Versatilidad de las protecciones de los recerradores Schneider

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(1)Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas. Facultad de Ingeniería Eléctrica. Departamento de Electroenergética.. TRABAJO DE DIPLOMA Versatilidad de las protecciones de los recerradores Schneider. Autor: Geomar Saure Rodríguez Tutores: Msc. Henry Rivero Quintero Ing. Fernando Matienzo Lizano Santa Clara 2008 "Año 50 de la Revolución".

(2) Trabajo para optar por el título en Ingeniería Eléctrica. Facultad de Ingeniería Eléctrica Centro de Estudios Electroenergéticos Título: “Versatilidad de las protecciones de los recerradores Schneider” Autor: Geomar Saure Rodríguez E-mail: geomar@uclv.edu.cu Tutor: Henry Rivero Quintero E-mail: henry@elecssp.une.cu Fernando Matienzo Lizano E-mail: fmatienzo@elecssp.une.cu Facultad de Ingeniería Eléctrica. UCLV Santa Clara 2008.

(3) Hago constar que el presente trabajo de diploma fue realizado en la Universidad Central “Marta Abreu” de Las Villas como parte de la culminación de estudios de la especialidad de Ingeniería Eléctrica, autorizando a que el mismo sea utilizado por la Institución, para los fines que estime conveniente, tanto de forma parcial como total y que además no podrá ser presentado en eventos, ni publicados sin autorización de la Universidad.. Firma del Autor Los abajo firmantes certificamos que el presente trabajo ha sido realizado según acuerdo de la dirección de nuestro centro y el mismo cumple con los requisitos que debe tener un trabajo de esta envergadura referido a la temática señalada.. Firma del Autor. Firma del Jefe de Departamento donde se defiende el trabajo. Firma del Responsable de Información Científico-Técnica.

(4) Pensamiento.

(5) “ Vale más saber algo acerca de todo que saberlo todo acerca de una sola cosa.” Pascal.

(6) Dedicatoria.

(7) A todos aquellos que han sabido apoyarme en el transcurso de mi carrera profesional. A mis padres, que siempre han estado a mi lado en todo momento. A mi tía y mi hermano, que me han brindado los mejores consejos para encaminar mi vida. A mi familia, por regalarme lo más lindo de este mundo: el cariño. A mi tío Cuco, que hoy no está entre nosotros pero siempre vivirá en mi corazón..

(8) Agradecimientos.

(9) A todas las personas que de una forma u otra lograron el resultado de este trabajo. A mis padres, por hacer todo lo posible por brindarme la posibilidad psicológica de mantenerme firme en todo momento. A mi tía y mi hermano, por enseñarme todos sus conocimientos. A mi familia, por ayudarme en todo lo necesitado. A mis tutores, por prestarme toda la dedicación y enseñarme conocimientos novedosos. A los compañeros: Yeovani Cuellar, Yoandry Rodríguez, Yuniesky Ramón Benítez, entre otros tantos que han estado brindándome su ayuda..

(10) Tarea Técnica.

(11) 1. Caracterizar los dispositivos de protección del recerrador Schneider. 2. Describir el funcionamiento y tipos de subestaciones de 34.5 kV así como las características específicas de las líneas de salida de estas subestaciones. 3. Analizar las mediciones que realizan estos recerradores para aplicaciones posteriores. 4. Estudiar subestaciones típicas donde están instalados los recerradores Schneider a partir de los datos brindados por la Organización Básica Eléctrica de la provincia de Sancti – Spíritus.. Firma del Autor. Firma del Tutor.

(12) Resumen.

(13) Resumen. El presente trabajo tiene como objetivo la explotación eficiente de las diversas posibilidades de operación de los recerradores Schneider. Se seleccionaron tres circuitos que contaban con estos dispositivos para realizar un estudio, basado en el análisis comparativo entre las corridas del Radial y los ajustes establecidos por la Organización Básicas Eléctrica (OBE) de Sancti-Spíritus. Simulándose cada una de las protecciones, se estableció un protocolo de ajuste para el funcionamiento de las mismas. Como parte del trabajo, se muestra la posibilidad de operación en modo automático de estos recerradores..

(14) Índice.

(15) Índice. Introducción………………………………………………………... 1 Capítulo 1 Estudio del arte de las protecciones de las redes de distribución cubana……………………………………………….. 4. 1.1 Antiguos interruptores en líneas y subestaciones…………….. 4 1.2 Interruptores en la actualidad y su aplicación tanto en líneas como en subestaciones…………………………………………... 6 1.3 Utilización del Sistema Operativo de Window para interruptores Nulec (WSOS)……………………………………... 8 1.3.1 Aplicaciones del WSOS………………………………………….. 8 1.3.2 Niveles de operación del WSOS………………………………… 10 1.4 Ventajas del recerrador Schneider utilizando el WSOS……… 11 Capítulo 2 Ajuste de protecciones en el recerrador Nulec………………… 12 2.1 Introducción a las protecciones del recerrador………………… 12 2.2 Protección de tiempo inverso……………………………………. 13. 2.2.1 Protección de curvas……………………………………………… 15 2.2.2 Elementos de protección de sobrecorriente: arranque y reinicio de falla……………………………………………………. 15. 2.3 Ajustes actuales de sobrecorriente en estas protecciones…... 17 2.4 Ajustes actuales de sobrecorriente en estas protecciones según el Radial…………………………………………………… 2.5 Tiempo de Protección Definido……………………………….... 19 33. 2.6 Protección de Secuencia de Fase Negativa…………………… 33 2.6.1 Elementos de Secuencia de Fase Negativa…………………… 34 2.6.2 Aplicación de la Protección de Secuencia de Fase Negativa... 36 2.7 Protección de Sensibilidad de Falla a Tierra…………………... 36 2.7.1 Elementos de Secuencia de Fase Negativa…………………… 36.

(16) 2.8 Protección por Pérdida de Fase………………………………… 37 2.8.1 Aplicación de la Protección por Pérdida de Fase……………... 38 2.9 Protección por Baja/Alta Frecuencia…………………………… 39 2.9.1 Frecuencia Normal de Cierre……………………………………. 41. 2.9.2 Aplicación de la protección de frecuencia en los circuitos de distribución primaria……………………………………………… 43 2.10 Protección de Bajo/Alto Voltaje…………………………………. 44. 2.10.1 Funcionamiento de esta protección……………………………. 45. 2.10.2 Lógica de fase……………………………………………………... 46 2.10.3 Voltaje de arranque………………………………………………. 47. 2.10.4 Cierre por Voltaje Normal………………………………………… 48 2.10.5 Voltaje Normal de Arranque……………………………………… 48 2.10.6 Retardo de cierre por Voltaje Normal…………………………… 49 2.10.7 Protección para el exceso de secuencia de la Protección de Voltaje…………………………………………………………... 50 2.10.8 Reseteo de secuencia para la protección de Voltaje. Alto/Bajo Voltaje…………………………………………………… 51 2.10.9 Aplicación de la protección de voltaje…………………………... 51 2.11 Control de Secuencia…………………………………………….. 52 2.12 Protección para la mayor corriente que puede resistir el recerrador……………………………………………………….. 53 2.13 Cierre Muerto (Dead Lockout).................................................. 54 2.14 Modo de Único Disparo (Single Shot Mode)............................ 54 2.14.1 Timer del Modo de Único Disparo............................................ 55 2.14.2 Aplicación del Modo de Único Disparo..................................... 56 2.15 Restricción de corrientes Inrush............................................... 57 2.15.1 Habilitación de la restricción de corrientes Inrush.................... 58 2.16 Detección de Carga Fría (CLP)................................................ 59 2.16.1 Aplicación de Detección de Carga Fría.................................... 60 2.17 Bloqueo Direccional.................................................................. 61 2.17.1 Características de ángulos y regiones de fallas....................... 62 2.17.2 Bloqueo Direccional de Fase.................................................... 65.

(17) 2.17.3 Bloqueo Direccional de Tierra y SEF........................................ 66 2.17.4 Aplicación del Bloqueo Direccional........................................... 68 2.18 Balanceo del Voltaje Residual de Tierra................................... 69 Capítulo 3 Mediciones eléctricas del recerrador Nulec.............................. 71 3.1 Introducción a las mediciones del recerrador U27-12.............. 71 3.2 Medición de Frecuencia............................................................ 72 3.3 Designación de los terminales del interruptor........................... 73 3.4 Dirección del flujo de potencia.................................................. 73 3.5 Mediciones en tiempo real........................................................ 74 3.6 Medición: voltaje de fase – tierra (Fuente I/ Carga X).............. 75 3.7 Medición: voltaje de fase – fase (Fuente I/ Carga X)................ 77 3.8 Demanda Máxima Mensual...................................................... 79 3.9 Demanda Máxima Semanal..................................................... 82 3.10 Promedio de demanda de falla................................................. 86 3.11 Promedio de Demanda – Configurable.................................... 87 3.12 Medición de interrupción de suministro.................................... 88 3.13 Determinación del suministro sin ofrecer energía.................... 89 Capítulo 4 Automatización de los recerradores U27-12 Serie................... 90 4.1 Introducción a la automatización de los Nulec......................... 90 4.2 Selección Automática del Grupo de Selección........................ 91 4.2.1 Reglas de selección.................................................................. 91 4.3 Automatización de Circuito Cerrado (Loop Automation).......... 92 4.3.1 Auto Restablecimiento.............................................................. 95 4.4 Control de Generador............................................................... 95 4.5 Cambiador Automático............................................................. 96 Conclusiones………………………………………………………. 97 Recomendaciones………………………………………………… 98 Bibliografía…………………………………………………………. 99.

(18) Introducción.

(19) Introducción. En nuestro país, hasta finales del siglo pasado, las redes de distribución cubana presentaron solamente interruptores de tipo recerradores (Reyrolle, Westinghouse, Doghouse, interruptores de pequeño y mediano volumen de aceite) principalmente en las subestaciones y en las líneas de distribución de 13.8 y 4.33 kV, en su generalidad con interruptores en aire los cuales carecen totalmente de protección.. Los equipos de distribución tales como reconectadores, eran adquiridos únicamente para soportar el crecimiento de la carga. Hoy, utilizando equipos de tecnología avanzada, se reducirán los costos operativos, se incrementarán las ganancias debido a menores cortes de energía, y las inversiones de capital podrán ser diferidas a través de un mejor manejo de las redes existentes.. El recerrador Schneider para montaje en poste de Nu-Lec Industries representa el compromiso de industrias Nulec con el perfeccionamiento de sus productos y el continuo desarrollo de los mismos. Presenta las características de reconectadores tradicionales, más los beneficios de un diseño actualizado, optimizado para la automatización, el control remoto y el monitoreo en la actualidad o en el futuro.. Luego de evaluar cuidadosamente la necesidad de los clientes, se desarrolló la serie U a fin de lograr una performance y confiabilidad óptimas, haciendo uso de la tecnología. más. microelectrónica.. reciente. en. dieléctricos. sólidos,. interrupción. en. vacío. y.

(20) Objetivos generales: ¾ Explotar eficientemente las diversas posibilidades de operación de los recerradores Schneider.. Objetivos específicos: ¾ Estudiar el paquete de protecciones que dispone el dispositivo Schneider. ¾ Implementar protecciones que estén deshabilitadas. ¾ Comparar los ajustes del recerrador con valores obtenidos mediante el Radial. ¾ Analizar todas las mediciones brindadas por el recerrador. ¾ Analizar la posible operación en modo automático de los reconectadores Serie U.. Con la llegada de los recerradores Schneider a nuestra OBE Provincial, se hizo necesario la profundización del estudio de sus características operacionales. Este dispositivo posee diez grupos de protecciones, los cuales permiten controlar diversos parámetros como: voltaje, frecuencia, sobre corriente, fallas a tierra, entre otros.. A través de estos recerradores se pueden obtener mediciones de tiempo real y acceder a un registro de demanda histórica, facilitando además una secuencia de eventos lógicos.. Este Trabajo de Diploma está dirigido a la total utilización de las posibilidades brindadas por los Schneider, incluyéndose la creación de algoritmos y protocolos de ajustes..

(21) Con la realización de este trabajo, se ampliaron las posibilidades de explotación de los reconectadores. Se incorporó una serie de protecciones que estaban deshabilitadas, logrando además el total conocimiento de su operación automática.. Este Trabajo de Diploma se divide en cuatro Capítulos y consta de la siguiente estructura: Capítulo 1: Se brinda una introducción general del uso de los recerradores así como una descripción del WSOS. Capítulo 2: Se explica el funcionamiento de las protecciones realizando un ajuste de las mismas con la implementación del Radial. Capítulo 3: Se aborda sobre las mediciones del recerrador. Capítulo 4: Se explican las operaciones en modo automático de los recerradores Schneider..

(22) Capítulo 1.

(23) CAPITULO 1: Estudio del arte de las protecciones de las redes de distribución cubana.. 1.1 Antiguos interruptores en líneas y subestaciones.. En 1901 surgieron los relés de sobrecorriente de inducción; de 1905 - 1908 se desarrolló el principio de la protección diferencial de corriente; a partir de 1910 comenzaron a aplicarse los relés direccionales y se comenzó a trabajar en el desarrollo de los relés de distancia, que se hicieron realidad en los primeros años de la década de 1920 - 1930.. Los relés estáticos han pasado por tres fases en su desarrollo: las de su construcción a. base. de. válvulas. electrónicas,. de. elementos. magnéticos. y. elementos. semiconductores.. El primer intento de usar las válvulas electrónicas para la construcción de relés fue exitoso y dio lugar a un relé de protección por onda portadora de líneas de trasmisión, alrededor de 1925. En la década de 1930 - 1940 se publicaron varios trabajos sobre la construcción de relés de diversos tipos, utilizando válvulas electrónicas. La primera versión comercial de un relé estático de distancia a base de válvulas electrónicas se hizo realidad en 1948. Es necesario señalar que la insuficiente confiabilidad de las válvulas electrónicas limitó seriamente la utilización de estos primeros relés estáticos, con la única excepción de la protección de líneas por ondas portadoras..

(24) La utilización de los elementos magnéticos en la construcción de relés estáticos se inició en la década de 1930 - 1940. Trabajos posteriores en esta dirección han demostrado que los relés construidos a base de elementos magnéticos que pueden, en ocasiones, llegar a competir con los electrónicos.. La aplicación de los semiconductores en el campo de la protección de sistemas electroenergéticos se comienza a intentar desde la década de 1930 - 1940, en relés que usaban rectificadores de selenio y óxido de cobre, que no tuvieron aplicación práctica. El descubrimiento del transistor dio un nuevo impulso a esta línea de desarrollo, lo que se demuestra por el hecho de que en 1949 surgió el primer comparador de fase transistorizado, en 1954 el primer relé de distancia transistorizado, y en 1959 y 1961 aparecieron, respectivamente, versiones comerciales de relés de sobrecorriente y de distancia transistorizados.. En forma general puede afirmarse que los relés estáticos tienen, sobre los electromecánicos, numerosas ventajas, entre las cuales están: son más fácil de construir, tienen mejores características técnicas y de explotación, además son más baratos. Su desventaja fundamental es que requieren una fuente adicional para la alimentación de los circuitos electrónicos, pero esto actualmente es un problema prácticamente resuelto.. El desarrollo actual de la microelectrónica ha permitido perfeccionar los relés, con respecto a los construidos a base de transistores y diodos. Los relés construidos utilizando circuitos integrados se caracterizan por una alta fiabilidad, por una elevada sensibilidad, por un consumo de potencia de las fuentes de alimentación y de señales, por un alto grado de unificación, por una elevada precisión, por la simplicidad de sus ajustes, por una alta estabilidad térmica, por un reducido tamaño y por una elevada velocidad de operación..

(25) 1.2 Interruptores en la actualidad y su aplicación tanto en líneas como en subestaciones.. El Recerrador Automático del Circuito (ACR) U- Serie 27-12 es un estado de arte controlado electrónicamente puertas- afuera, montado en poste y recerrador trifásico.. El circuito de interrupción en poste es uno de la familia manufacturada de interrupción puertas- afuera, optimizado por. control remoto y esquemas de. automatización.. Los interruptores en vacío son encerrados en un molde “epoxy” eliminando la necesidad de aislantes como el aceite y el gas. Esta operación es producida por un actuador magnético el cual no depende de la presencia del suministro HV. El mecanismo es encerrado en un tanque de acero inoxidable.. Los modelos de producción preceden al Serie No. 146700 construido con tanques de acero de un ligero galvanizado.. Un soporte de montaje en poste es suministrado, el cual posibilita la instalación rápida y fácil. Los cables son conectados al recerrador usando conectores HJ, los cuales están disponibles desde el recerrador manufacturado, para cables de 400 y 630 amperes.. Los controles electrónicos están guardados en un cubículo de control designado para duras condiciones ambientales. Un manual de todo - tiempo del panel de control es suministrado para el operador local..

(26) El control y monitoreo remoto pueden ser suministrado fuera de la adición de una Unidad Terminal Remota (RTU).. En este manual, los eventos del controlador son identificados en el texto usando “simples notas”.. Actualmente se cuenta con este tipo de interruptor en la mayor parte de nuestras redes de distribución, el cual posee una gran variedad de bondades. A pesar de traer la protección de sobrecorriente con los tres tipos de curvas: medianamente inversa, extremadamente inversa y muy inversa; se puede transformar en estas con los parámetros que posee este dispositivo.. Además de poder graficar una curva presenta también protecciones de frecuencia, voltaje, pérdida de fase, tarjeta de señales de entrada y salida, entre otras. Existen interruptores del GI-E y otro interruptor donde las protecciones dependen del o los tipos de relé con que se instalan.. 1.3 Utilización del Sistema Operativo de Window para Interruptores Nulec (WSOS)..

(27) Este sistema operativo se implementa con el interruptor, ya que este último es un dispositivo electrónico- digital y se puede maniobrar a través de ajustes realizados en dicho programa. Dentro de este sistema se puede configurar todo tipo de opciones tanto proteccionistas como medidoras, así como la automatización en sus componentes.. Este programa es creado y desarrollado por Industrias Nulec y con él se pueden operar tanto interruptores de 33 kV como de 13 kV, entre otras variantes las cuales son capaces de implementarse con otros dispositivos.. Es un programa que tiene la ventaja de ser utilizado para pasarle información al Nulec por vía local o remota. En su instalación posee un panel de simulación el cual tiene la habilidad de simular las teclas rápidas del panel. Por sus características posee gran seguridad ya que contiene contraseñas que pueden ser configuradas por el operador para restringir el funcionamiento y maniobra.. 1.3.1 Aplicaciones del WSOS.. Este programa está diseñado para ajustar los interruptores Nulec a través de ajustes previamente elaborados por su operador. Estos ajustes y lecturas brindadas están organizados por ventanas las cuales consisten en: ¾ Control y Monitoreo (Control and Monitoring): en esta ventana se puede abrir y cerrar el restaurador, puede habilitar o deshabilitar el auto-recierre, puede habilitar o deshabilitar la protección a Tierra, puede ver en tiempo real las corrientes de cada una de las tres fases, así como la corriente a tierra, entre otras funciones. ¾ Estado (Status): en esta ventana puede observar el estado de la Fuente Auxiliar (127 Vac), estado de las baterías, la fecha y hora actual, el estado de.

(28) los switches cola de rata del Gabinete de Control, el número de operaciones que lleva el equipo, la vida útil de los contactos, el número de serie del equipo; entre otras funciones. ¾ Configuración (Configuration): dentro de esta ventana se puede visualizar el número de serie de la tarjeta electrónica CAPM, la versión de software que se está utilizando, el idioma en el que se despliega la información en el display del Gabinete de Control, el modo en el que opera el equipo, y las capacidades de protección que vamos a habilitar en nuestro equipo. ¾ Protección (Protection): dentro de esta ventana se encuentran todos los parámetros para configurar la protección de nuestro equipo. En el caso de un Restaurador, se encuentran diferentes opciones para seleccionar curvas, multiplicadores instantáneos, número de disparos, protección por alta corriente de corto circuito, de carga fría, de magnetización (Inrush), protección por pérdida de fase, por sobre o baja frecuencia, etc. ¾. Historial (History): en esta ventana usted podrá recuperar todos los archivos históricos almacenados en el Gabinete de Control, los cuales incluyen la bitácora de eventos, la demanda semanal, mensual promedio y el historial configurable.. ¾ Mediciones (Measurement): en esta ventana se podrá observar las mediciones en tiempo real de corrientes, voltajes y potencias, así como la frecuencia del circuito al que se encuentre conectado en ese momento el Restaurador. ¾ Protocolo UTR (RTU Protocol): en esta ventana, se puede configurar todo lo necesario para dar alta al Gabinete de Control en la Unidad Central Maestra y establecer un enlace de comunicaciones vía un radio o un radio- modem utilizando el protocolo DNP 3.0. ¾ Radio (Radio): se puede habilitar o deshabilitar la fuente interna de alimentación, la cual provee de una salida de 5 a 15 VCD configurable en pasos de 1 Volt. Esta alimentación se utiliza para un radio o radio- módem con una potencia 5 W.. 1.3.2 Niveles de operación del WSOS..

(29) ¾ El nivel de Demostración (Demostration) permite al usuario operar algunas funciones del WSOS pero sin poder controlar ni configurar realmente a un Gabinete de Control. ¾ El nivel de Conexión Directa (Direct Connection) permite al usuario conectarse al Gabinete de Control por medio de un cable serial para configuración, además de controlar y descargar parámetros de configuración. ¾ El nivel de Conexión vía Módem (Modem Connection) permite al usuario una conexión directa por medio de un cable serial y además una conexión por medio de Módem ya sea utilizado en línea telefónica o telefonía celular. ¾ El nivel de Conexión vía Radio (Radio Connection) permite al usuario una conexión directa, una conexión vía módem y una conexión vía radio utilizando un sistema de radio VHF o UHF. ¾ El nivel de Conexión Múltiple (Multiple Connections) permite al usuario utilizar múltiples conexiones directas, múltiples conexiones vía módem y múltiples conexiones vía radio, todas al mismo tiempo.. El nivel de operación se establece de acuerdo al número serial de programa (program serial number) que es otorgado al usuario final.. 1.4 Ventajas del recerrador Schneider utilizando el WSOS.. Este recerrador Schneider del tipo U27-12 aplicable en redes de distribución primaria posee gran ventaja ya que a partir del uso de las Teclas Rápidas (Quick Keys) permite la maniobra de este equipo por medio de vía local o remota utilizando así dispositivos de comunicación.. A través del programa WSOS puede conocerse todo lo referente a las mediciones, tanto en tiempo real como en un largo período de medición, brindando así la información completa del circuito en cuestión. Este posee la ventaja de indicar un.

(30) amplio menú de informaciones para poder trabajar sobre el interruptor (tanto en medición como en protección además de otras opciones) así como poseer un ambiente de tipo Window el cual es muy fácil y rápido para trabajar..

(31) Capítulo 2.

(32) CAPITULO 2: Ajuste de protecciones en el recerrador Nulec.. 2.1 Introducción a las protecciones del recerrador.. El controlador tiene diferentes variedades de protección descritas en este capítulo. Estas operan como sigue a continuación.. Cuando es una falla lineal, el circuito de interrupción es disparado. Los elementos de protección que pueden ser activados son: ¾ Falla a tierra (E/F). ¾ Sensibilidad de falla a tierra (SEF). ¾ Protección de sobrecorriente. ¾ Protección de pérdida de fase (LOP). ¾ Protección de baja y alta frecuencia. ¾ Protección de secuencia de fase negativa (NPS).. Cada elemento por individual puede ser programado para causar el disparo dependiendo de las propiedades establecidas. Después de un disparo de protección habrá un retardo y luego un recierre.. Esta secuencia disparo/cierre puede ser repetida un número de veces con elementos de protección programados para cambiar en cada secuencia de disparo..

(33) Si la falla no puede ser limpiada el controlador va a un fuera de servicio (Lockout) y espera por un operador para iniciar el próximo cierre. Estos son una variedad de modos, el controlador puede estar hecho para ir al Lockout sin completar toda la secuencia de recierre.. El controlador puede almacenar hasta diez grupos de protección seleccionados por el operador. Estos son Grupos de Protección A a la J. Una vez programada las propiedades de protección raramente se cambian.. En adición a las propiedades de protección, allí están las características del operador. Este grupo es independiente de las propiedades de protección y cambian la principal funcionalidad del recerrador.. 2.2 Protección de Tiempo Inverso.. Una variedad de curvas de tiempo inverso están disponibles las cuales causan la interrupción del circuito para rápidos disparos como la elevación de altas corrientes. Están disponibles en Fase, NPS y tierra con separadas corrientes.. Las curvas de tiempo inverso son implementadas en programas de la siguiente manera: ¾ La corriente siempre es monitoreada. ¾ Cuando esta corriente sobrepase la corriente de arranque, el tiempo de disparo es calculado y arranca el Timer. Este cálculo es repetido cada pocos milisegundos en respuesta al cambio de las corrientes de línea. ¾ Cuando el tiempo de disparo mantenido alcance el valor cero, el disparo requerido es realizado. Si la corriente cae debajo de la corriente de arranque,.

(34) el tiempo de disparo se congela y continuará si la corriente retorna sobrepasando la corriente de arranque. Si la corriente cae por debajo de un 90%, la falla resetea el tiempo de arranque y si esta vence, el tiempo de protección es reseteado también. Esto significa que el relay nunca disparará a corrientes menores de la corriente de arranque debajo de la protección de tiempo inverso.. Parámetros que controlan la protección de tiempo inverso: 1. Tipo de curva inversa. 2. Corriente establecida 3. Multiplicador de tiempo: determinado independientemente por cada disparo. Multiplica el tiempo por disparo. 4. Tiempo adicional: determinado independientemente para cada disparo, determina un tiempo adicional al disparo el cual es sumado al tiempo de disparo de la curva inversa. 5. Elemento instantáneo de disparo: un elemento de disparo puede ser utilizado, el cual disparará la interrupción del circuito si la corriente más alta sobrepasa a un múltiplo determinado (de la corriente establecida) por el usuario. Si el multiplicador instantáneo está determinado por debajo del multiplicador de la corriente de arranque entonces un disparo instantáneo solamente ocurrirá después de que la corriente de línea exceda la corriente de arranque. 6. Tiempo mínimo: determinados los tiempos mínimos de disparo si los tiempos exceden los límites. 7. Tiempo máximo: determinado independientemente por cada disparo, determinados los tiempos máximos de disparo. 8. Multiplicador de arranque: es usado para impedir el disparo si la corriente está por debajo de la corriente de arranque. La corriente de arranque es la establecida multiplicada por el multiplicador de arranque. 2.2.1 Protección de curvas.. Son un total de 48 curvas de protección inversa almacenadas en los controles no volátiles de la memoria. Algunas de ellas son: ¾ IEC 255 – 3 curvas estándar..

(35) ¾ IEEE – 3 curvas estándar. ¾ 42 curvas no estándar.. 2.2.2 Elementos de protección de sobre corriente: arranque y reinicio de falla.. La lógica de tiempo de protección del controlador empieza a operar cuando las corrientes de fase medida exceden a la corriente de apertura multiplicada por el Multiplicador de Arranque de Fase (u otros multiplicadores activos en el momento). A esta condición se le llama Arranque (figura 2.1).. Figura 2.1 Arranque de la protección..

(36) La Lógica de tiempo del elemento de protección hace una pausa cuando la corriente en un elemento de protección es menor que la corriente de apertura seleccionada. Esta condición es llamada “Pausa”. La lógica de tiempo del elemento de protección se reinicia cuando la corriente primaria es menor al 90% de la corriente de apertura establecida para el tiempo de restablecimiento de la falla. A esta condición se le llama Reinicio de Falla (figura 2.2).. Figura 2.2 Reinicio de falla.. 2.3 Ajustes actuales de sobrecorriente en estas protecciones.. En la OBE de Sancti Spíritus actualmente se ajustan los Nulec U27-12 guiándose a través de una plantilla la cual posee. algunas de las opciones del Windows. Switchgear Operating System (WSOS) para luego ir al mismo y actualizarlo,.

(37) posteriormente el especialista escribe a través de este programa los datos que aparecen en la plantilla- guía.. Esta plantilla cuenta con opciones como el Control y Monitoreo, Estados, Configuración, Protección y Medición.. Dentro de libro Excel la corriente de carga máxima se obtiene a partir de la medición directa del circuito. Luego para obtener la corriente de arranque de la protección se multiplica esta corriente de carga máxima por 1.3 ya que con esto se tiene en cuenta el multiplicador de corriente de arranque, el cual toma valor de 1.1 y a su vez se protege el transformador contra sobre cargas y se tiene en cuenta un incremento de la carga máxima del 30%; todo esto se realiza para el disparo de fase.. En cuanto al disparo por tierra, la corriente de desbalance, se toma el 40% de la corriente de carga, recordando que esta corriente de desbalance no es más que la relación entre las secuencias de fase negativa y positiva de las fases. En la Empresa se toman estos valores según la práctica.. La curva utilizada es “No Estándar TCC 161” con un multiplicador de fase, multiplicador instantáneo de fase y utilizando un tiempo para el recierre, los cuales se usan para crear modificaciones en las curvas. En cuanto a la protección de tierra se utilizan las opciones anteriores solo que el multiplicador instantáneo es mayor que el de fase ya que la corriente de secuencia cero se reduce más abruptamente con la posición del fallo a tierra en la línea que la corriente para fallos entre fases (debido a que en las líneas Z0 > Z1) ..

(38) Las curvas de protección de fase y tierra se realizan tomando los valores de corriente de arranque.. 2.4 Ajustes actuales de sobre corriente según el Radial.. A continuación de este epígrafe veremos cómo se ajustan los interruptores Nulec a través de los especialistas de la OBEP S-S, lo cual será comparado posteriormente con los ajustes que nos brinda el Radial.. Primeramente escogimos el circuito 82 llamado: Zona de desarrollo del Camino de la Habana, el cual pertenece a la subestación: Camino de la Habana 13.8 kV, ubicada en los límites de Sancti- Spíritus. Su representación monolineal la podemos encontrar en el anexo 1. En la plantilla- guía aparece este ajuste de la protección de fase y tierra (tabla 2.1 y 2.2 respectivamente). Phase Trip Ic max(A) 195. Phase Trip Current 253.5. Threshold Mult. 1.1. Tabla 2.1 Ajuste de la protección de fase del Cto. 82.. Earth Trip Id max 78. Earth Trip Current 101.4. Threshold Mult 1.1. Tabla 2.2 Ajuste de la protección de tierra del Cto. 82..

(39) Para hallar la corriente de cortocircuito máxima se realiza a través de los datos nominales del transformador (tabla 2.3). Subestación. Cto.. Ind.. Vpnom (kV). Vsnom (kV). Pnom.(kVA). %Z (pu.). C. Habana. 82. S-55. 34.5. 13.8. 4000. 0.072. RT. kVAcc. 2.5 55555.6. Icc máx 33 (A). Icc máx 4º13 (A). 929.6841742. 2324.210436. Tabla 2.3 Cálculo de cortocircuito para la Sub. Camino de La Habana.. Los kVA de cortocircuito se hallan a partir de la división de la potencia nominal del transformador entre el por ciento de impedancia del mismo. La corriente de cortocircuito por alta (33 kV) se halló por la división de los kVA de cortocircuito entre la multiplicación de la raíz cuadrada de tres con el voltaje por alta. La corriente de cortocircuito por 13 kV no es más que la corriente anteriormente hallada, multiplicada por la relación de transformación. Esta última es la relación entre los voltajes primario y secundario. El ajuste de sobre corrientes se realiza a través de las siguientes plantillas 2.4 y 2.5.. Trip#1(primer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multiplier: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multiplier: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 4 0 0 1s. Tabla 2.4 Ajuste para el primer disparo.. 1 9 0 0.

(40) Trip#2(segundo disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 4 0 0 10s 1 9 0 0. Trip#3(tercer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 4 0 0 2s 1 9 0 0. Tabla 2.5 Ajustes de los disparos 2 y 3 respectivamente.. En estas tablas los multiplicadores instantáneos de fase son usados en dependencia de la cercanía con la curva del fusible de 33 kV, es decir se aplica el instantáneo a partir de que la diferencia entre las curvas a coordinar va a ser menor que 0.3 seg.. El cálculo del cortocircuito mínimo se calcula de la siguiente manera: Se calcula la corriente de cortocircuito trifásico que es la que está al principio de la línea, luego se calcula la misma corriente pero al final de la línea, la cual se considera un 30% menor de la corriente anteriormente mencionada. Posteriormente se procede al cálculo de la corriente monofásica a tierra al final de la línea, la cual no es más que el 70% y 90% de la corriente trifásica al final de la línea, en el caso de los circuitos 82, 83 y en el 96 respectivamente.. Conformada las curvas (las cuales se explicaron) se grafica la coordinación de las mismas y su gráfico es el que se muestra en la figura 2.3..

(41) Figura 2.3 Coordinación del recerrador del Cto.82.. Esta coordinación consiste en que las curvas de protección de fase y tierra del interruptor deben ser más rápidas que el fusible por alta (Fuse80K), siendo más rápida que la del tiempo mínimo de fusión del fusible de 34,5kV en al menos 0.3 segundos;. y. a. la. vez. más. lentas. que. el. fusible. más. alto. por. baja. (FUSEMASALTOPORBAJA 21K), en el cual se toma la curva del tiempo máximo de limpieza.. Después de ver este ajuste de sobrecorriente haremos una comparación con el programa llamado Radial, el cual es capaz de brindarnos más datos los cuales son de gran utilidad. Según la corrida que realizamos para el circuito en análisis logramos tener y comparar los siguientes resultados, los cuales fueron ingresados en la plantilla-guía: ¾ Primeramente niveles de cortocircuito en condiciones de máxima generación. (tabla 2.6). ¾ En segundo lugar cortocircuito en condiciones de mínima generación (tabla 2.7)..

(42) Subestación. Cto. 3f. 1f. Camino de la Habana. 82. 94.86. 67.06. MVAcc mín. Fuse más alto por baja Icc 3f Icc 1f 1501. 1271. Principio de la línea Icc 3f Icc 1f 2114. I carga. 2180. 153. Tabla 2.6 En condiciones de máxima generación.. Subestación. Cto. 3f. 1f. Camino de la Habana. 82. 109.22. 76.52. MVAcc máx. Fuse más alto por baja Principio de la línea Icc 3f Icc 1f Icc 3f Icc 1f 1577. 1317. 2273. 2329. I carga 153. Tabla 2.7 En segundo lugar cortocircuito en condiciones de mínima generación.. Como podemos observar la corriente de carga es menor respecto a la medida en el circuito por el analizador de redes, por lo que se dice que el circuito no está bien actualizado en cuanto el consumo de corriente por parte de los consumidores, aquí se nota que con la entrega de los equipos electrodomésticos la carga ha aumentado en un 21.5%.. En la corrida del Radial se obtuvo el análisis de las protecciones, el cual brinda el gráfico de coordinación entre el interruptor y el fusible de mayor capacidad en amperes del circuito, mostrado en la figura 2.4..

(43) Figura 2.4 Coordinación brindada por el Radial.. Este circuito tiene la característica de poseer la mayor corriente de carga a las 18:00 horas pues su carga Residencial predomina sobre las demás.. También fueron estudiados dos circuitos más de los cuales uno de ellos se alimenta de la misma Subestación. Estamos hablando del circuito 83 llamado: Las Tosas, perteneciente a las afueras de la ciudad de Sancti- Spíritus. El monolineal se encuentra en el anexo 1.. Este circuito tiene la característica de ser en cuanto a sus cargas muy variado pues contiene cargas Mixtas de tres tipos, Servicio, Industrial y Residencial, pero el mayor consumo lo llevan las primeras y sobre todo a las 9:00 horas.. En las tablas 2.7 y 2.8 se encuentran los ajustes encontrados en el interruptor tanto de fase como de tierra..

(44) Phase Trip Icc máx.(A) 41. Phase Trip Current 53.3. Threshold Mult 1.1. Tabla 2.7 Ajuste de la protección de fase.. Earth Trip Id máx. 35. Earth Trip Current 45.5. Threshold Mult 1.1. Tabla 2.8 Ajuste de la protección de tierra.. Es importante destacar que en este circuito no se toma la corriente de desbalance como el 40% debido a que el mismo esta pendiente de balancear sus cargas. A continuación se representan sus plantillas de ajuste (tabla 2.9 y 2.10).. Trip#1 (primer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. Tabla 2.9 Ajuste para el primer disparo.. 1 30 0 0 1s. 1 4 0 0.

(45) Trip#2 (segundo disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Trip#3 (tercer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 30 0 0 10s. 1 4 0 0. Tabla 2.10 Ajustes para los disparos 2 y 3 respectivamente. 1 30 0 0 2s. 1 4 0 0. Figura 2.5 Coordinación del Nulec perteneciente al Cto. 83..

(46) Según la corrida establecida por el Radial se obtuvieron los siguientes datos: ¾ En condiciones de máxima generación (tabla 2.11): ¾ En condiciones de mínima generación (tabla 2.12):. Subestación. Cto. 3f. 1f. Camino de la Habana. 83. 109.22. 76.52. MVAcc max Fuse más alto por baja Icc 3f Icc 1f 897. 645. Principio de la línea Icc 3f Icc 1f 2273. 2329. I carga 32. Tabla 2.11 Resultados según la corrida en el Radial.. Subestación Camino de la Habana. Cto. 3f. 1f. 83. 94.86. 67.06. MVAcc min Fuse más alto por baja Icc 3f Icc 1f 875. 635. Principio de la línea Icc 3f Icc 1f 2114. 2180. Tabla 2.12 Resultados según la corrida en el Radial.. Nuevamente comparamos con la corriente de carga monofásica que es la mayor al principio de la línea, o sea en el nodo 1, con la que aparece en la plantilla- guía. Veamos que solo existe una pequeña diferencia de solo 9 amperes, por lo que dicha carga prácticamente no ha aumentado. Observemos que los dos circuitos analizados poseen la misma corriente de cortocircuito máxima, esto se debe a lo anterior expuesto, ambos pertenecen al mismo transformador y poseen las mismas impedancias debido al sistema.. I carga 32.

(47) En la corrida del Radial se obtuvo el análisis de las protecciones, el cual nos brinda el gráfico de coordinación entre el interruptor y el fusible de mayor capacidad en amperes del circuito, en este programa no se tiene en cuenta la coordinación del recerrador con el interruptor por alta.. Figura 2.6 Coordinación brindada por el Radial.. Por último analizaremos el circuito 96 llamado: Agramonte, perteneciente a la subestación: Agramonte 13.8 kV, ubicado en la periferia de la ciudad de SanctiSpíritus abarcando a su vez alguna que otra parte del casco histórico. Su monolineal del circuito se encuentra en el anexo 2.. El Cto. 96 es una carga predominantemente Residencial a pesar de que tenga alguna que otra carga Industrial o Mixta, teniendo su hora máxima de consumo a las 19:00 h..

(48) Posee como ajuste en la plantilla- guía los datos que se muestran en las tablas 2.13 y 2.14. Phase Trip Ic max(A) 161. Phase Trip Current 209.3. Threshold Mult 1.1. Tabla 2.13 Ajuste de la protección de fase.. Earth Trip Id max 64.4. Earth Trip Current 83.72. Threshold Mult 1.1. Tabla 2.14 Ajuste de la protección tierra.. Aquí se puede ver en estos ajustes que la corriente de desbalance máximo es el 40% de la corriente de carga, la cual está en presencia de una red común.. Al igual que los circuitos anteriores los cálculos de cortocircuito realizados a través de valores nominales que aparecen en la tabla 2.15.. Subestación Cto. Agramonte. 97. Ind.. Vpnom (kV). S-220. 34.5. Vsnom (kV) Pnom.(kVA) 13.8. 6300. %Z (pu.). RT. kVAcc. Icc máx 33 (A). Icc máx 4o13 (A). 0.0575. 2.5. 109565. 1833.498876. 4583.747189. Tabla 2.15 Cálculo de cortocircuito para la Sub. Agramonte 13 KV.. Los ajustes se configuran tal y como aparece en las tablas 2.16 y 2.17..

(49) Trip#1 (primer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantáneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 9 0 0 1s. 1 17 0 0. Trip#2 (segundo disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 9 0 0 10s. 1 17 0 0. Tabla 2.16 Ajustes para los disparos 1 y 2 respectivamente.. Trip#3 (tercer disparo) Phase Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time: Reclose time: Earth Tipo de Curva: TCC 161 Phase time multipler: Phase instantaneo multipler: Phase minimun time: Phase Aditional time:. 1 9 0 0 1s. 1 17 0 0. Tabla 2.17 Ajuste para el disparo 3.. Hallando el cortocircuito mínimo (explicado anteriormente) llegamos al valor de 962.43 A por lo que el interruptor es capaz de detectar este cortocircuito..

(50) Teniendo ya los cálculos de cortocircuito máximo de la línea en orden y bien distribuido los cuales dependen de la impedancia del transformador, pasaremos a la gráfica de coordinación (figura 2.16) ploteada dentro de la plantilla guía.. Figura 2.16 Coordinación del Nulec instalado en el Cto. 96.. Aquí se puede mostrar la coordinación no solo entre la protección de fase sino entre los By –Pass, fusibles por alta y otros. Así como la zona de trabajo de las protecciones delimitadas por sus corrientes de cortocircuito máximo y mínimo.. Luego de tener los datos necesarios e introducirlos en el Radial obtenemos las corridas siguientes: ¾ En condiciones de máxima generación (tabla 2.18):.

(51) ¾ En condiciones de mínima generación (tabla 2.19):. Subestación Agramonte. Cto 96. 3f 141.18. 1f 126.82. MVAcc máx. Fuse más alto por baja Icc 3f Icc 1f 3412 3435. Principio de la línea Icc 3f Icc 1f 4250 5217. I carga 72. Tabla 2.18 Resultados brindados por el Radial.. Subestación Agramonte. Cto 96. 3f 93.5. 1f 66.89. MVAcc mín. Fuse más alto por baja Icc 3f Icc 1f 2644 2497. Principio de la línea Icc 3f Icc 1f 3109 3287. I carga 72. Tabla 2.19 Resultados obtenidos en el Radial.. Podemos ver en esta tabla que la corriente de carga, al igual que los demás circuitos es menor que la expuesta en la plantilla debido a que no se ha considerado el aumento de carga comentado anteriormente; en este caso la corriente aumentó en un 55%. En cuanto a la corriente de cortocircuito mínimo que es monofásica es importante tenerla en cuenta ya que la sensibilidad es imprescindible en estos interruptores.. En la corrida del Radial obtuvimos el análisis de las protecciones el cual nos brinda el gráfico de coordinación entre el interruptor y el fusible de mayor capacidad en amperes del circuito (figura 2.7)..

(52) Figura 2.7 Coordinación obtenida en el Radial.. 2.5 Tiempo de Protección Definido.. Es disponible en protección de fase y tierra como una alternativa a la protección de tiempo inverso. Definidos los tiempos de disparo, la interrupción de un circuito se realiza a un tiempo fijado después del pico. El multiplicador de arranque (fase, tierra, NPS, inrush, carga fría), así como los tiempos mínimo, adicional y máximo no son aplicables.. Esta protección no se aplica en las redes de distribución debida principalmente a la dificultad de coordinar con las características de tiempo inverso de los fusibles.. 2.6. Protección de Secuencia de Fase Negativa.. La protección de fase secuencia negativa (NPS) es una protección que permite la detección de:.

(53) ¾ Bajo nivel de fallas fase- fase en presencia de corriente de carga. ¾ Caída de conductores en áreas de alta resistividad de tierra. ¾ Apertura de conductores.. Esta protección puede ser configurada para disparar el recerrador, u operar una alarma local a través de la tarjeta de entrada y salida (IOEX) o transmitir a un Sistema Automatización en Redes de Distribución (SCADA).. La protección NPS opera como un elemento de sobre corriente en las protecciones de fase, tierra y SEF.. 2.6.1 Elementos de Secuencia de Fase Negativa.. El número de elementos NPS varía dependiendo de si la protección de sobre corriente ha sido configurada para ser direccional. Si es así, entonces hay hasta cuatro elementos NPS independientes. Si la protección de sobre corriente no es direccional entonces hay hasta dos elementos NPS independientes.. Los elementos NPS son dirigidos por la corriente de secuencia de fase negativa, esto es, la suma del vector en tiempo real de las tres corrientes de fase. La corriente de secuencia de fase negativa utilizada por los elementos NPS es calculada en tiempo real por el Panel de Control sumando digitalmente las corrientes de fase, muestra por muestra: I2 = Ia + Ib < 240 + Ic < 120.

(54) Donde “<” es un cambio de fase. De manera similar, el voltaje de secuencia de fase negativa es calculado en tiempo real por el Panel de Control.. Sumando digitalmente los voltajes de fase, muestra por muestra: V2 = Va + Vb < 240 + Vc < 120 Donde “<” es un cambio de fase.. Un par de elementos NPS responde a corrientes en la dirección designada hacia delante, el otro par de elementos de protección NPS responde a corrientes en la dirección reversa designada. Un elemento NPS en cada par puede ser configurado para tener una característica de tiempo inverso, una característica de tiempo definido, o una característica instantánea. El segundo elemento NPS en cada par tiene una característica instantánea.. Si el primer elemento NPS de un par es configurado con una característica instantánea, entonces la segunda característica NPS instantánea no está disponible (únicamente una característica instantánea está disponible).. El voltaje NPS es también utilizado para dirigir el elemento de protección de desbalance de voltaje.. La dirección del flujo de corriente para los elementos NPS está determinada al medir la energía NPS en el circuito, mientras los elementos NPS son arrancados: P = I2 x V2.

(55) Donde I2 es la corriente NPS y V2 es el voltaje NPS.. 2.6.2 Aplicación de la protección de Secuencia de Fase Negativa.. Su aplicación reviste gran importancia en redes de distribución donde la sensibilidad de la protección de sobre corriente se ve afectada debido a que la corriente de arranque es relativamente alta con respecto a los niveles de cortocircuito, por lo que el uso en estas redes de la protección de Secuencia de Fase Negativa sería la solución para dicho problema.. 2.7 Protección de Sensibilidad de Falla a Tierra (SEF).. Esta protección es utilizada para detectar cualquier tipo de falla a tierra y ser capaz de abrir el recerrador cuando la corriente de tierra se eleva por encima de un nivel prefijado por un lapso mayor a un tiempo prefijado.. 2.7.1 Elementos de Sensibilidad de Falla a Tierra.. El número de elementos SEF varía dependiendo de si la protección de sobre corriente ha sido configurada para ser direccional. Si es así, entonces hay dos elementos SEF independientes. Si la protección de sobre corriente no es direccional entonces hay un elemento SEF independiente. Los elementos SEF son dirigidos por la corriente residual, esto es, la suma del vector en tiempo real de las tres corrientes de fase. La corriente residual utilizada por los.

(56) elementos SEF es determinada midiendo la corriente en la conexión común entre los tres transformadores de corriente en el interruptor.. Corriente residual = corriente de fase A + corriente de fase B + corriente de fase C Ie = Ia + Ib + Ic Note que la corriente de secuencia cero (I0) es definida como: I0 = (Ia + Ib + Ic) / 3 De modo que la corriente de secuencia cero es 1/3 de la corriente residual. De manera similar, el voltaje residual está dado por: Ve = Va + Vb + Vc El término “Corriente de Tierra” puede no ser estrictamente correcto en una red de cuatro hilos, en donde la corriente residual puede incluir también la corriente neutral. Un elemento SEF responde a corrientes en la dirección designada hacia delante, el otro par de elementos de protección SEF responde a corrientes en la dirección reversa designada. Los elementos SEF tienen únicamente una característica de Tiempo definido. La dirección del flujo de corriente para los elementos SEF está determinada por la relación de fase entre el voltaje de secuencia cero y la corriente, mientras los elementos SEF son arrancados.. 2.8 Protección por Pérdida de Fase (LOP).. La LOP inmediatamente disparará el interruptor y saldrá de servicio el circuito si el voltaje fase-tierra en una o dos fases cae debajo de un voltaje de arranque de LOP definido por el usuario por mayor que sea el tiempo de LOP definido por el usuario..

(57) La protección de LOP puede ser determinada de la siguiente manera: ¾ LOP OFF: no ocurre nada ¾ LOP ON: la protección LOP está activada y el interruptor disparará si el LOP es detectado ¾ LOP Alarm: el LOP está activado pero el interruptor no disparará si el LOP es detectado. En su lugar una alarma es registrada en el Event Log, vía un protocolo SCADA o vía una salida IOEX.. En adición, la protección LOP causará una interrupción del circuito en un alimentador desenergizado para disparar y dejar sin servicio, después el tiempo LOP podrá solamente energizar una o dos fases. Cuando dispara la protección de LOP, el recerrador, la fase o las fases, las que causarán el disparo, son registrados en un historial de resultados.. 2.8.1 Aplicación de la Protección por Pérdida de Fase.. Esta protección no se aplica en la OBE Provincial de S-S debido a que no tiene recierre por lo que no es factible a la hora de ser activada en un circuito de distribución ya que un puente abierto en un circuito de subtransmisión de 34,5kV separaría a todos los consumidores de las subestaciones que se encuentren aguas a bajo del circuito, los cuales luego de resuelta la avería tendrían que ser energizados por los operadores de la guardia o el despachador, lo que traería en el primer caso un gasto adicional de combustible, aumentaría el tiempo de la energía dejada de servir y para los segundos, en caso de que existiera la comunicación, emplear tiempo en dar soluciones que pueden ser automatizadas.. En los circuitos alimentados por interruptores NULEC esta protección es controlada por la protección de bajo voltaje ya que al ocurrir algún hecho de pérdida de fase por.

(58) alta, el secundario del transformador solo ve el 50% del voltaje de dos fases y el 100% en la restante; por lo que ha sido ajustada para un disparo a voltaje de fase menor que el 65% con tiempo de 10 segundos y con reposición para voltaje por encima del 80% con tiempo de 180 segundos y aplicando la lógica OR , dando excelentes resultados y resolviendo los problemas enunciados en el párrafo anterior.. Para comprobar esta función (en modo de alarma) se logró habilitar en el Nulec del circuito 83 perteneciente al Camino de la Habana, lográndose ajustar para un voltaje de 6.90 kV. Para la simulación de esta falla se desconectó un cable alimentador por primario comprobando su funcionamiento.. 2.9 Protección por Baja/Alta Frecuencia.. Cuando la frecuencia medida es igual o excede la baja o la alta frecuencia de arranque de disparo, un resultado de bajo y alto pico de frecuencia es generado y un Contador de Retardo de Disparo (TDC) es activado.. El TDC es reseteado y un bajo o alto resultado de frecuencia reseteado también es generado, cada un tiempo las mediciones de frecuencia iguales o por debajo del pico de arranque de la banda muerta para cualquier período de tiempo. La frecuencia de banda muerta es usada para impedir un valor de frecuencia que está fluctuando alrededor del arranque proveniente de los excesivos resultados de picos y reseteos.. Si la frecuencia permanece igual o mayor que la baja o alta frecuencia de arranque para un número específico de ciclos, el TDC deja de contar y un resultado de baja o alta frecuencia de disparo es generado y el disparo requerido es realizado (figura 2.8)..

(59) Si la función de cierre normal de frecuencia está en OFF, un resultado de fuera de servicio (Lockout) es generado después del disparo y la pantalla muestra al operador un estado de “Lockout”. El auto- recierre no ocurrirá después de un disparo de baja o alta frecuencia.. Figura 2.8 Protección de frecuencia 2.9.1 Frecuencia Normal de Cierre.. Esta función cierra el ACR automáticamente después de un disparo de baja o alta frecuencia cuando la misma retorna a la normalidad (figura 2.9). Para que esta función trabaje, el lado de fuente de alimentación tiene que estar conectado al terminar “I”..

(60) El cierre automático ocurre cuando: ¾ El ACR disparó debido a una protección de baja o alta frecuencia. ¾ El cierre de frecuencia normal estaba en ON antes del disparo y se mantiene en ON. ¾ La frecuencia ha retornado a ser menor o igual que la frecuencia normal de arranque y permanecer menor que el pico de arranque de la banda muerta. El voltaje en los tres buches de alimentación estén por encima del LVIT para el tiempo de cierre de frecuencia normal.. El cierre de frecuencia normal es eliminado cada vez que la frecuencia exceda el pico de la frecuencia normal de arranque de la banda muerta o del voltaje en cualquiera de los tres buches de alimentación que han caído igual o por debajo del LVIT.. Un resultado de Lockout no es generado cuando un cierre de frecuencia normal está en ON y los disparos del ACR en protección de baja o alta frecuencia.. ¾ La pantalla del operador no muestra el Lockout. Este permanece en blanco. ¾ La baja frecuencia normal establecida es cambiada. ¾ La alta frecuencia normal establecida es cambiada. ¾ Cierre de frecuencia normal establecida es cambiada.. El cierre de frecuencia normal ON/OFF establecido puede ser controlado por dos vías: configuración de página o protocolo telemétrico..

(61) Un resultado de Lockout será generado si cualquiera de los siguientes hechos ocurriera mientras el controlador espera por el retorno de la frecuencia a la normalidad: ¾ El cierre de frecuencia normal es devuelto a OFF ¾ Bajo voltaje de arranque inhibido es cambiado. La página establecida por el operador mostrará en la pantalla un “Lockout” y el título especial será eliminado si cualquiera de lo antes dicho ocurriera.. Figura 2.9 Protección de frecuencia con recierre.. 2.9.2 Aplicación de esta protección en los circuitos de distribución primaria.. El control de la frecuencia en nuestro sistema se hace a nivel de los circuitos de subtransmisión debido a que hasta este nivel del sistema se tenían relés de.

(62) frecuencia, con la introducción de los interruptores tipo Nulec en nuestro sistema se podría controlar la frecuencia hasta los niveles de distribución, lo cual traería como beneficio una mejor selectividad de las cargas a controlar y protecciones adicionales para este control.. Esto se puede ver a través del siguiente ejemplo: es una coordinación entre el interruptor 1195 de 33 kV y el Nulec conectado a uno de los circuitos por 13 kV. El interruptor subtransmisión disparará según el ajuste propuesto de Disparo Automático por Frecuencia (DAF) para la provincia por el despacho nacional, el Nulec se coordinó con dicho dispositivo para un ∆t de 45 milisegundos (figura 2.10).. Figura 2.10. Coordinación de frecuencia..

(63) 2.10 Protección de Bajo/Alto Voltaje.. La protección de bajo/alto voltaje toma mediciones periódicas de voltaje las compara con la derivada del arranque desde el sistema nominal de voltaje en conjunto con las configuraciones del voltaje de las protecciones, determina si el voltaje medido mantiene un estado normal.. Una flexible configuración de la protección es la evaluación usando el AND, OR, AVERAGE lógico, es usado para censar cuando él o los voltajes medidos se desvían desde el estado normal y genera picos de bajo y alto voltaje y disparos requeridos.. La protección de voltaje puede ser configurada también por: cierre automático del interruptor, una vez que el estado normal se haya restaurado: ¾ Fuerza la protección de voltaje a OFF en caso de excesiva secuencia de protección de voltaje. ¾ Fuerza el cierre de voltaje normal a OFF en el caso de que una protección de voltaje recupere su salida.. 2.10.1 Funcionamiento de la protección.. Los voltajes del interruptor monitoreados en la protección de alto/bajo voltaje y los usos de la configuración del operador determinan qué pico de voltaje de la protección, resultados y disparos requeridos son generados..

(64) Cuando el valor evaluado del voltaje resulta desviado más allá del bajo/alto voltaje, son generados. La protección de voltaje después de acumular el estado de voltaje fallado contra el tiempo del TDC y con otro operador establecido, determina si un disparo requerido por la protección de voltaje es realizado (figura 2.10).. Figura 2.10 Protección de voltaje.. 2.10.2 Lógica de fase.. El método de los controles de la lógica de fase en el cual los voltajes medidos son evaluados contra el alto/bajo voltaje de arranque. ¾ AND: cuando todos los voltajes de fase medidos se desvían más allá del “sobre voltaje de arranque” un resultado del “pico de sobre voltaje” es.

(65) generado, un estado de “pico de sobre voltaje” persiste; lo mismo ocurre con un bajo voltaje. ¾ OR: si cualquier voltaje de fase medido se desvía más allá del “sobre voltaje de arranque” un resultado del “pico de sobre voltaje” es generado, un estado de “pico de sobre voltaje” persiste; lo mismo ocurre con un bajo voltaje. ¾ AVERAGE: si el promedio del voltaje de las tres fases medidas se desvían más allá del “sobre voltaje de arranque” un resultado del “pico de sobre voltaje” es generado, un estado de “pico de sobre voltaje” persiste; lo mismo ocurre con un bajo voltaje.. Cuando el resultado del “pico de sobre voltaje” es generado, el tiempo del TDC de sobre voltaje arranca. Si el voltaje evaluado cae por debajo del “pico de sobre voltaje” de arranque menos la banda muerta del arranque, un resultado de “reseteo de sobre voltaje” es generado, es reseteado el tiempo del TDC de sobre voltaje; lo mismo ocurre para bajo voltaje. Nota: ¾ La lógica de fase de alto/bajo voltaje establecida puede ser diferente. ¾ La lógica de fase no tiene efecto en un interruptor monofásico.. 2.10.3 Voltaje de arranque.. El sobre voltaje de arranque es expresado como un porcentaje de voltaje nominal del sistema.. Si él o los voltajes medidos y la evaluación lógica de fase resultan en un “pico de sobre voltaje” y el estado de pico se mantiene constante por un periodo mayor de tiempo del TDC de sobre voltaje, y la opción de disparo de sobre voltaje está en ON,.

(66) entonces un disparo requerido por sobre voltaje es realizado y registrado; lo mismo ocurre para bajo voltaje.. 2.10.4 Cierre por Voltaje Normal.. Esta función activada, los controles del voltaje normal cierran funcionalmente, el ACR cierra automáticamente después de un disparo cuando: ¾ El disparo más reciente es un disparo de la “protección de alto/bajo voltaje”. ¾ El cierre por voltaje normal estaba en ON antes del disparo de alto/bajo voltaje y está inmóvil en ON. ¾ El voltaje de alimentación del interruptor ha retornado al estado normal. ¾ El AND del estado normal de voltaje ha permanecido por la duración del período de tiempo del “retardo de cierre por voltaje normal”.. Cuando esta función está en ON y ocurre un disparo de la protección de alto/bajo voltaje, es generado un resultado de no Lockout y el display OCPM no muestra el Lockout, esto se muestra en blanco. Si el cierre normal de voltaje está en OFF subsecuente a un disparo de la protección de alto/bajo voltaje y el interruptor no ha cerrado aún por voltaje normal, entonces un resultado de Lockout es generado, la página OCPM del OPERATOR SETTING mostrará Lockout y el título de alerta es eliminado.. 2.10.5 Voltaje Normal de Arranque.. El alto o bajo voltaje normal de arranque es expresado como porcentajes del voltaje del sistema y denota el alto rango de voltaje normal y la región inferior (posicionando.

(67) bandas muertas). Cuando los voltajes evaluados y el resultado lógico de fase están dentro de estas regiones (pico de bandas muertas) la protección de alto/bajo voltaje está en el estado “Normal Voltage”.. Todo voltaje medio debe estar dentro del rango de voltaje normal de arranque para la protección de alto/bajo voltaje al alcanzar el estado de voltaje normal, después las bandas muertas del voltaje normal de arranque llegan a ser efectivas, determinando si los voltajes medidos se han desviado del estado de voltaje normal.. 2.10.6 Retardo de Cierre por Voltaje Normal.. Esto arranca subsecuente a un disparo de la protección de alto/bajo voltaje cuando los voltajes medidos han retornado a un estado de voltaje normal y la función “Normal Voltage Close ON/OFF” está en ON. El timer es reseteado siempre que los voltajes evaluados se desvían del estado de voltaje normal. Un cierre de la protección de alto/bajo voltaje es generado (figura 2.11) cuando el timer es igual al tiempo configurado del retardo de cierre de voltaje normal..

(68) Figura 2.11 Protección de voltaje con recierre.. 2.10.7 Protección para el exceso de secuencia de la Protección de Voltaje.. Si el número de secuencia de la protección de voltaje es igual al excesivo conteo de secuencia de arranque dentro de la acumulación periódica del conteo de la secuencia de voltaje, entonces la protección de voltaje será efectivamente deshabilitado por fuerza del disparo de alto/bajo voltaje y el “Normal Voltage Close” establecido en OFF.. Precaución: Un exceso de secuencia de la protección de voltaje ocurre después de un cierre por voltaje normal. El interruptor estará en la posición Closed y el disparo por alto/bajo voltaje y el cierre por voltaje normal establecido estará en OFF..