuito 13 (TB13) Circuito 14 (TB14) Circuito 15 (TB15) Circuito 16 (TB16) Circuito 17 (TB17) Circuito 18 (TB18) Circuito 19 (TB19)

SIEMENS 40MVA (D2)

Circuito 21 (TB21) Circuito 22 (TB22) Circuito 23 (TB23) Circuito 24 (TB24) Circuito 26 (TB26) Circuito 27 (TB27) Circuito 28 (TB28) Circuito 29 (TB29)

SIEMENS 40MVA (D3)

Circuito 31 (TB31) Circuito 32 (TB32) Circuito 33 (TB33) Circuito 35 (TB35) Circuito 36 (TB36) Circuito 37 (TB37) Circuito 38 (TB38) Circuito 39 (TB39)

Tabla 7 Resumen diagrama unifilar S/E Tibabuyes

6.1. Características de los circuitos asociados

En la tabla 8 se puede observar las características de los circuitos de la S/E Tibabuyes.

Alimentador Tensión _nominal desnudas Líneas [km] Red subterránea [km] Longitud total [km] TB12 11,4 1,008 5,524 6,532 TB13 11,4 2,778 10,081 12,859 TB14 11,4 8,036 2,665 10,701 TB15 11,4 6,537 10,719 17,256 TB17 11,4 5,250 1,106 6,356 TB18 11,4 7,459 3,859 11,318 TB19 11,4 0,000 4,063 4,063 TB21 11,4 5,293 4,922 10,216 TB22 11,4 2,419 2,946 5,365 TB23 11,4 7,476 3,991 11,466 TB24 11,4 6,470 2,502 8,971 TB26 11,4 8,174 4,512 12,687 TB27 11,4 9,211 1,489 10,700 TB28 11,4 1,548 19,392 20,940 TB29 11,4 6,659 5,928 12,587 TB31 11,4 4,685 3,045 7,731 TB32 11,4 4,131 4,105 8,236 TB33 11,4 3,796 1,058 4,854 TB35 11,4 9,398 5,361 14,759 TB36 11,4 3,338 2,263 5,601 TB37 11,4 5,645 1,463 7,107 TB38 11,4 8,795 1,249 10,044 TB39 11,4 5,463 2,059 7,522

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7.

Estudios Previos

7.1. Parámetros previos

7.1.1.Conductores

Para calcular los parámetros de capacitancia e impedancia de secuencia cero de los conductores de la base de datos se diseñó por parte del grupo de diseño de la red de Enel una simulación en ATP, en donde es posible determinar estos valores tomando disposiciones físicas existentes de cada configuración de red, dependiendo si esta es aérea o subterránea. Los parámetros necesarios para realizar el análisis son: definir el modelo de la red, las características de la misma, el conductor asociado, y de este su radio y resistencia AC.

A continuación se observa el proceso para el cálculo de la capacitancia de secuencia cero del conductor 1 AWG ACSR SEMIAISLADO:

1. En el modelo creado para ese tipo de red (red aérea), se selecciona la disposición física de los conductores, su radio y su resistencia tomado de catálogos de proveedores, en la figura 18 se muestra la interfaz gráfica de la simulación.

Figura 18. Simulación conductor ATP [21]

2. Se ejecuta la opción “line check” en donde se mostraran los parámetros de la red dependiendo de la frecuencia seleccionada, tal como se observa en la figura 19.

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3. Teniendo la solución, se nos muestra que la capacitancia de secuencia cero es de 0.0032 uF/km.

4. Este proceso es el mismo para los demás conductores.

7.1.2.Transformadores

En la tabla 9 se observa las características eléctricas y tipo de conexión de los transformadores de las subestaciones Victoria y Tibabuyes.

VICTORIA

Trato Conexión Potencia - Fabricante Perdidas en cobre Tensión de c.c D1 115/11.4 kV YNyn0 30 MVA - Toshiba 89,178 kW 13,38% D2 115/11.4 kV YNyn0 30 MVA - Toshiba 89,178 kW 13,38% D3 115/11.4 kV YNyn0 30 MVA - Siemens 95,643 kW 14,35% R1 115/34.5 kV YNyn0 15 MV - ABB 58,427 kW 7.8%

TIBABUYES

Trato Conexión Potencia - Fabricante Perdidas en cobre Tensión de c.c D1 115/11.4 kV YNyn0 30 MVA - ABB --- 9,64% D2 115/11.4 kV YNyn0 40 MVA - Siemens 37,5 kW 10,86% D3 115/11.4 kV YNyn0 40 MVA - Siemens 37,5 kW 10,86%

Tabla 9 Datos de transformadores

7.2. Estudios Universidad Nacional

La Universidad Nacional modelo los equivalentes de las S/E Victoria y Tibabuyes en ATP usando en el caso de las líneas de alta tensión un modelo LCC con base en las configuraciones geométricas; las redes de media tensión se simularon teniendo en cuenta el diámetro del conductor, el espesor del aislamiento y apantallamiento (si es que la línea lo posee), separación, altura o profundidad) y posición de los conductores energizados y la conductividad y demás propiedades electromagnéticas de cada uno de los conductores, cable de guarda o mensajero que posee la red. [17]

En los modelos de las líneas subterráneas en ATP, se aterrizaron cada una las pantallas, a través de una resistencia que representa el equivalente del sistema de puesta a tierra conectado a la pantalla en cada punto del sistema. [17]

Para llevar a cabo el estudio de sobretensiones, seleccionaron dos circuitos típicos, los cuales están conformados principalmente por una mayor longitud de conductor aéreo o subterráneo en el alimentador principal.

En los diferentes cálculos se presentó una sobretensión transitoria máxima alrededor de 12,5kV por lo cual la conclusión fue que se debe analizar los equipos que podrían verse afectados por las sobretensiones que se presentan en la subestación y en la red por eventos de cortocircuito.

En su análisis para resistencia de puesta a tierra concluyeron que: