INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
“PROTECCIÓN CON RELEVADORES MICROPROCESADOS DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN REM-73B10-MOS DE 85 kV”
TESIS
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:
INGENIERO ELECTRICISTA
PRESENTAN:
LUIS ÁNGEL PEREYRA MARTÍNEZ JOSÉ ROBERTO ZEPEDA PAREDÓN
ASESORES:
ING. FRANCISCO JAVIER PALACIOS DE LA O
ING. ERNESTO ADOLFO NIÑO SOLÍS
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Agradecimientos
J. Roberto Zepeda Paredón
A mi madre, por estar en todo momento con migo, fuese de día o de noche, en los buenos y malos momentos, por preocuparse y al mismo tiempo apoyarme para seguir adelante en cada paso, por no dejarme caer cuando las cosas se ponían más difíciles en cado paso, gracias por tanto cariño que siempre me has dado, que ha sido lo más importante para mí y que gracias a eso siempre he logrado superarme, muchas gracias, esto te lo dedico a ti; TE AMO.
A mi padre, por ser siempre el ejemplo de esfuerzo y dedicación a seguir, por enseñarme a no conformarme nunca con lo ya obtenido y siempre ir por más para ser mejor cada día, gracias por guiarme por el buen camino, por darme la oportunidad de tener una carrera profesional y darme una educación con valores ya que gracias a eso en este momento logro terminar mi carrera de buena forma, este triunfo en mi vida te lo dedico a ti.
A mis hermanas, por ser una de las partes más importantes en mi vida, por ser ejemplos para mí, por su apoyo incondicional en cualquier momento, por sus consejos de superación, por su apoyo en momentos difíciles para mí, gracias por estar con migo significan mucho para mí.
A mis asesores, gracias por el apoyo brindado para la elaboración de este trabajo, por sus consejos, paciencia, su tiempo y por todas las enseñanzas que son de gran ayuda para mi desarrollo profesional.
A los ingenieros en la CFE, Ing. Carlos Vaca, Ing. Juventino, Ing. Gonzalo, Ing. Urresti, gracias por el apoyo brindado en el desarrollo de mi servicio social, así como los consejos dados.
Al Instituto Politécnico Nacional, por aceptarme en esta casa de estudios, que es la más grande e importante de todo México en el área de Ingeniería.
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Agradecimientos
Luis A. Pereyra Martínez
A Dios; Gracias por permitirme la vida, y concederme estos años para poder formarme como un hombre de éxito pese a grandes retos que la vida me puso en el camino, que sin duda alguna fueron difíciles y fortalecieron mi espíritu.
A mí espíritu; Por haber tenido las agallas y el coraje para ser un hombre de bien y con un futuro próspero en la vida.
A mis padres; Gracias por creer en mí y darme la oportunidad y el apoyo para cumplir, por ahora, con el logro más importante de mi vida, que es mi formación profesional.
A mis tíos; Gracias a ustedes por permitirme formar parte de su hogar y darme afecto de familia, que sin duda alguna fue el impulso para lograr este éxito en mi vida.
A ti Lizbeth; Gracias por tu amor y la confianza que me brindaste en el último año de mi carrera profesional, porque has creído y confiado en mí.
A mis asesores; Gracias a mis asesores los ingenieros Francisco Javier Palacios De La O y Ernesto Niño Solís, por el apoyo brindado para la realización de este trabajo de titulación.
A los ingenieros; Gracias al Ingeniero Carlos Vaca Jiménez y al Ingeniero Juventino Andrés Flores por el apoyo brindado durante la estancia de servicio social en la CFE.
Al IPN y a la ESIME ZACATENCO; Gracias por haberme dado la oportunidad de formar parte de esta gran casa de estudios, porque gracias a los profesores de cada materia impartida en esta casa he logrado llevar con migo los conocimiento necesarios para volverme un hombre de éxito en la vida, gracias por darme la oportunidad de ser reconocido como un politécnico.
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Resumen
Los sistemas eléctricos de potencia han tenido una gran evolución en cuanto a su tecnología para formar las distintas redes que lo integran. Cada vez más la importancia de que una red no salga de servicio es un tema que en la actualidad se le da mucha importancia.
Es por esto que en la presente tesis se analiza la importancia de contar con un esquema de protección confiable incorporado a las líneas de trasporte de energía. En el desarrollo de este tema se presenta la aplicación de los relevadores de protección de líneas, esto para garantizar que la línea salga de servicio en cuanto detecte una falla y esta no perdure en falla y pueda repercutir en el funcionamiento del resto de los equipos.
Aquí se analizara la protección a una línea de subtransmisión eléctrica de 85 kV, que interconecta directamente a las subestaciones Remedios y Morales, esta línea trasporta una capacidad total de 250 MVA, y cabe mencionar que la línea no solo alimenta a la subestación Morales, además alimenta de energía eléctrica a las subestaciones; Verónica, la huasteca, Colgate, a la Secretaria de la Defensa Nacional y a la subestación Hipódromo es una línea que suministra energía a varias subestaciones importantes por lo que el sistema de protección debe ser lo suficientemente confiable para garantizar el suministro de energía a los usuarios.
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Índice
Objetivos ... 8
Objetivo General ... 8
Objetivos Específicos ... 8
Justificación ... 9
Introducción ... 10
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ... 13
1.1. El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) ... 14
1.2. Fallas en el SEP ... 14
1.2.1. Tipos de Fallas en el SEP ... 15
1.3. Causas de Falla del Equipo de Protección ... 18
1.4. Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección ... 19
1.5. Organismos nacionales encargados de la Normalización Vigente para el SEP ... 19
1.6. Niveles de Tensión Normalizados ... 21
CAPÍTULO 2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA ... 23
2.1. Definición ... 24
2.2. Tensión de Operación de las Líneas de Subtransmisión ... 24
2.3. Constitución de las Líneas de Subtransmisión ... 24
2.3.1. Hilo de Guarda ... 25
2.3.2. Estructura de Líneas de Subtransmisión ... 25
2.3.3. Número de Circuitos ... 26
2.4. Densidad de Descargas Atmosféricas por Año (Isodensidad) ... 26
2.5. Claro entre Torres ... 27
2.6. Coordinación de Aislamiento ... 28
2.6.1. Determinación del Aislamiento ... 30
2.7. Transformadores de instrumentos ... 31
2.7.1. Transformadores de Corriente (TC) ... 32
2.7.2. Transformadores de Potencial (TP) ... 34
2.8. Sistema de Protección ... 36
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2.8.2. Relé diferencial de Línea (87L) ... 37
2.8.3. Relé de Distancia (21) ... 38
2.8.4. Relé de Distancia de Comunicación ... 39
2.9. Características de un Sistema de Protección ... 39
2.9.1. Protección Primaria y Protección de Respaldo ... 41
2.10. Esquemas Normalizados de Protección ... 42
CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA REM-MOS ... 53
3.1. Características Generales de la Línea de REM-MOS ... 54
3.2. Características Generales de la Subestación Eléctrica Remedios ... 58
3.3. Características Generales de la Subestación Eléctrica Morales ... 62
3.4. Cálculo de la Corriente de Falla de Corto Circuito Monofásica y Trifásica de la Línea. ... 66
3.5. Protecciones de la Línea REM-MOS ... 73
3.5.1. Calculo del Transformador de Potencial (TP) ... 76
3.5.2. Calculo del Transformador de Corriente (TC) ... 76
3.6. Relevador de Distancia (21) y Direccional 67 (SEL-421). ... 77
3.7. Relevador Diferencial 87L (SEL 411L) y (GE-L90) ... 82
3.8. Ajuste de los Relevadores ... 86
3.9. Curva Tiempo-Corriente ... 90
3.10. Diagrama Trifilar de las Protecciones de la Línea ... 91
CAPÍTULO 4. ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO ... 92
4.1. Características Técnicas de los Relevadores SEL-411 y GE-L90 ... 93
4.1.1. Relevador SEL-411L ... 93
4.1.2. Relevador GE-L90 ... 94
4.2. Costo de los relevadores empleados en la línea ... 95
4.3. Energía dejada de vender en un tiempo de perturbación de la línea ... 97
CONCLUSIONES ... 98
BIBLIOGRAFÍA ... 99
ANEXOS ... 101
ANEXO 1.-ÍNDICE DE FIGURAS... 102
ANEXO 2.-ÍNDICE DE TABLAS ... 104
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Objetivos
Objetivo General
Análisis de la protección con relevadores a una línea de subtransmisión de 85 kV en operación.
Objetivos Específicos
Calculo del corto circuito monofásico y trifásico de la línea de 85 kV.
Causas que originan las fallas en las líneas de transporte de energía
Principio de operación de los relevadores de protección.
Comparación técnica de los relevadores SEL y GE
Análisis técnico-económicos de los relevadores empleados en base a su comparación técnica.
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Justificación
Se pretende en el presente trabajo corroborar y expandir los conocimientos adquiridos durante la carrera, en cuanto a los sistemas de protección para las líneas de subtransmisión, llevando la teoría a lo real, para esto, se pretende analizar una línea de subtransmisión real, que esté operando en el Sistema Eléctrico Nacional, de manera ordinaría.
La línea seleccionada es la que va de la subestación eléctrica REMEDIOS a la subestación eléctrica MORALES (REM-MOS), con la intensión de verificar el comportamiento de la protección de estas líneas de subtransmisión, se pretende realizar el análisis para la selección de los elementos de protección.
Cabe mencionar que los dos circuitos de la línea son; 73B10-MOS y REM-73B20-MOS, de los cuales uno se encuentra protegido con un relevador de marca SEL, y el otro circuito tiene un relevador marca General Electric (GE), como protección principal.
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Introducción
Los centros de consumo y la creación nueva de los mismos originan que los sistemas de potencia aumenten su capacidad. A menudo, las centrales generadoras se ubican en zonas alejadas de los centros de consumo, esto ocurre por un conjunto de razones técnicas, económicas y ambientales. Esto obliga a la generación de grandes cantidades de energía eléctrica, a la utilización de tensiones elevadas para transportar la energía eléctrica y por consecuencia a la construcción de líneas de transmisión eléctrica, que paulatinamente dan origen a redes de gran tamaño.
La confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia es la habilidad que tiene este para proveer energía eléctrica a los principales puntos de utilización en la cantidad requerida y con nivel aceptable de calidad y seguridad.
La confiabilidad de los sistemas eléctricos es una necesidad que se inició desde hace mucho tiempo, pero en los últimos años se le ha dado mucha importancia porque algunos clientes de energía eléctrica requieren para sus cargas, sistemas de suministro eléctrico con una continuidad casi perfecta. La Confiabilidad es un tema que siempre se ha mezclado con la Calidad de la Energía. En los últimos años se está presentando una creciente necesidad de los clientes de suministro eléctrico por una onda de tensión casi pura, y el uso creciente de cargas de equipos electrónicos delicados, en donde las impurezas en la forma de onda de tensión y corriente así como las interrupciones en el suministro eléctrico reducen la confiabilidad de las redes eléctricas.
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Cuando se produce una falla las magnitudes asociadas al SEP alcanzan valores situados fuera de sus rangos nominales de funcionamiento y determinadas áreas del sistema pueden pasar a operar en condiciones desequilibradas, con el riesgo que ello conlleva para los diferentes elementos que lo integran. En caso de no tomar ningún tipo de medida en contra, la falla se propagaría a través de la red y sus efectos se irían extendiendo. Como consecuencia de esto, importantes zonas de la red podrían quedar a llegar fuera de servicio y la calidad del suministro se resentiría, incluso en zonas alejadas del punto en que produjo la falla.
Tanto por razones técnicas como económicas, es imposible evitar que se produzcan fallas. El diseño de un sistema eléctrico de potencia debe contemplar el hecho de que van a producirse fallas de manera aleatoria e inesperada, por lo que es necesario dotarlo de los medios adecuados para su tratamiento. Por esta razón, los SEP incorporan un sistema de protección que tiene por objetivo minimizar los efectos derivados de los diferentes tipos de fallas que pueden producirse.
La actuación del sistema de protección va encaminada, por tanto, a mantener tanto la calidad como la continuidad del servicio, intentando que ambas características se resientan mínimamente durante un tiempo mínimo. Independientemente del punto en que se produzca la falla, la primera reacción del sistema de protección es la desconectar la red en falla, para impedir que la falla se propague y disminuir el tiempo de permanencia bajo esfuerzo extremos de los equipos más directamente afectados. La desconexión de la red en falla mediante interruptores automáticos de potencia origina un transitorio que, asimismo, puede implicar una serie de alteraciones como sobretensiones, descompensaciones entre generación y consumo como cambio de la frecuencia, tensión, corriente etcétera.
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Este equipo de protección por relevadores esta ayudado, en esta tarea, por interruptores que son capaces de desconectar el elemento defectuoso cuando el equipo de protección se los manda. Estos interruptores están localizados de tal manera que cada generador, transformador, barra colectora, línea de transmisión, etc. Pueda desconectarse por completo del resto del sistema. Estos interruptores deben tener la capacidad suficiente para que puedan conducir momentáneamente la corriente máxima de cortocircuito que puede fluir a través de ellos, e interrumpir entonces esta corriente; deben soportar también el cierre de un corto circuito semejante e interrumpirlo de acuerdo con ciertas normas prescrita. Los fusibles se emplean donde los relevadores de protección y los interruptores no son justificables económicamente
Si se desea una protección adecuada para un sistema de potencia, debe considerarse también el tamaño del sistema para determinar la corriente de corto circuito y poder seleccionar la capacidad interruptiva adecuada de los interruptores. La capacidad de interrupción debe ser lo suficientemente alta para interrumpir la máxima corriente de corto circuito que el sistema de potencia puede hacer circular.
Una función secundaria de la protección por relevadores es indicar el sitio y el tipo de la falla. Dichos datos no solo ayudan en la reparación oportuna, sino que también por comparación con las observaciones humanas y con los registros automáticos, proporcionan medios para el análisis de la eficacia de la prevención de las fallas y las características que incluye la protección por relevadores.
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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL SISTEMA
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1.1.
El Sistema Eléctrico de Potencia (SEP)
Desde el punto de vista de operación de sistemas eléctricos, se puede considerar a grandes rasgos que este está formado por tres etapas operativas:
Sistema Eléctrico
Control
Protección
En la primera etapa se consideran los elementos del sistema eléctrico que se encargan de la generación, transmisión y distribución de la energía. El segundo proceso es el referente al control de la energía, se encarga de la variación de los factores eléctricos tales como frecuencia, nivel de tensión, flujo de potencia, dentro de los parámetros de seguridad y economía del sistema completo, consiste en un gran número de elementos jerarquizados y centralizados. Por último se encuentra el equipo de protección que se caracteriza por su velocidad de operación, este equipo actúa para abrir o cerrar interruptores que modifican la topología del sistema eléctrico.
1.2.
Fallas en el SEP
Las Fallas en el SEP determinan la apertura de los interruptores correspondientes a la zona donde se ha producido la falla. Estas son las fallas operacionales; pero, el sistema de protección también puede producir la apertura indeseada de los interruptores sin que se haya producido una falla real en el sistema eléctrico. De manera similar, existen causas accidentales que determinan aperturas indeseadas, por lo que se puede establecer la siguiente categorización de las fallas por su origen:
a) Fallas No Controlables
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b) Fallas Controlables
1. Falla del Equipo de Protección (FEPr) 2. Fallas Humanas (FH)
3. Fallas por Acción de Terceros (FAT) 4. Fallas No Identificadas (FNI)
1.2.1.
Tipos de Fallas en el SEP
En sistemas aterrizados pueden ocurrir fallas como las siguientes: a) Una fase a tierra (1Ø -T)
b) Entre fases (2Ø)
c) Dos fases a tierra (2Ø-T) d) Trifásica (3Ø)
e) Trifásica a tierra (3Ø-T)
Al ocurrir cualquiera de estas fallas en una línea de trasmisión se producirán tensiones y corrientes de cortocircuito. Por consiguiente habrá relevadores de distancia destinados a proteger las líneas contra fallas que no involucren la tierra (fallas 2Ø y 3Ø) y que se conocen como relevadores de distancia de fase. Los relevadores que protegen las líneas contra fallas a tierra se denominan relevadores de distancia de tierra.
1.2.1.1.
Falla Monofásica
Las fallas monofásicas a tierra se caracterizan, por presentar afectación en una sola de las fases del sistema de potencia, las otras dos fases no se ven afectadas y por tanto el flujo de potencia por estas continúa fluyendo sin mayores implicaciones, ver figura 1.
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objetos extraños en la línea de transmisión (árboles, cometas, fuego bajo la línea, entre otros) o por contacto directo del conductor con suelos poco conductivos, presentan una impedancia de falla con valores superiores a los 10 Ohms, lo que hace que en ocasiones y dependiendo de las condiciones del sistema donde se presenta, no sean vistas como falla sino como una carga en el sistema de potencia.
FIGURA.- 1 Diagrama esquemático de una falla de fase a tierra
1.2.1.2.
Falla entre Dos Fases
En este tipo de fallas a diferencia de la monofásica se presenta cuando se ponen en contacto de alguna u otra forma dos fases cualesquiera de la línea de trasmisión, ver figura 2.
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1.2.1.3.
Falla entre Dos Fases a Tierra
En ésta sucede lo mismo que en la anterior con la salvedad que también entra en contacto la tierra.
FIGURA.- 3 Diagrama esquemático de una falla entre dos fases de la línea a tierra
1.2.1.4.
Falla Trifásica
Sucede cuando se ponen en contacto las tres fases en un mismo punto del sistema. Es el corto circuito más severo en la mayoría de los casos, ver figura 4.
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1.2.1.5.
Falla Trifásica a Tierra
Esta falla se presenta cuando se ponen en contacto las tres fases y tierra en un mismo punto del sistema aunque este tipo de falla suele ser muy raro en los sistemas puede llegar a darse, ver figura 5.
FIGURA.- 5 Diagrama esquemático de una falla trifásica a tierra.
1.3.
Causas de Falla del Equipo de Protección
La operación incorrecta de la protección se debe a diversas causas que se deben investigar con la finalidad de mejorar su comportamiento. Las causas pueden ser clasificadas para identificar en lo posible a aquellas que son inherentes a los mismos equipos. Por tal motivo, se debe diferenciar lo siguiente:
a) Falla de Diseño (FD), Es una aplicación inapropiada de la protección: Por ejemplo, usar un relé que no es direccional en una red que opera en anillo.
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c) Falla Durante la Instalación o el Mantenimiento (FDI), Se refiere a conexiones erradas en la instalación. También cuando el relé no fue calibrado con los ajustes establecidos en los cálculos previos.
d) Falla en el Cálculo de Ajuste (FCA), Corresponde a un ajuste proveniente de un cálculo errado.
De acuerdo a lo definido, se puede establecer la siguiente fórmula:
F = FD + FE + FDI + FCA Ec….1
1.4.
Índice de Confiabilidad del Sistema de Protección
Para evaluar la confiabilidad de una protección se puede usar la probabilidad de una operación correcta que será la ecuación 2:
Pc =Nc+NiNc Ec….2 Dónde:
Pc = Índice de desempeño de la protección
Nc = Número de eventos con operación correcta de la protección. Ni = Número de eventos con operación incorrecta de la protección.
1.5.
Organismos nacionales encargados de la
Normalización Vigente para el
SEP
En la actualidad, la competitividad de un mundo globalizado exige cada vez mejores productos, ante esta realidad el sector eléctrico no es ajeno.
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de clientes con un 88% se ubica en el sector doméstico y 12 % en el sector industrial.
La calidad de la energía participa de manera sustantiva en la modernización del sector eléctrico y de la industria, por lo que el definir los estándares y características del producto es indispensable. Así mismo, es relevante que el cliente del servicio eléctrico, entienda las características del producto y su compromiso al adquirirlo; de tal forma que sean conscientes y tengan el aliciente de usar la información para proteger adecuadamente sus equipos y minimizar el impacto de los distintos fenómenos que se presentan en la red eléctrica.
Dentro de los órganos nacionales encargados de normalizar los estándares de calidad de la energía, entre los más importantes se encuentran los siguientes:
a) El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) garantiza que la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) brinde seguridad, calidad y economía del suministro de la red de energía eléctrica.
b) La secretaria de energía (SENER) tienes como misión conducir la política
energética del país, dentro del marco constitucional vigente, para garantizar el suministro competitivo, suficiente, de alta calidad, económicamente viable y ambientalmente sustentable de energéticos que requiere el desarrollo de la vida nacional.
c) El reglamento de la ley del servicio público de energía eléctrica (RLSPEE)
en su artículo 18 establece que el suministrador deberá ofrecer y mantener el servicio en forma de corriente alterna en una, dos o tres fases, a las tensiones alta, media o baja, disponibles en la zona de que se trate, observando lo siguiente:
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2) Que las tolerancias en la alta, media o baja tensión no excedan de diez por ciento en más o en menos y tiendan a reducirse progresivamente.
d) La Comisión Reguladora de Energía (CRE) es el organismo regulador del
sector eléctrico. Su objetivo fundamental es promover el desarrollo eficiente de las actividades tales como el suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del servicio público; la generación, exportación e importación de energía eléctrica que realicen los particulares; la adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público y los servicios de conducción, transformación y entrega de esta energía entre entidades que tienen a su cargo el servicio público, y entre éstas y los titulares de permisos para la generación, exportación e importación de energía eléctrica. Todas estas actividades están dirigidas por una regulación que permite salvaguardar la prestación de los servicios públicos, fomentar una sana competencia, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y prestación de los servicios.
1.6.
Niveles de Tensión Normalizados
El sistema eléctrico nacional mexicano se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas aéreas del país, los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha realizado de manera gradual, incluyendo proyectos que se justifican técnica y económicamente, los niveles de tensión en el sistema eléctrico de potencia, de acuerdo con la NOM-J-98-1978 Tensiones Normalizadas, se clasifican de la siguiente manera:
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El SEP está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión, en la tabla 1 se presentan los niveles de tensión eléctrica normalizada según la especificación CFE-L0000-02.
Las tensiones preferentes son aquellas que se deben utilizar en todo el sector eléctrico, las tensiones restringidas son aquellas que debido al grado de desarrollo y al valor de las instalaciones, no es posible eliminarlas siendo inevitables en el futuro aceptar algunas ampliaciones de las mismas, mientras que las tensiones congeladas son aquellas que se van eliminando progresivamente hasta su desaparición operando la tensión preferente más próxima.
TABLA 1 Niveles de Tensión Normalizados en kV. (CFE L0000-02)
Tensiones preferentes Restringidas Congeladas
0.120 85 2.4
0.127 138 4.4
0.220 161 6.9
0.240 11.8
13.8 20
23 44
34.5 60
69 66
115 70
230 90
400 95
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CAPÍTULO 2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
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2.1. Definición
Una línea de Subtransmisión eléctrica es un conjunto de conductores o cables que transportan bloques de energía desde los centros de generación o subestaciones de potencia hasta las subestaciones de distribución, las subestaciones de potencia que operan en 400 ó 230 kV, se encargan de transformar la tensión a un nivel más bajo, estos siguientes niveles pueden ser niveles de subtransmisión o de distribución, estas líneas de subtransmisión a su vez, llevan esta energía hasta las subestaciones de distribución más cercanas a los centro de consumo. Los conductores se soportan en altas estructuras (torres o postes) que separan la distancia necesaria con respecto a la tierra, los edificios y cualquier otro objeto. La altura de estas estructuras garantiza que el flujo de electricidad a través de los conductores sea continuo y asegura que no se producirá interferencia con ningún otro elemento presente en el medio.
2.2. Tensión de Operación de las Líneas de Subtransmisión
Las líneas de subtransmisión son aquellas que operan en el intervalo de tensión desde 69 hasta 161 kV, aunque existen niveles de tensiones preferentes y otras congeladas o restringidas, estas se encuentran dentro del intervalo de la operación y se consideran en esta clasificación dentro de las líneas de transporte de energía.
2.3. Constitución de las Líneas de Subtransmisión
Las partes que conforman a las líneas de transmisión y subtransmisión dependiendo de su longitud y capacidad a grandes rasgos son las que se consideran en el listado siguiente:
a) Estructura (Torre, postes) b) Conductor
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d) Sistema de tierra e) Apartarrayos f) Aisladores
g) Sistema de protección h) Herrajes
2.3.1. Hilo de Guarda
Para el diseño del hilo de guarda en las líneas de subtransmisión se debe especificar la sección transversal y el tipo de cable a utilizar de acuerdo a la
Norma de Referencia NRF-017-CFE [Cable de Aluminio con Cableado Concéntrico y Núcleo de Acero Galvanizado (ACSR)] y las especificaciones: CFE-A0000-01 [Alambre y Cable de Acero con Recubrimiento de Aluminio Soldado (A AS)], CFE-E0000-18 [Cable de Aluminio con Cableado Concéntrico y Núcleo de Alambres de Acero Recubierto de Aluminio Soldado (ACSR/AS)], CFE-E0000-21
(Cable de Guarda con Fibras Ópticas y Accesorios) y CFE-E0000-22 (Cables de Guarda) respectivamente, considerando los niveles de corto circuito, demanda máxima, carga máxima en contingencia, grado y tipo de contaminación de la
región donde se va a construir. Para regiones donde la contaminación es de tipo ácida o salina, se debe considerar hilo de guarda de acero con recubrimiento de aluminio soldado (AAS) y que el núcleo del conductor sea cable AAS de ALUMOWELD.
En la actualidad todas las líneas que se diseñan para la CFE, consideran la utilización de un cable de guarda con fibra óptica, para la trasmisión de control, protección, voz y datos.
2.3.2. Estructura de Líneas de Subtransmisión
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de acuerdo a la Especificación CFE-DCCIAMBT se muestra la recomendación del tipo de estructura a utilizar según el tipo de suelo, aunque en área rural queda restringido el uso de postes de madera en zonas propensas a incendios.
TABLA 2 Recomendación del tipo de estructuras en diferentes usos de suelo (Especificación CFE-DCCIAMBT)
Uso de suelo Estructura recomendada
Urbano Poste de acero (troncocónico)
Semiurbano
Poste de acero (troncocónico) o torres de acero
Rural
Torres de acero, estructuras “H” de
madera o concreto
Para el área en que se diseña la línea es necesario conocer los metros sobre el nivel del mar (msnm), topografía del terreno, uso del suelo, nivel, tipo de
contaminación, temperatura (máxima y mínima), velocidad de viento, datos que permitirán definir aspectos importantes en la selección de la trayectoria de la línea.
2.3.3. Número de Circuitos
Según el tipo de estructura, la cantidad de circuitos puede ser variable dependiendo de la necesidad de la demanda eléctrica y el desarrollo futuro, por lo que es importante que cuando se diseñen las líneas con estructuras que puedan llevar más de un circuito se consideren como mínimo dos circuitos, ya que con esto se optimizan los trámites de los derechos de vía, servidumbres de paso y costos de construcción para futuros incrementos de la demanda.
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En base a datos estadísticos de las regiones del trazo de la línea, se debe conocer la incidencia de descargas atmosféricas para determinar el tipo de estructura de acuerdo a su diseño eléctrico (ángulo de blindaje) y determinar mediante un análisis detallado si se requiere de algún sistema adicional de tierra o apartarrayos a lo largo de la línea, en la figura 6 se presenta un mapa de nivel isoceraunico del territorio nacional. “Información proporcionada por Materiales-Productos Poliméricos y Elementos de Construcción S.A. de C.V. (MAPPEC)”
[image:27.612.122.542.217.632.2]2.5. Claro entre Torres
IPN Página 28 Claro medio horizontal (claro de viento)
Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta, por efecto de cargas de viento sobre los aisladores, conductores, guarda y la estructura de soporte, definiéndose como la semisuma de los claros adyacentes a la estructura bajo análisis. Para calcular dicho se obtiene mediante la ecuación 3:
= + Ec….3
Dónde:
L1 = longitud del claro anterior a la estructura L2 = longitud del claro posterior a la estructura
Claro vertical (claro de peso)
Para un conductor definido, es la distancia máxima que soporta una estructura sin rebasar los límites de probabilidad de falla de ésta por efecto del peso de los conductores o guarda definiéndose como la distancia existente entre los vértices de las catenarias (punto más bajo del conductor) a uno y otro lado de la estructura que se analiza.
Para efectos de proyecto, este claro no se calcula, se obtiene gráficamente midiendo dicha distancia en el plano de perfiles con localización de estructuras, Se debe tomar del punto más bajo de las catenarias a la estructura y sumar ambas distancias para determinar el claro vertical, existiendo tablas que definen las distancias máximas que pueden soportar las estructuras normalizadas.
2.6. Coordinación de Aislamiento
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La coordinación de aislamiento es el balance entre los esfuerzos eléctricos sobre el aislamiento originado por descargas, maniobras o de tipo temporal (inducciones o contactos accidentales con otras líneas) y el propio nivel de tensión que soporta el aislamiento por su diseño.
Para los propósitos de coordinación de aislamiento la especificación CFE L0000-06 (Coordinación de Aislamiento), clasifica los niveles de tensión tanto nominal como la máxima de diseño, así mismo se define que las sobretensiones que más afectan a las líneas de hasta 138 kV son las originadas por descargas atmosféricas, despreciando las sobretensiones de maniobras.
Derivado de su trazo, las líneas de alta tensión pueden cruzar zonas con topografía accidentada o regiones con alta presencia de rayos, éstas son las líneas que generalmente presentan más fallas por descargas atmosféricas.
Para reducir el número de salidas por esta causa, se deben analizar y controlar los siguientes parámetros:
a) La longitud de la cadena de aisladores.
b) El ángulo de blindaje, verificando el diseño de las estructuras.
c) El sistema de conexión a tierra, considerando el recorrido conectado directamente del cable de guarda a varilla a tierra, en el caso de las torres por la parte interior de la celosía y en poste troncocónico en el interior del mismo.
d) Instalación de apartarrayos tipo línea. e) Instalación de pararrayos.
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= − . � � Ec….4
Dónde:
NBAI = Nivel Básico de Aislamiento al Impulso TCF = Tensión Crítica de Flameo
σ = Desviación estándar
y considerando una desviación estándar del 3 %, da como resultado la ecuación 5:
= . � Ec….5
2.6.1. Determinación del Aislamiento
La longitud de una cadena de aisladores se debe diseñar para soportar las tensiones a la que es sometida, para ello es necesario observar dos conceptos: Distancia de Fuga de los aisladores en función de los niveles y tipo de contaminación, la longitud de la cadena de aisladores que está dada por la tensión de arqueo en aire entre conductores y la estructura.
La longitud de los aisladores se calcula con base a la tensión de arqueo en aire entre el conductor y la estructura, el cual depende de la geometría de las puntas en donde se presente dicho arqueo, de forma empírica se ha obtenido la tensión de arqueo en aire de algunos cuerpos geométricos utilizados como electrodos de referencia. Con este criterio de la tensión crítica de flameo para impulsos por rayo, se tiene la ecuación 6:
d =T F
co Ec….6
Dónde:
d = Distancia de fase a tierra
TCF = Es la tensión crítica de flameo con las condiciones del lugar donde se localiza la línea
Kco = Es el factor de electrodo en aire Kr, corregido por la densidad del aire y humedad.
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La distancia específica de fase a fase o de fase a tierra, se define como la relación entre la distancia de fuga total del aislamiento y la tensión máxima de fase a fase o de fase a tierra, respectivamente.
El cálculo del número de aisladores, tomando en cuenta el efecto de la contaminación, se obtiene considerando los valores de la distancia específica de fuga mínima nominal de cada uno de los niveles de contaminación esperados y está se obtiene por medio de las ecuaciones 7 y 8:
Dftc = Df V K Ec….7
Dónde:
Dftc=Distancia de fuga total de la cadena de aisladores en mm.
Dfmn=Distancia de fuga mínima nominal en mm/kV tomada de la especificación CFE L0000-06.
Vm= Tensión máxima del sistema en Kv.
k= Factor de corrección por diámetro de los aisladores y que puede ser:
k= 1.0 para aisladores de suspensión o tipo cadena y para aisladores tipo poste con diámetro menor a 300 mm.
k= 1.10 para aisladores tipo poste con diámetro mayor que 300 mm y menor o igual que 500 mm.
k= 1.20 para aisladores tipo poste pero con diámetro mayor que 500 mm.
y,
NA = ftc
cat Ec….8
Dónde:
NA = Número de aisladores de la cadena.
Dcat= Distancia de fuga del aislador seleccionado en mm/kV tomado de la especificación CFE L0000-06.
2.7. Transformadores de instrumentos
Estos transformadores reciben este nombre genérico debido a que solo alimentan instrumentos de medición y protección, eventualmente alimentan instrumentos de control.
Representan el elemento sensor o primera parte de la cadena de un esquema de protección y se diseñan en dos tipos:
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b) Transformadores de potencial
2.7.1. Transformadores de Corriente (TC)
Un transformador de corriente opera bajo el principio de inducción electromagnética y reciben este nombre porque solo manejan señal de corriente, en general están constituidos por dos devanados denominados primario y secundario, generalmente son monofásicos y dependiendo de la tensión de operación y corriente de corto circuito que manejan tienen algunas variantes de diseño.
El devanado primario se conecta a la parte del circuito en alta tensión y el secundario opera en baja tensión, es decir, un TC aísla eléctricamente una parte de un circuito en alta tensión a otra en baja tensión para poder hacer la medición, ya que los instrumentos de protección y control solo operan en baja tensión. El devanado primario se conecta en serie con el circuito a medir y al secundario se conecta el instrumento a alimentar.
Generalmente la corriente secundaria es un valor normalizado; de acuerdo con la norma americana; Is= 5 A, de acuerdo con la norma europea; Is= 1 A.
Se define para un TC, la relación de transformación (RTC) como el cociente de la corriente primaria a la corriente secundaria, ecuación 9.
� = �� Ec….9
Dónde:
RTC: Relación de Transformación : Corriente Primaria
�: Corriente Secundaria
Las características relevantes a especificar para un TC aplicado a protección, son las siguientes:
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c) Clase de precisión y designación d) Carga o Burden
2.7.1.1. Relación de Transformación
La relación de transformación generalmente se expresa con referencia a valores normalizados para las corrientes del primario y el secundario, así por ejemplo, para TC´s de un devanado, los valores de diseño de corrientes primarias son las siguientes: 50, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 800, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000 A, valores mayores se construyen pero no son normalizados.
2.7.1.2. Numero de Devanados
Dependiendo de la aplicación un TC puede tener más de un devanado primario, normalmente son dos que se pueden conectar en serie y paralelo.
Las relaciones de transformación de dos devanados son: 50x100/5, 100x200/5, 200x400/5, 300x600/5, 400x800/5, 500x1000/5, 600x1200/5, 800x1600/5, 1000x2000/5, 1500x3000/5, 2000x4000/5, 2500x5000/5, 3000x6000/5.
Las relaciones de transformación dobles se usan por lo general cuando en alguna instalación se considera que a futuro o bien por condiciones de operación pueden haber incrementos en las corrientes de los circuitos donde están instalados os TC´s.
2.7.1.3. Clase de Precisión y Designación
En general los trasformadores de instrumento son apartados de alta calidad en su diseño y construcción, sin embargo no están exentos de pequeños errores para la lectura.
De acuerdo con las normas el error en la desviación de la medición se expresa como; un porcentaje respecto al valor teórico, definiéndose tres clases de precisión:
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b) Clase 0.6, que representa una desviación de ± . % respecto al valor teórico y se usa para mediciones estándar.
c) Clase 1.2, que representa una desviación de ± . % con relación al valor teórico y se usa para protección.
Con relación a la designación, las normas las clasifican por las letras como:
a) B-para medición. b) C-para protección.
c) T-para protección basada en pruebas.
2.7.1.4. Carga o Burden
Los transformadores de corriente como se ha mencionado, antes alimenta a los instrumentos de medición y/o protección, es decir la carga que alimenta son instrumentos, principalmente y adicionalmente las perdidas � del cable de control que alimenta a los instrumentos y en ocasiones se consideran las perdidas
� debidas a la resistencia del devanado secundario del TC.
A todos estos elementos se les conoce como la carga que hay que alimentar y en caso de los instrumentos de medición y relevadores puede estar expresada como una impedancia o una resistencia y el valor de su inductancia, o bien con una potencia en VA y su factor de potencia. Para los valores de impedancias, inductancias o potencias se propone usar los catálogos de los fabricantes.
2.7.2. Transformadores de Potencial (TP)
Los transformadores de potencial, reciben este nombre debido a que manejan señal de tensión o potencial, se construyen básicamente en dos tipos:
a) DE TIPO INDUCTIVO; Que operan bajo el principio de inducción electromagnética.
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La aplicación del tipo inductivo, se da en forma preferente en sistemas con tensiones hasta 115, para tensiones mayores se usan preferentemente los del tipo capacitivo, para evitar interferencias electromagnéticas con los sistemas de comunicación.
En forma semejante a los TC´s, los TP´s se especifican para su aplicación en protección y medición básicamente en las siguientes características:
a) Relación de transformación b) Clase de precisión y designación c) Carga o burden
A diferencia de los TC´s en los que la corriente primaria se selecciona de un conjunto de valores normalizados, en los TP´s, la tensión nominal primaria generalmente corresponde a la tensión del sistema donde se conecta a un valor muy próximo a este, proporcionado por el fabricante.
Por ejemplo un transformador de potencial que se conecta a un sistema de 115 kV, tiene como tensión primaria:
= 5
√
Si en cambio se tienen sistemas para 230 kV ó 220 kV, la tensión nominal del TP en ambos casos puede ser:
= 5
√
En general la tensión secundaria en los TP´s se normaliza a dos valores; 120 Volts de fase a fase o 115 Volts de fase a fase, se usa preferentemente 120 Volts en el secundario.
Los TP´s de forma semejante que los TC´s, tienen errores de ángulo y un error de relación. El producto de estos dos es lo que define el error y la clase de precisión, que por norma se establece también como:
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b) 0.6- para mediciones normales c) 1.2- para protección
La designación también se hace por medio de letras que indican si es un instrumento de medición o de protección, en los TP´s solo se usan 2 designaciones:
a) B- para medición b) C- para protección
Para un TP la carga o burden está representada por los instrumentos que se conectan en paralelo con su devanado secundario, por lo tanto la corriente que se usa en el devanado secundario es muy pequeña.
Las pérdidas en el cable de control son muy pequeñas y son despreciables. Esto significa que en los TP´s la carga o burden está representada solo por la potencia que demandan los aparatos.
Para calcular el valor total de esta carga a partir de los datos de carga de cada instrumento que alimentan y que se dan para cada uno como un consumo en VA y su factor de potencia correspondiente como la suma de los Watts para obtener un total y la suma de los VAR para obtener el total.
2.8. Sistema de Protección
El objetivo de los sistemas de protección es remover del servicio lo más rápido posible cualquier equipo del sistema de potencia que comienza a operar en una forma anormal. El propósito, es también, limitar el daño causado a los equipos de potencia, y sacar de servicio el equipo en falta lo más rápido posible para mantener la integridad y estabilidad del sistema de potencia.
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Muchos factores se deben tener en cuenta en el momento de elegir el sistema de protección para una línea de subtransmisión:
a) Tipo de circuito: cable, línea aérea, una línea, líneas en paralelo, etc.
b) Función e importancia de la línea: Qué efecto tiene la línea en la continuidad del servicio, tiempo que se requieren para despejar una falta, nivel de tensión.
c) Otros requerimientos: compatibilidad con el equipamiento existente en las líneas y sistemas adyacentes.
Las protecciones usadas para proteger las líneas o cables de subtransmisión son: a) Relé de sobrecorriente
b) Relé diferencial de línea c) Relé de distancia
d) Relé de distancia con comunicación
2.8.1. Relé de Sobrecorriente (50/51),(67)
Los relés de sobrecorriente son la forma más barata y simple de proteger una línea de trasmisión pero además es una protección que necesita ser reajustada cuando cambian las condiciones del sistema de potencia. Son utilizados de las siguientes formas:
a) Instantáneo (50) b) Temporizado (51)
c) direccional (instantáneo y/o temporizado) (67/67N)
No pueden discriminar entre corriente de carga y corriente de falla; por lo cual solo se emplean cuando la corriente de falla es mayor a la corriente de carga.
Las corrientes de cortocircuito en la línea dependen fuertemente de la impedancia de la fuente en el punto de medida, por lo tanto la zona de la línea protegida por un relé de sobrecorriente depende fuertemente de la configuración del sistema eléctrico.
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El relevador 87L que es una protección diferencial, es un dispositivo microprocesado de protección contra cortocircuitos que se conecta a los circuitos secundarios de los transformadores de corriente (TC’s) situados en ambos lados del elemento a proteger y su principio se basa en comparar la magnitud y ángulo de fase de las corrientes que entran y salen del elemento protegido por medios de sus TC’s que se encuentran dentro de la zona de protección. En condición normal de operación siempre habrá igualdad de magnitudes de corrientes en donde las corrientes que llegan al ajuste de operación del 87L se anulan dando cero corriente en su bobina de operación, es decir no habrá diferencia de corriente que hagan operar a la protección diferencial.
2.8.3. Relé de Distancia (21)
En los circuitos de subtransmisión de alta tensión, los niveles de corriente de falla son altos, por lo cual si una falla no es despejada rápidamente, puede causar inestabilidad al sistema de potencia así como daños al personal o al equipamiento. Por esta razón, los relés de distancia son empleados en vez de los relés de sobrecorriente.
Las ventajas de aplicación de relés de distancia, en comparación con los relés de sobrecorriente son:
a) Mayor zona de operación instantánea b) Mayor sensibilidad
c) Más fáciles de ajustar y coordinar
d) No son afectados por los cambios en la configuración del sistema de potencia
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2.8.4. Relé de Distancia de Comunicación
Para lograr disparos instantáneos en ambos extremos de la línea se utilizan relés de distancia donde se habilitan esquemas de teleprotección. Los esquemas de teleprotección interconectan los relés de distancia de ambos extremos de la línea mediante canales de comunicación, para poder identificar si la falta es dentro del equipo protegido y operar en forma instantánea para faltas en toda la longitud de la línea. El objetivo del canal de comunicación es trasmitir información sobre las condiciones del sistema desde un extremo hacia el otro, incluyendo transferencia de disparo o bloqueo del interruptor remoto.
Los medios de comunicación que generalmente se utilizan son: a) onda portadora (Carrier)
b) microonda c) fibra óptica
Los esquemas de comunicación se clasifican en:
a) esquemas de transferencia de disparo: son los esquemas en que la recepción de una señal inicia un disparo al interruptor
b) esquemas de bloqueo: son esquemas en que la recepción de una señal bloquea el disparo al interruptor.
2.9. Características de un Sistema de Protección
Para que un sistema de protección pueda realizar sus funciones en forma satisfactoria debe cumplir con las siguientes características:
1) Sensibilidad
Detectar pequeñas variaciones en el entorno del punto de equilibrio, de ajuste, o de referencia, con mínima zona muerta o de indefinición.
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Detectar un determinado tipo de anomalía en un determinado componente o equipo del sistema de potencia y no operar ante otro tipo de anomalía o ante anomalías en otros equipos.
3) Rapidez
Limitar la duración de las anomalías, minimizando los retardos no deseados.
4) Confiabilidad
Probabilidad de cumplir la función encargada sin fallar, durante un período de tiempo.
5) Confianza
Probabilidad de que la protección opere correctamente, o sea que opere cuando corresponde que lo haga.
6) Seguridad
Probabilidad de que la protección no opere incorrectamente, habiendo o no falla o condición anormal en el sistema eléctrico de potencia, o sea que no opere cuando no corresponde que lo haga.
Las protecciones aportan a las siguientes características deseables en un sistema de potencia:
a) Su disponibilidad (porcentaje del tiempo estipulado, en que el equipo o parte del sistema de potencia está disponible para ser operado o utilizado)
b) La confiabilidad (probabilidad de que un equipo o sistema pueda operar sin fallas durante un tiempo estipulado)
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2.9.1. Protección Primaria y Protección de Respaldo
Hay dos razones por la cual se deben instalar protecciones de respaldo en un sistema de potencia. La primera es para asegurar que en caso que la protección principal falle en despejar una falla, la protección de respaldo lo haga. La segunda es para proteger aquellas partes del sistema de potencia que la protección principal no protege, debido a la ubicación de sus transformadores de medida.
Dentro de las protecciones de respaldo se pueden utilizar respaldo remoto, respaldo local o falla interruptor, la utilidad de cada una de estas depende de la consecuencia de esa falla para el sistema de potencia.
a) Respaldo remoto: Las protecciones de respaldo remoto se ubican en las estaciones adyacentes o remotas.
b) Respaldo local y falla interruptor: El respaldo local está ubicado en la misma estación.
El objetivo de las protecciones de respaldo es abrir todas las fuentes de alimentación a una falla no despejada en el sistema. Para realizar esto en forma eficiente las protecciones de respaldo deben:
a) Reconocer la existencia de todas las fallas que ocurren dentro de su zona de protección.
b) Detectar cualquier elemento en falla en la cadena de protecciones, incluyendo los interruptores.
c) Iniciar el disparo de la mínima de cantidad de interruptores necesarios para eliminar la falla.
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2.10. Esquemas Normalizados de Protección
La protección en los sistemas de transmisión y subtransmisión en el sistema eléctrico de potencia es de vital importancia, puesto que estas son las que se encargan de transportar la energía hasta los centros de consumo, el que una línea de estas salga de servicio por condiciones de falla no previstas significaría dejar sin servicio a grandes ciudades o industrias, por lo que contar con esquemas normalizados de protección ayuda a prever las fallas en las líneas y garantizar un menor número de salida de estas e incluso que el daño en los componentes de la línea sean menores, a continuación se muestra una tabla de esquemas normalizados de protección para líneas de 69 a 161 kV, referidos de la NRF-041-CFE (Esquemas Normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión y Subtransmisión ).
TABLA 3 Esquemas Normalizados de Protección (NRF-041-CFE)
Longitud (km)
Medio de comunicación
PP PR Observaciones
L ≤ Fibra Óptica 87L/21/21N
(FO dedicada)
67/67N POTT
87L con 21/21N de una (1) zona hacia adelante
Fibra Óptica 87L/21/21N
(FO dedicada)
67/67N 87L con 21/21N de una
(1) zona hacia adelante, sin
multiplexor Microondas
digitales
87L/21/21N 67/67N
POTT
87L con 21/21N de una (1) zona hacia adelante
Fibra Óptica 85 L Tripolar
comparación con unidad direccional de secuencia negativa* 67/67N POTT
La PP con CRR para envío y recepción de señales digitales lógicas
Fibra Óptica 85 L Tripolar
comparación con unidad direccional
de secuencia negativa*
67/67N La PP con CRR para
envío y recepción de señales digitales lógicas, sin multiplexor
Microondas digitales
85 L Tripolar comparación con unidad direccional de secuencia negativa* 67/67N POTT
La PP con CRR para envío y recepción de señales digitales lógicas
Radio digital** 85 L Tripolar
comparación con
67/67N La PP con CRR para
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unidad direccional de secuencia
negativa*
señales digitales lógicas
< L ≤4
O L>40
Fibra Óptica 21/21N
POTT/PUTT
67/67N POTT
---
Fibra Óptica 21/21N
POTT/PUTT
67/67N Sin multiplexor
Fibra Óptica 87L 67/67N
POTT
---
Fibra Óptica 87L FO(dedicada) 67/67N
POTT
---
Fibra Óptica 87L FO(dedicada) 67/67N Sin multiplexor
OPLAT 21/21N
POTT/PUTT
67/67N POTT
---
Microondas 87 L 67/67N
POTT
---
Microondas 21/21N
POTT/PUTT
67/67N POTT
---
--- 21/21N 67/67N Sin medio de
comunicación
--- 50F/51F 50N/51N --- Línea radial
1) Pa a lí eas L ≤ las p ote io es PP y PR de e se i depe die tes.
2) Pa a lí eas de < L ≤4 ó L>4 las p ote io es PP y PR de e se independientes, a menos que se especifique lo contrario.
3) Para la aplicación de relevadores diferenciales de líneas, utilizados con fibra óptica dedicada o a través de multiplexor, es responsabilidad del fabricante asegurar que la interfase óptica funcione adecuadamente en la distancia especificada.
4) Los esquemas de protección aprobados para tensiones superiores pueden ser aplicados en tensiones menores, siempre y cuando se cuente con la infraestructura de comunicación necesaria para estos.
5) * este esquema no aplica para líneas con una o más terminales en subestaciones con tensiones de 230 y 400 kV , ni para líneas paralelas, ni para líneas adyacentes a subestaciones de la red troncal.
6) **pa a la apli a ió de este es ue a se e uie e te e lí ea de vista e tre las antenas transmisoras-receptoras.
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FIGURA.- 7 Arreglo de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L con fibra óptica dedicada)
[image:44.612.99.517.393.673.2]IPN Página 45
[image:45.612.103.516.353.632.2]FIGURA.- 10 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-85L tripolar)
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FIGURA.- 12 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-85L tripolar)
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FIGURA.- 13 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 10 Km, con medio de comunicación por radio digital (PP-85L tripolar)
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FIGURA.- 16 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (PP-87L multiplexada)
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FIGURA.- 17 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por fibra óptica (P-87L con fibra óptica dedicada y con multiplexor)
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FIGURA.- 20 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-87L multiplexada)
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FIGURA.- 21 Arreglo normalizado de teleprotección para línea de 69 a 161 kV, menor o igual a 40 Km y mayores a 40 km, con medio de comunicación por microondas digitales (PP-21/21N).
[image:51.612.92.521.426.704.2]IPN Página 52
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CAPÍTULO 3. ANÁLISIS DE LA LÍNEA DE
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3.1. Características Generales de la Línea de REM-MOS
LA INFORMACIÓN TÉCNICA DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN REM-MOS FUE PROPORCIONADA POR LA CFE, POR PARTE DEL PERSONAL DE LAS SUBESTACIONES REMEDIOS Y MORALES.
La línea de subtransmisión denominada REM-MOS, cuenta con dos circuitos por fase REM-73B10-MOS y REM-73B20-MOS, se define de esta manera de acuerdo a las características de operación de la línea y las subestaciones adyacentes y esto corresponde a lo siguiente:
REM---Remedios
7---Tensión de operación de 85 kV
3---Línea de transmisión o alimentadores B1---Banco uno
B2---Banco dos 0---Interruptor MOS---Morales
Esta línea de 85 kV cuenta con una longitud de 8.8 km desde la subestación Remedios hasta la subestación Morales, la subestación remedios se encuentra ubicada entre Vía Adolfo López Mateos y la Avenida De los Alcanfores en Naucalpan de Juárez, México y la subestación morales se encuentra en AV. Rio San Joaquín entre Presa Falcón y Lago Zúrich, en la figura 24 se muestra la imagen de la trayectoria de la línea.
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Además es de mencionar que dicha línea no solo abastece energía a la subestación Morales sino que también abastece energía a las subestaciones siguientes:
1. Subestación Eléctrica Verónica(L-73A10) 2. Subestación Eléctrica Verónica (L-73A20) 3. Subestación Eléctrica Huasteca(L-73A50) 4. Subestación Eléctrica Colgate(L-73B00) 5. Subestación Eléctrica Hipódromo(C-73B50)
[image:55.612.84.527.137.703.2]6. Subestación Eléctrica Secretaria de la Defensa Nacional(C-73B30) 7. Subestación Eléctrica Secretaria de la Defensa Nacional(C-73B40)
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La línea cuenta con distintos tipos de torres, esto se debe a la trayectoria que tiene la línea, debido a que hay zonas en las que atraviesa puentes vehiculares altos y las torres de acero (ver figura 26) que comúnmente vemos en las líneas de transmisión no son lo suficientemente altas para satisfacer la distancia de aislamiento entre los conductores de fase y las estructuras más cercanas a línea o al suelo o bien estas ocupan demasiado espacio e
incluso porque el derecho de vía en estas zonas es demasiado reducido, es por esto que se optan por utilizar otro tipo de estructuras que son llamados poste troncocónico (ver figura 25), estos postes tienden a ser un poco más altos que las torres de acero normalmente utilizadas e incluso el diámetro de derecho de vía es mucho menor por la poca ocupabilidad del mismo.
[image:56.612.84.345.74.341.2]Los postes troncocónicos pueden ser del tipo suspensión, remate o deflexión
[image:56.612.79.552.117.671.2]FIGURA.- 25 Torre de acero de la línea de 85 kV, REM-MOS.
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Este tipo de poste se fabrica de acuerdo a las especificaciones de CFE, estos son de acero galvanizado por inmersión en caliente.
La línea cuenta con un aislamiento de una cadena de aisladores por fase cuando se trata de aislamiento por suspensión y doble cadena donde el aislamiento está colocado en deflexión, estas cadenas están formadas por 6 aisladores de vidrio como se muestran en la figura 27.
Esta línea de 85 kV es de suma importancia debido a las zonas en las que se localiza la subestación Morales y las subestaciones anteriormente mencionadas, así mismo es importante que la línea este calculada bajo buena determinación de cálculos de ingeniería para que esta opere de forma satisfactoria y pueda transportar la energía desde una subestación de potencia hasta una subestación de distribución, como es el caso de las subestaciones Remedios y Morales respectivamente.
[image:57.612.114.486.228.445.2]Los sistemas de protección en una línea de transmisión son quienes determinan la confiabilidad de estas, como ya se ha descrito en el capítulo uno, pueden ocurrir fallas de distintos tipos en los sistemas de potencia o de distribución por lo que los esquemas de protección son los que se encargan de aislar o desconectar las zonas falladas para no repercutir en otras áreas donde la falla pueda llegar a ser más
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severa, es por esto que la selección de los equipos de protección se deben de hacer de manera muy precisa y segura.
3.2. Características Generales de la Subestación Eléctrica
Remedios
[image:58.612.89.540.389.688.2]La subestación remedios es una de las subestaciones más importantes en la zona metropolitana del país, esta tiene una capacidad de 780 MVA, en la figura 28 se pueden observar la gran dimensión de esta, y podemos justificar a simple vista su gran capacidad, como ya antes se ha mencionado, es esta una de las principales subestaciones eléctricas de la zona metropolitana y podemos resaltar que esta subestación de potencia esta interconectada con diecisiete subestaciones más en distinta configuración, como lo son algunas en anillo y otras radial, ocho de estas subestaciones operan en una tensión de 230 kV y las nueve restantes operan en una tensión de 85 kV, en donde se comprueba la importancia de esta subestación eléctrica para el correcto suministro de energía eléctrica en esta zona.
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[image:59.612.87.537.412.686.2]La Subestación eléctrica Remedios opera en tres niveles de tensión distintos, la tensión de operación más alta es de 230 kV, esta tensión corresponde a la interconexión con las subestaciones de transmisión en operación anillo, cabe señalar que la subestación remedios forma parte del anillo interno de la zona metropolitana de 230 kV, posteriormente tenemos la tensión de operación de 85 kV que son las subestaciones de alta tensión de distribución y finalmente se cuenta con una tensión de operación de 23 kV para los circuitos de distribución en media tensión que salen de dicha subestación de potencia para alimentar a los clientes en media tensión de la zona y los clientes en baja tensión por medio de las líneas de distribución y bajando la tensión aniveles de 220/127 V por medio de transformadores de distribución para atender las necesidades de los usuarios regularmente domésticos. A continuación se presentan los diagramas unifilares (ver figura 29, 30 y 31) de los niveles de tensión que corresponde a esta subestación y su respectiva interconexión con las diferentes subestaciones a las que esta subestación Remedios suministra energía a un que es de decir que la subestación remedios está alimentada directamente por las subestación Nopala (NOP) a través del anillo de 400 kV.
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FIGURA.- 30 Interconexión en 230 kV, con la subestación Remedios
[image:60.612.87.548.398.679.2]IPN Página 61
La conexión de la subestación eléctrica REMEDIOS se encuentra en arreglo de Doble Barra con interruptor de amarre ver figura 32.
En este arreglo normalmente la mitad de las líneas y la mitad de los bancos de transformación se conectan a cada uno de los juegos de barras colectoras. El interruptor de amarre normalmente permanece cerrado para mantener el mismo potencial en ambas barras colectoras. Cada juego de barras colectoras cuenta con protección diferencial propia, y una falla en cualquiera de las barras queda fuera la mitad de la subestación. Para el mantenimiento de cualquiera de los interruptores es necesario sacar fuera de servicio la línea o banco de potencia asociado, afectando la continuidad del servicio.
Es uno de los arreglos más utilizados y se utiliza tanto en 85 kV como en 230 kV en forma convencional o en Hexafloruro de Azufre (SF6) no tiene alta continuidad en el
[image:61.612.147.457.462.667.2]servicio ya que para el mantenimiento para cualquier interruptor se debe desconectar la línea o transformador correspondiente. En condiciones normales de operación el arreglo opera con el interruptor de amarre cerrado; la falla en una de las barras es la más severa, permanece funcionando únicamente la mitad de la subestación; sin embargo la carga no se ve afectada puesto que se puede tomar con la parte que queda en servicio.
