UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO D
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y ELECTRONICA
“OPTIMIZACIÓN DE LA SELECTIVIDAD
MEDIANTE ATERRAMIENTO DE SISTEMAS CON
NEUTRO AISLADO EN LA SET
TESIS PARA
INGENIERO ELECTRICISTA
MAX XAVIER LUJAN SÁNCHEZ
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO D
PERU
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y ELECTRONICA
“OPTIMIZACIÓN DE LA SELECTIVIDAD
MEDIANTE ATERRAMIENTO DE SISTEMAS CON
NEUTRO AISLADO EN LA SET INGENIO”
OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO ELECTRICISTA
MAX XAVIER LUJAN SÁNCHEZ
PROMOCION: 2007-I
HUANCAYO – PERÚ
2008
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CENTRO DEL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTRICA Y ELECTRONICA
“OPTIMIZACIÓN DE LA SELECTIVIDAD
MEDIANTE ATERRAMIENTO DE SISTEMAS CON
INGENIO”
OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
ASESOR:
INGENIERO ELECTRICISTA José Mendoza Rodríguez
CO-ASESOR:
INGENIERO ELECTRICISTA Hugo Rósulo Lozano Núñez
PATROCINADOR: TOSHIBA PERU S.A.
A mis padres por ser los mejores amigos de mi vida y porque estuvieron en los momentos de mi constante lucha y jamás desfallecieron en apostar y seguir apostando para ser un hombre de bien en nuestra sociedad
A mis hermanos, por ser mi fuente de lucha, a mis familiares por creer en mí, a mis amigos por los momentos compartidos, a mi pequeña Mayel por regalarme a mis dos grandes amores que son la razón de seguir adelante en esta vida
AGRADECIMIENTOS
A la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Universidad Nacional del Centro del Perú, por darme la oportunidad de desarrollar mi vocación y así poder lograr una carrera profesional.
Al Ing. José Mendoza Rodríguez, asesor de la tesis por su apoyo, observaciones y colaboración durante el desarrollo y conducción de la misma.
Al Ing. Hugo Rósulo Lozano Núñez; Co-asesor del trabajo de tesis por su gran colaboración y consejos en el desarrollo del presente trabajo.
Al M. Sc. Ing. Carlos Camayo Carranza, Patrocinador de la presente Tesis, por su apoyo y orientaciones durante el desarrollo y conducción del trabajo.
A la Empresa “ELECTROCENTRO S.A.”, por brindarme la oportunidad de formar parte de su grupo humano, y desarrollar mis habilidades en el desarrollo y la ejecución de la tesis en dicha empresa.
A los docentes de la Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de la Universidad Nacional del Centro del Perú. Por su orientación y apoyo durante mi estadía universitaria y el desarrollo de mi tesis.
A las personas que forman parte de mi vida y son el motivo de mi dedicación y mejora en el ámbito profesional y personal; a los que apostaron y apuestan en mí y a los que depositan y depositaran su confianza en mi persona.
INDICE Pág. ASESOR COASESOR PATROCINADOR DEDICATORIA AGRADECIMIENTOS INDICE INTRODUCCION CAPITULO I PROBLEMA DE INVESTIGACION
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1.1 Definición del Problema
1.2.- JUSTIFICACION DEL TEMA 1.3.- PROPUESTA DEL PROYECTO
1.4.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION 1.5.- FORMULACION DE LAS HIPOTESIS 1.6.- PROBLEMA DE INVESTIGACION CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1.- COMPONENTES SIMÉTRICOS 2.1.1 Operadores
2.1.2 Componentes simétricos de vectores asimétricos 2.1.3 Impedancias de secuencia de los transformadores 2.1.4 Impedancias de secuencia de líneas de transmisión 2.1.5 Impedancias de secuencia para cargas
2.2.- FALLAS EN SISTEMAS EQUILIBRADOS 2.3.- FALLAS EN SISTEMAS DESEQUILIBRADOS.
2.3.1 Fallas línea a tierra. 2.3.2 Fallas doble línea a tierra. 2.3.3 Fallas línea a línea.
2.4.- FALLAS EN SISTEMAS ATERRADOS.
2.4.1 Falla monofásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase
2.4.2 Falla bifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
2.4.3 Falla bifásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase 2.4.4 Falla trifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
2.5.- FALLAS EN SISTEMAS CON NEUTRO AISLADO.
Fase
2.5.2 Falla bifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
2.5.3 Falla bifásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase 2.5.4 Falla trifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
CAPITULO III
METODO DE LA INVESTIGACION
3.1.- ESQUEMA DE PROTECCIÓN TRADICIONAL.
3.2.- IMPLEMENTACIÓN DE TRANSFORMADORES ZIG-ZAG COMO MEDIO DE ATERRAMIENTO.
3.3.- IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS PLC PARA LA
DISCRIMINACIÓN DE FALLAS A TIERRA. 3.3.1 Metodología
3.3.2 Descripción de la Operación 3.3.3 Secuencia de Operación
3.4.- IMPLEMENTACIÓN DE RELÉS SENSITIVOS DIRECCIONALES SENSITIVOS A TIERRA.
3.4.1 Polarización por voltaje de secuencia cero. 3.4.2 Polarización por corriente de secuencia cero.
3.4.3 Polarización dual por tensión y corriente de secuencia cero. 3.4.4 Polarización por secuencia negativa.
3.5.- EMPLEO DE TRANSFORMADORES PARA EL
ATERRAMIENTO DE UN SISTEMA CON NEUTRO AISLADO. CAPITULO IV
RESULTADOS DE LA INVESTIGACION
4.1.- ANÁLISIS DE CORTO CIRCUITO ETAP POWER STATION 4.1.1 Banco de capacitores
4.1.2 Transformador zig-zag 4.1.3 Transformador en paralelo 4.1.4 Transformador de aterramiento 4.1.5 Análisis de transformadores YnD. 4.1.6 Análisis de transformadores DYn. 4.2.- RESULTADO DE LOS ANÁLISIS
4.2.1 Del análisis de posibles configuraciones: 4.2.2 Análisis de Puesta en paralelo y aterramiento: 4.2.3 Existen dos formas de aterrar el sistema:
4.2.4 Experiencia de aterramiento en la empresa Electrocentro S.A. en la S.E. Ingenio
4.2.5 Durante el montaje del transformador de aterramiento se deben tener en cuenta:
4.3.- EVALUACIÓN ECONÓMICA 4.4.- BENEFICIOS DEL PROYECTO CONCLUSIONES
RECOMENDACIONES
REFERENCIA BIBLIOGRAFICA ANEXOS
INDICE DE FIGURAS
Fig. 1.1 Sistema de Distribución con neutro aislado Fig. 1.2 Sistema de Distribución con neutro aterrado. Fig. 2.1 Diagrama fasorial de la Matriz Vabc
Fig. 2.2 Diagrama fasorial de la componente simétrica de las fases
Fig. 2.3 Diagrama fasorial de las componentes simétricas de las fases a, b y c. Fig. 2.4 Circuito equivalente de un transformador
Fig. 2.5 Diagrama fasorial de la Matriz Vabc
Fig. 2.6 Circuito equivalente de los diagramas de conexión para la red de secuencia cero
Fig. 2.7 Circuito equivalente de fases balanceadas en sistemas de transmisión. Fig. 2.8 Circuito equivalente para las secuencias Positiva y Negativa
Fig. 2.9 Circuito equivalente según el grupo de conexión de las Cargas Fig. 2.10 Cargas representadas como impedancias en Paralelo y Serie Fig. 2.11 Circuito equivalente donde se presenta una Falla Trifásica Fig. 2.12 Circuito equivalente de las redes de secuencia
Fig. 2.13 Esquema de falla de una fase a tierra
Fig. 2.14 Circuito equivalente de interconexión de redes de secuencia en una falla línea a tierra
Fig. 2.15 Esquema de falla de doble línea a tierra
Fig. 2.16 Circuito equivalente de la interconexión de redes de secuencia en una falla doble línea a tierra
Fig. 2.17 Esquema de una falla línea a línea Fig. 3.1 Protección para un Transformador ∆-Y
Fig. 3.2 corriente de línea y devanado de transformador para transformadores de conexionado ∆-∆ y ∆-Y.
Fig. 3.3 Protección completa de falla a tierra de un transformador ∆-Y usando la sobrecorriente residual de un Rele Diferencial a tierra 87G
Fig. 3.4 Protección completa de falla a tierra de un transformador ∆-Y usando una sobrecorriente residual de un Rele Direccional 67G
Fig. 3.5 Método cuando no hay otra fuente de tierra posible Fig. 3.6 Esquema de Protección
Fig. 3.7 Esquema de Protección Fig. 3.8 Esquema de Protección
Fig. 3.9 Aterramiento mediante un Transformador Zig-Zag Fig. 3.10 Disposición de la medición de la tensión homopolar.
Fig. 3.11 Lógica de actuación del relé con el PLC e interruptores de los alimentadores Fig. 3.12 Señal de entrada principal del relé que recibe el PLC.
Fig. 3.13 Secuencia de Operación con falla en el alimentador 1 Fig. 3.14 Secuencia de Operación con falla en el alimentador 2 Fig. 3.15 Secuencia con falla en el alimentador 3
Fig. 3.16 Angulo característico de una protección.
Fig. 3.17 Características de una falla (delante o detrás), por parte de un relé que mide impedancia.
Fig. 3.18 Redes de secuencia para una falla Monofásica a tierra. Fig. 3.19 Voltajes Trifásicos balanceados en condiciones de prefalla.
Fig. 3.20 Angulo de la fase fallada con respecto al voltaje y corriente. Fig. 3.21 Fasores de secuencia cero para una falla monofásica. Fig. 3.22.a Falla hacia adelante o a la fuente.
Fig. 3.22.b Falla inversa o saliente de la fuente.
Fig. 3.23 Fasores para un elemento direccional de secuencia negativa.
Fig. 3.24 Transformador de aterramiento Y-∆ conectada directamente a través de una resistencia de aterramiento (NGR).
Fig. 3.25 Conexión de una resistencia de carga a través de una conexión delta rota de sus secundarios.
Fig. 3.26 Reducción de la conexión de una resistencia de carga en la conexión delta rota.
Fig. 4.1 Arquitectura básica de aterramiento de sistemas con neutro aislado.
Fig. 4.2 Primera vista del conexionado de lado DELTA del Banco de Transformadores y del transformador de aterramiento.
Fig. 4.3 Segunda vista del conexionado de lado DELTA del Banco de Transformadores.
Fig. 4.4 Primera vista del conexionado de lado ESTRELLA del Banco de Transformadores.
Fig. 4.5 Segunda vista del conexionado de lado ESTRELLA del Banco de Transformadores y del transformador de aterramiento.
Fig. 4.6 Vista de la placa del banco de transformadores. Fig. 4.7 Vista de la placa del transformador de aterramiento.
INDICE DE TABLAS
Tabla. 2.1 Valores de secuencia según el tipo de conexionado Tabla 2.2 Características de la red
Tabla 2.3 Condiciones de Operación Tabla 2.4 Características de la red Tabla 2.5 Condiciones de Operación Tabla 3.1 Lista de Standares internacionales
Tabla 3.2 Lista de Valores de Ɛ (capacitancia de inducción específica de aislamiento) Tabla 3.3 Lista de Valores de capacitores sobrecargados.
Tabla 3.4 Valores de K, para varios tipos y clases de transformadores de aterramiento. Tabla No. 4.1: Resultados de Evaluación Económica del Proyecto.
INTRODUCCION
Uno de los problemas aún no resueltos por sus altos costos, es la existencia de varios sistemas de distribución con neutro aislado en el ámbito de ELECTROCENTRO S.A., por lo que se inició investigaciones buscando soluciones económicas que permitan mitigar y/o eliminar las problemáticas que enfrentan las empresas por contar con este tipo de sistemas de distribución típicas en nuestro país.
Un sistema de distribución operando con neutro aislado, representa un grave riesgo para la seguridad pública y del equipamiento en una instalación eléctrica; igualmente este tipo de sistemas de distribución tienen un comportamiento operativo que ante fallas a tierra, los equipos de protección sacan de servicio todo
un alimentador, siempre que se pudo detectar la falla, ya que en ciertos tipos
de fallas tenemos el riesgo de no ser detectadas oportuna y correctamente por los equipos de protección.
También, al hacerlos muy sensibles se corre el riesgo de que por maniobras de operación se obtenga la actuación del relé.
En este proceso haciendo los análisis de sistemas de transmisión eléctrica, se observan comportamientos particulares de los transformadores de potencia de acuerdo al tipo de conexionado (neutro aislado y neutro aterrado).
Este hecho corroborado por la teoría de análisis de cortocircuito, circuitos equivalentes de transformadores se determina una solución que puede aplicarse, para aterrar a los sistemas con neutro aislado, mediante un transformador Dyn, que son muy fáciles de implementar, por que las empresas eléctricas de distribución y/o transmisión cuentan en sus almacenes con transformadores retirados que ya no le dan uso.
Inicialmente en la SET Ingenio se contaba con un transformador de 33/13.2 kV conexión YnD de 1.0 MVA. debido al incremento de la demanda a 2.5 MVA,
ELECTROCENTRO S.A. se vio forzado a incrementar su potencia instalada a
través de un banco de transformadores monofásicos de 0.833 MVA cada uno con un arreglo Dy (Delta en 33 kV), presentándose el inconveniente técnico de no poder suministrar a las actuales cargas rurales con configuración MRT y no poder relevar las fallas monofásicas; por lo que se tomó la decisión de aterrar el sistema en 33 kV empleando el transformador inicial de 1.0 MVA como un transformador de aterramiento. Con ésta configuración les permitió cubrir la demanda del sistema y asegurar las protecciones por la seguridad pública y de las instalaciones;
de esta forma la empresa viene suministrando el servicio eléctrico, en condiciones seguras y con calidad para los clientes del sistema Ingenio – Comas – Matapa, sin haber incurrido en costos de inversión; se evitó compra de transformador de potencia y logramos atender la demanda de los clientes en tiempo record, beneficiando el desarrollo principalmente de la actividad minera en la zona. Esto ha contribuido al incremento de ingresos por ventas de energía sin mayores costos de inversión para la empresa.
En los sistemas de distribución donde se aplicaron esta solución, los beneficios son muy altos toda vez que se contribuye a reducir el número y duración de interrupciones, se evita sobretensiones, se mejora la vida útil de los equipos del cliente y la concesionaria, así como se evita todo riesgo al público (seguridad pública) ante caída de cables. Evitar electrocuciones masivas como los ocurridos en Arequipa en años anteriores.
CAPITULO I
PROBLEMA DE INVESTIGACION
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1.1 Definición del Problema
• Entonces el problema puntual es que, aún no se ha realizado un análisis con las características técnicas mínimas garantizadas para un correcto dimensionamiento del aterramiento del sistema de distribución con neutro aislado, el cual minimice e incluso elimine el riesgo de las sobretensiones que son dañinas para un transformador y mejorar la selectividad en las protecciones, logrando obtener la fusión de un fusible tipo Cut-Out en el mismo punto de ocurrencia de falla monofásica (elemento comúnmente empleado en los sistemas de distribución); consiguiendo de una manera segura, fácil y económica la operación y mantenimiento de las redes con un notable incremento de la selectividad.
• Con la finalidad que la detección de fallas sea selectiva entre alimentadores de una misma subestación, se hace necesaria la implementación de relés direccionales de sobrecorriente homopolar en cada alimentador, como una medida inicial para la detección de fallas monofásicas en sistemas con neutro aislado.
1.2.- JUSTIFICACION DEL TEMA
La distribución porcentual del tipo de fallas en un sistema de distribución es del 85% por fallas a tierra y el 15% atribuibles a otras fuentes y que de éste porcentaje de fallas a tierra el 65% son transitorias y 35% permanentes; además de éste último sólo un 5% de las fallas de distribución se deben a conductores caídos.
El presente proyecto contribuye a detectar y despejar un 95% de las fallas que se deben en un gran porcentaje a descargas transitorias y permanentes en aisladores.
Justificación Teórica; Debido a la antigüedad de los equipos instalados
(que datan de la década de los 80s) en la mayoría de empresas de distribución y la actual necesidad de contar con equipos de última generación con capacidades de almacenamiento de información tales como eventos, perturbaciones del sistema, oscilografías de fallas y con capacidades de comunicación en los sistemas de redes de área local LAN de información, que puedan integrarse a un sistema SCADA; se hace necesario la implementación de éste tipo de equipos los cuales con las
características señaladas en párrafos precedentes cumplirían con relevar las fallas monofásicas en nuestro actual sistema de distribución.
Justificación Práctica; La vigente Norma Técnica de Calidad del
Servicio Eléctrico (NTCSE) que actualmente se encuentra en la tercera etapa penaliza a la empresa concesionaria y compensa al cliente por la calidad del servicio, así como por la calidad del producto. Expresado en términos promedios se desembolsa un monto de 30,000 Nuevos Soles por cada 10 minutos en el que se deja de brindar el servicio a nuestros clientes y adicionalmente el problema en la parte del mantenimiento en distribución debido a que en más del 80% de intervenciones de mantenimiento después de que los actuales relés de protección actúan no se llega a ubicar el punto de falla lo cual se cuantifica en 1,250 Nuevos soles por cada grupo de mantenimiento.
Justificación Legal; La incomodidad por parte del cliente por no contar
con el suministro de energía debido a que para energizar el alimentador afectado cuando no se localiza el punto de falla es muy prolongado, se verá completamente reducido con la implementación de éste proyecto. Y en forma adicional la buena imagen de la empresa se verá incrementada y vista como efectiva.
1.3.- PROPUESTA DEL PROYECTO:
A continuación se describe la base teórica que sustentan las ventajas económicas y técnicas del aterramiento con transformador Dyn, que permitieron salir de manera exitosa de la contingencia en Huancavelica, atender el incremento de demanda a 1.50MV en la subestación Ingenio y que permitirá mejorar la seguridad pública, calidad del servicio y vida útil de los sistemas de distribución, instalaciones y la mejora de la imagen de la empresa ante los clientes.
Existen básicamente dos tipos de sistemas de distribución, sistemas con neutro aislado y sistemas con neutro puesto a tierra, sin embargo existen sistemas intermedios, por ejemplo un sistema puesto a tierra a través de una resistencia.
Sistemas de Distribución Neutro Aislado:
A continuación mostramos un sistema con neutro aislado en la que se indican los fasores de tensión antes y después de una falla a tierra, en esta se puede observar el corrimiento del neutro ante la falla a tierra (genera sobretensión 3Vo), característica importante de este tipo de fallas que permite la generación de sobretensiones homopolares, sobretensiones en las fases sin falla como se observa en la Figura 1.1.
El sistema mostrado con neutro puesto a tierra, ante una falla a tierra, el neutro prácticamente no se desplaza, lo cual no permite la generación de sobretensiones homopolares o resultan muy pequeñas, como se observa en la Figura 1.2.
Métodos de Aterramiento de Sistemas Neutro Aislado:
Entre los métodos de aterramiento de sistemas con neutro aislado tenemos:
Transformador Zigzag.
Transformadores Dyn.
Resistencia con conexión en YN.
En caso de Electrocentro, venimos utilizando los Transformadores Zigzag y Transformadores Dyn.
Transformadores Zigzag:
Es una forma de aterramiento de sistemas aislados, pues permiten obtener una corriente 3Io en condición de falla a tierra, con una magnitud necesaria para que los relés de sobrecorriente a tierra más sensibles puedan detectar la sobrecorriente y permitir su actuación para eliminar la falla.
Si bien este equipo, permite obtener corrientes 3Io pequeñas, suficientes para que sean detectados por los relés de protecciones de los Alimentadores. Esta condición no es suficiente para la calidad del servicio, pues no solamente tenemos la necesidad de detectar las corriente 3Io, sino principalmente obtener corrientes con valores necesarios para distinguir si la falla a tierra se encuentra cerca de la fuente o alejada de la misma, a fin de lograr una selectividad adecuada a lo largo de un alimentador MT, reducir número de clientes afectados, evitar sobretensiones, etc.
Los transformadores ZigZag, no permiten reducir las zonas de protección, limitando en muchos casos solamente a una zona que comprende todo un alimentador que puede tener entre 5000 a 12000 Clientes, deteriorando el nivel de calidad del suministro (DEK y FEK altos), así como no se evita las sobretensiones en las fases sanas.
Transformadores Dyn:
Los sistemas de distribución con neutro aislado, también se pueden aterrar (instalar una referencia a tierra) mediante un transformador de potencia del tipo Dyn, instalando el devanado “yn” con conexión a tierra de manera directa o a través de una resistencia.
Conforme al diagrama de componentes de secuencia cero, el devanado con conexión del neutro a tierra del transformador de aterramiento permite obtener la corriente 3Io, cuya magnitud dependerá de la capacidad de potencia del mencionado transformador y principalmente de su Vcc.
En las empresas de distribución es común contar con transformadores que se encuentran de reserva o algunas que no se utilizan, las mismas que podemos rescatar y utilizarlos como transformadores de aterramiento.
Una de las ventajas más importantes, es que nosotros tenemos la posibilidad de obtener corrientes 3Io altos en condiciones de falla a tierra (incluso con alta impedancia de falla). De esta forma es posible contar con
zonas de protección más reducidos a lo largo de los alimentadores mejorando la selectividad de las protecciones, elevar el nivel de confiabilidad del suministro eléctrico y evitar las sobretensiones en las fases sin falla.
Para determinar el tamaño del transformador de aterramiento (Dyn), es importante tomar en cuenta la cantidad de corrientes 3Io a obtener y/o niveles de sobretensión máxima permisibles en las fases sin falla. Para ello, se debe realizar cálculos de corrientes de cortocircuito monofásico a tierra para diferentes niveles de resistencia a tierra (0 - 20 - 50 Ohmios, etc).
La propuesta del proyecto es al igual que las aplicadas en Huancavelica Norte 22.9kV e Ingenio 33kV, implementar el neutro artificial (aterramiento) mediante transformadores de potencia con grupo de conexión Dyn, como se muestra en la Figura 1.3, a los sistemas de distribución con neutro aislado. Utilizando transformadores de potencia retirados de centrales térmicas obsoletas, sin necesidad de realizar grandes inversiones mejorar la calidad del servicio eléctrico, la seguridad pública e incremento de vida útil de las instalaciones eléctricas en beneficio de los habitantes de la región central y del país.
Con la ejecución del proyecto de aterramiento estaremos logrando grandes ahorros, pues reutilizaremos equipos retirados que representaban un capital
inutilizado, logrando reducir costos de operación y mantenimiento importantes para la empresa.
1.4.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION
• Demostrar que es factible aterrar un sistema de distribución con neutro aislado y como consecuencia la optimización de la selectividad en las protecciones eléctricas, demostrando que dentro del alimentador con falla es capaz de incluso fusionar fusibles aguas debajo de la protección principal.
• Diagnosticar, evaluar y simular las diferentes alternativas de solución empleadas actualmente para la detección de fallas monofásicas a tierra en un sistema de distribución con neutro aislado.
• Demostrar a través de su implementación como experiencia en una empresa de
distribución nacional las ventajas conseguidas, así como los registros de falla almacenados en el sistema de protección.
1.5.- FORMULACION DE LAS HIPOTESIS
Un adecuado dimensionamiento de un transformador de aterramiento para un sistema de distribución con neutro aislado permite eliminar las sobretensiones ante fallas monofásicas, así como mejorar la selectividad de protecciones en todos los alimentadores de una subestación de distribución aislando únicamente el punto de falla.
1.6.- PROBLEMA DE INVESTIGACION
Por seguridad pública y cuidado de las instalaciones eléctricas, en el mundo los sistemas de distribución cuentan con el neutro solidamente puesto a tierra. En el Perú aún contamos con algunas instalaciones con neutro aislado.
Las exigencias del Código Nacional de Electricidad son claras al indicar que se debe asegurar la seguridad pública y garantizar la seguridad y confiabilidad de las protecciones eléctricas.
Nuestro estudio estará basado básicamente en el aterramiento de un sistema de distribución, para lo cual se hará el uso de programas para su respectivo modelamiento y análisis de las diferentes configuraciones que se pueden presentar; resultados que han podido corroborarse y comprobarse bajo la experiencia en campo de la empresa de distribución ELECTROCENTRO S.A.
ELECTROCENTRO S.A. es una empresa de distribución de electricidad con
399,000 Clientes, 142 Alimentadores MT y 6700 Subestaciones de Distribución MT/BT. Los niveles de media tensión con las que cuentan las instalaciones de distribución son diversas: 10, 12, 13.2 y 22.9 kV. Las estaciones de transformación tienen diversas configuraciones en el lado media tensión, generalmente con conexión del neutro a tierra, pero en otras son sistemas neutro aislado (conexión en delta).
La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos en nuestro país es muy exigente, principalmente en lo que se refiere a la Calidad del Suministro, las tolerancias tanto en número (N) y duración (D) de interrupciones están limitadas y las compensaciones por superar dichos límites se incrementan exponencialmente, cuanto mayor sea el N y D.
La seguridad pública y la calidad del servicio eléctrico, es de vital importancia para nuestra empresa; Asimismo las autoridades como el OSINERGMIN son muy exigentes en la fiscalización de la seguridad pública y los niveles de calidad del servicio eléctrico.
Las instalaciones eléctricas de distribución, principalmente aquellas que fueron construidas en los años 60 al 80 tienen deficiencias que son muy difíciles de superar al corto plazo por el alto costo de inversión que demandan. Es por ello, que existen sistemas de distribución con neutro aislado, tanto en las zonas de concesión de ELECTROCENTRO S.A. y otras empresas del país.
Este tipo de instalaciones con neutro aislado conlleva a una serie de problemas muy graves, entre ellas tenemos:
• Bajo nivel de seguridad pública Existe el riesgo de electrocuciones masivas por caída de cables como el ocurrido en Arequipa en años pasados. Existe la probabilidad de que fallas con alta impedancia no sean detectadas por los equipos de protección.
• Las instalaciones eléctricas y/o equipos de nuestros clientes y la concesionaria se ven sometidos a sobretensiones transitorias que reducen la vida útil de los equipos.
• Las deficiencias de las instalaciones eléctricas por disminución de nivel de aislamiento no son visibles y son difíciles de localizar.
• Las fallas a tierra que se producen en alguna parte de la red, es causa para que se inicien o aparezcan fallas en otras partes de las instalaciones.
• Incremento de costos de mantenimiento, por que las sobretensiones que se generan por fallas a tierra y desequilibrios de carga generan el rápido deterioro de las instalaciones.
• Las protecciones eléctricas no son confiables, tienen baja selectividad. Cuando actúan normalmente interrumpen el servicio eléctrico para un gran número de Clientes.
• Las soluciones existentes en el mercado para aterrar este tipo de instalaciones o son muy costosas o tienen pocos beneficios y no eliminan toda la problemática presente. Entre ellas tenemos:
o Cambio de Transformador de Potencia por uno con Neutro
Aterrado: Esta solución es muy costosa, toda vez que implica adquirir el equipo más importante y de mayor costo de un sistema de distribución, además de que el transformador a retirar no se puede vender por su obsolescencia tecnológica.
o Implementación de Transformador Zigzag: Se tiene implementada en algunos sistemas de distribución, pero su aporte es limitado. Si bien mitiga algunas problemáticas, pero sigue latente el riesgo de no detección de fallas a tierra con alta impedancia, sobretensiones y la interrupción para un gran número de clientes ante fallas. Igualmente, implica altos montos de inversión, pues no es un suministro de consumo masivo y su fabricación es muy limitada y a pedido.
Existen pocas investigaciones para resolver la problemática de este tipo de sistemas de distribución, toda vez que en el mundo, entre el 90% al 95% de las instalaciones eléctricas tienen el neutro aterrado y fueron construido desde su origen de esta forma. Por tanto, los fabricantes de los equipos de protección y otros ponen sus esfuerzos para los sistemas aterrados.
Entonces el problema puntual es que, aún no se ha realizado un análisis con las características técnicas mínimas garantizadas para un correcto dimensionamiento del aterramiento del sistema de distribución con neutro aislado, el cual minimice e incluso elimine el riesgo de las sobretensiones que son dañinas para un transformador y mejorar la selectividad en las protecciones, logrando obtener la fusión de un fusible tipo cut-out en el mismo punto de ocurrencia de falla monofásica (elemento comúnmente empleado en los sistemas de distribución);
consiguiendo de una manera segura, fácil y económica la operación y mantenimiento de las redes con un notable incremento de la selectividad.
Con la finalidad que la detección de fallas sea selectiva entre alimentadores de una misma subestación, se hace necesaria la implementación de relés direccionales de sobrecorriente homopolar en cada alimentador, como una medida inicial para la detección de fallas monofásicas en sistemas con neutro aislado.
CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1 COMPONENTES SIMÉTRICOS
El 28 de Junio del año de 1918 Charles L. Fortescue, presentó en una reunión del “American Institute of Electrical Engineers”, un trabajo que constituye una de las herramientas más poderosas para el estudio de los circuitos polifásicos desequilibrados1.
Desde entonces, el método de los componentes simétricos ha ido adquiriendo más importancia y ha sido el tema de numerosos artículos e investigaciones experimentales. Las fallas asimétricas en los sistemas de transmisión, que pueden ser cortocircuitos, impedancia entre líneas, impedancia de una o dos líneas a tierra o conductores abiertos se estudian por el método de los componentes simétricos.
El trabajo de Fortescue demuestra que un sistema desequilibrado de n vectores relacionados entre sí, pueden descomponerse en n sistemas de vectores
1
Charles L. Fortescue, Method of Symmetrical Coordinates Applied to the Solution of Polyphase Networks, Trans. AIEE, vol. 37, páginas. 1027-1140, 28 de Junio de 1918.
equilibrados denominados “componentes simétricos” de los vectores originales. Los n vectores de cada conjunto de componentes son de igual magnitud, siendo también iguales los ángulos formados por vectores adyacentes.
Según el teorema de Fortescue, tres vectores desequilibrados de un sistema trifásico pueden descomponerse en tres sistemas equilibrados de vectores. Los conjuntos equilibrados de componentes son:
1. Componentes de secuencia cero, formados por tres vectores de igual módulo y con una diferencia de fase nula.
2. Componentes de secuencia positiva, formados por tres vectores de igual módulo, con diferencias de fase de 120° y con la misma secuencia de fases que los vectores originales.
3. Componentes de secuencia negativa, formados por tres vectores de igual
módulo, con diferencias de fase de 120° y con la secuencia de fases opuesta a la de los vectores originales.
Cuando se resuelve un problema por componentes simétricos, se acostumbra a designar las tres fases de un sistema por las letras a, b, c, de tal forma, que la secuencia de fases de las tensiones y corrientes sea abc. Por tanto, la secuencia de fases de los componentes de secuencia positiva de los vectores desequilibrados es
abc y la de los componentes de secuencia negativa es acb. Si los vectores
componentes simétricos se designan con los subíndices adicionales 0, 1 y 2 para indicar a los de secuencia cero, positiva y negativa respectivamente.
Como cada uno de los vectores desequilibrados originales es igual a la suma de sus componentes, los vectores originales expresados en función de sus componentes simétricos son:
Va = Va0 + Va1 + Va2 (1.1)
Vb = Vb0 + Vb1 + Vb2 (1.2)
Vc = Vc0 + Vc1 + Vc2 (1.3)
2.1.1 Operadores
Es conveniente, por los desplazamientos de fase de los componentes simétricos de las tensiones y las corrientes en un sistema trifásico, disponer de un método taquigráfico para indicar la rotación de un vector 120°.
El resultado de multiplicar dos números complejos, es igual al producto de sus módulos y a la suma de sus ángulos. Si el número complejo, que representa a un vector, se multiplica por un número complejo de módulo unidad y ángulo θ, el número complejo resultante representa a un vector igual al original, pero desplazado un ángulo θ.
El número complejo de módulo unidad y argumento θ es un operador que gira, al vector a que se aplica un ángulo θ; La letra “a” se utiliza normalmente para designar al operador que origina una rotación de 120°
en sentido contrario al movimiento de las agujas del reloj. Tal operador es un número complejo de módulo unidad y argumento de 120° y viene definido por:
a=1∟120°
Al cual se le puede practicar las siguientes operaciones: a1= - 0.5 + 0.866i a2= - 0.5 - 0.866i a3=1 a4=-0.5 + 0.866i 1+a=0.5 + 0.866i 1-a=1.5 - 0.866i 1+a2=0.5 - 0.866i 1-a2=1.5 + 0.866i a+a2=-1 a-a2=1.732i
2.1.2 Componentes simétricos de vectores asimétricos
De acuerdo con las ecuaciones (1.1) (1.2) y (1.3) podemos descomponer tres vectores asimétricos en sus componentes simétricos.
En primer lugar, observamos que el número de magnitudes desconocidas puede reducirse, expresando cada componente de Vb y Vc como el producto de una función del operador “a” y un componente de Va con las que podemos formular las relaciones siguientes:
Va = Va0 + Va1 + Va2 (1.4)
Vb = Va0 + a2.Va1 + a.Va2 (1.5)
O bien forma matricial: Vabc= 150 ∠ 45° 250 ∠ 150° 100 ∠ 300°
Y por conveniencia hacemos:
A012=
1 1 1
1 a2 a
1 a a2
Fig. 2.1 Diagrama fasorial de la Matriz Vabc Entonces, como puede comprobarse fácilmente que:
A012= 1 1 1 1 -0.5-0.866i -0.5+0.866i 1 -0.5+0.866i -0.5-0.866i A012= 1 1 1 1 -0.5+0.866i -0.5-0.866i 1 -0.5-0.866i -0.5+0.866i 13
Y pre multiplicamos A012–1 a ambos miembros de la siguiente ecuación:
VVab Vc = 11 a12 1a 1 a a2 . VVa0b1 Vc2 90 180 270 200 100 0
Conseguimos formar la siguiente expresión matricial: Va012=A012-1.Vabc
Que nos enseña cómo descomponer tres vectores asimétricos en sus componentes simétricos.
Estas relaciones son tan importantes que las escribiremos por separado en su forma ordinaria:
Va0 = 1/3 (Va + Vb + Vc) (1.7)
Va1 = 1/3 (Va + a.Vb + a2.Vc) (1.8)
Va2 = 1/3 (Va + a2.Vb + a.Vc) (1.9)
Con lo que, al operar obtenemos:
Va012=
- 20.147 + 48.154i 2.022 - 47.978i 124.191 + 105.89i
Fig. 2.2 Diagrama fasorial de la componente simétrica de las fases 0 90 180 270 150 100 50 0
Ahora, calculamos los componentes simétricos de las otras fases Vb012= a 0 0 0 0 a2 0 0 0 a1 . Va012 Vc012= a0 0 0 0 a1 0 0 0 a2 .Va012 Para finalmente, mostrar el juego completo de componentes simétricos de las tres tensiones.
Va012= - 20.147 + 48.154i 2.022 – 47.978i 124.191 + 105.89i Vb012= - 20.147 + 48.154i-42.561 + 22.238i -153.798 + 54.608i Vc012= - 20.147 + 48.154i 40.539 + 25.74i 29.608 + 160.497i
Fig. 2.3 Diagrama fasorial de las componentes simétricas de las fases a, b y c.
0 90 180 270 150 100 50 0 Va012 → Vb012 → Vc012→ arg Va012
(
)
→ arg Vb012(
)
→ , ,arg Vc012(
→)
La ecuación (1.7) demuestra que no hay componentes de secuencia cero si la suma de los vectores desequilibrados es cero. Como la suma de los vectores de tensión entre líneas en un sistema trifásico es siempre cero, los componentes de secuencia cero NO EXISTEN NUNCA en las tensiones de línea, cualquiera que sea el desequilibrio.
La suma de los vectores de las tres tensiones entre líneas y neutro no es necesariamente cero y, por tanto, las tensiones, respecto al neutro, pueden tener componentes de secuencia cero.
Las ecuaciones precedentes podrían haber sido escritas para cualquier conjunto de vectores relacionados entre si y, así podríamos haberlas escrito para las corrientes en lugar de para las tensiones.
Pueden resolverse analítica o gráficamente. Las ecuaciones anteriores son tan fundamentales que conviene escribirlas para las corrientes.
Ia = Ia0 + Ia1 + Ia2 (1.10)
Ib = Ia0 + a2.Ia1 + a.Ia2 (1.11)
Ic = Ia0 + a.Ia1 + a2.Ia2 (1.12)
Ia0 = 1/3 (Ia + Ib + Ic) (1.13)
Ia1 = 1/3 (Ia + a.Ib + a2.Ic) (1.14)
Ia2 = 1/3 (Ia + a2.Ib + a.Ic) (1.15)
En un sistema trifásico, la suma de las corrientes en las líneas, es igual a la corriente en el retorno por el neutro (In).
Por tanto:
In = Ia + Ib + Ic (1.16)
Al comparar las ecuaciones (1.13) y (1.16) se obtiene:
In = 3.Ia0 (1.17)
Si no hay retorno por el neutro de un sistema trifásico, “In” es cero y las corrientes en las líneas no contienen componentes de secuencia cero. Una carga conectada en ∆ no tiene retorno por el neutro y, por tanto, las
corrientes que van a una carga conectada en ∆ no contienen componentes de secuencia cero.
2.1.3 Impedancias de secuencia de los transformadores
Las magnitudes de las impedancias de secuencia positiva y negativa de un transformador son iguales. El modelo del transformador corresponde al mostrado, donde Z = Rt + jXt, representa la resistencia y la reactancia del transformador.
Dependiendo de la conexión del primario y del secundario, el ángulo de desfase θ varía como se muestra la siguiente tabla según lo indica la norma C37 del ANSI/IEEE.
Conexión θ
Secuencia Positiva Secuencia Negativa
Y - Y 0⁰ 0⁰
∆ - ∆ 0⁰ 0⁰
∆ - Y -30⁰ +30⁰
Y - ∆ +30⁰ -30⁰
Tabla. 2.1 Valores de secuencia según el tipo de conexionado
Cuando θ es igual a 0°, el transformador se puede representar por el circuito equivalente pi mostrado en la siguiente figura.
Fig. 2.5 Diagrama fasorial de la Matriz Vabc
Para las componentes de secuencia cero, el transformador es representado por los circuitos mostrados a continuación en la figura 2.6; dependiendo de las conexiones del primario y del secundario.
La única forma en que las corrientes de línea de secuencia cero pueden circular, es cuando existe una ruta de neutro a tierra para circulación de dicha corriente.
En el caso de conexiones en delta, las corrientes de secuencia cero existen dentro de los devanados en delta, pero no hay ruta para circulación de esta corriente hacia el exterior. Cuando la conexión del neutro al punto de tierra se realiza a través de una impedancia, ésta debe incluirse en la impedancia de secuencia cero.
2.1.4 Impedancias de secuencia de líneas de transmisión
Asumiendo que los sistemas de transmisión presentan asimetrías muy pequeñas entre las fases, es decir, se pueden considerar con sus fases balanceadas, y que las líneas de transmisión son transpuestas para eliminar los desbalances electromagnéticos, se pueden expresar las caídas de tensión a través de los conductores de fase por la ecuación matricial que se deriva de la figura 2.7:
Fig. 2.7 Circuito equivalente de fases balanceadas en sistemas de transmisión.
VVaa'bb' Vcc' = Van - Va'n' Vbn - Vb' n' Vcn - Vc'n' = ZZms ZZms ZZmm Zm Zm Zs . IIba Ic
Donde:
Zs: Impedancias propias de cada fase incluyendo la presencia del neutro.
Zs = Zaa + Znn - 2Zan
Zm: Impedancias mutuas entre fases incluyendo el conductor neutro. Zm = Zab + Znn – 2Zan
Reescribiendo la ecuación matricial en términos de las componentes simétricas de la fase a se tiene:
VVbb'1aa'0 Vcc'2 = Zs+2Z. m Zs- Z. m .. . . Zs-Zm . IIb1a0 Ic2
Con lo cual se definen las impedancias de secuencia positiva, negativa y cero:
Z1= Zs - Zm = Zaa - Zab Z2= Zs - Zm = Zaa - Zab
Z2= Zs + 2Zm = Zaa - 2Zab + 3Znn - 6Zan
Se observa de estas ecuaciones que la impedancia del conductor de retorno se incluye en la impedancia de secuencia cero de la línea y que las impedancias de secuencia positiva y negativa son iguales y no incluyen la impedancia del conductor de retorno.
Además debe notarse que la corriente de secuencia cero es idéntica en magnitud y ángulo en cada fase, lo que ocasiona un campo magnético
mayor que el producido por las corrientes de secuencia positiva y negativa; por esto la reactancia inductiva de secuencia cero es mayor que la reactancia inductiva de secuencia positiva y negativa. Normalmente es de 2 a 3,5 veces mayor.
Para líneas desbalanceadas, es decir, no transpuestas, debe tenerse en cuenta que la matriz de impedancias para el análisis debe considerar impedancias mutuas (Zab, Zbc y Zca) diferentes (ya no podrían reemplazarse por Zm), así como las impedancias propias Zaa, Zbb y Zcc.
2.1.5 Impedancias de secuencia para cargas
Para las cargas, así como para los transformadores, debe tenerse en cuenta el tipo de conexión de la carga para el caso de la secuencia cero. Los circuitos de secuencia usados para la representación de cargas son:
Para las secuencias positiva y negativa el equivalente son:
Donde:
s :Subíndice para indicar la secuencia (1 ó 2) VLpf : Voltaje de carga pretalla.
QL : Potencia reactiva de la carga. PL : Potencia activa de la carga.
G= PL VLpf 2 B= PL VLpf 2
Para la secuencia cero se deben tener en cuenta la conexión de la carga como en la figura 2.9; también es importante señalar que en los circuitos siguientes se representa la carga como impedancia en paralelo.
Fig. 2.9 Circuito equivalente según el grupo de conexión de las Cargas
Es posible también representar las cargas como impedancia serie, como se muestra en la figura 2.10.
Para los casos mostrados los valores de impedancia en p.u. son:
Rp = VL pf2 PL Rs = VLpf 2 SBPL PL2+ QL 2 Xp = VL pf2 QL Xs = VLpf 2 SBQL PL2+ QL 2 Donde:
VLpf : Voltaje de la carga en p.u. SB : Potencia base.
PL y QL : Potencia activa y reactiva de la carga.
A su vez, se debe tener en cuenta el tipo de carga de acuerdo a su dependencia con el voltaje, así: cargas a potencia constante, cargas a impedancia constante y cargas a corriente constante. Estas cargas pueden expresarse como: S Si = V Vi k Donde:
Si : Potencia inicial de la carga Vi : Voltaje inicial de la carga
K : 0 para cargas a potencia constante; 1 para corriente constante; 2 para impedancia constante.
2.2 FALLAS EN SISTEMAS EQUILIBRADOS
Los fallos balanceados o simétricos (fallos trifásicos) tienen una frecuencia de ocurrencia del 5%, es decir, son los que menos se presentan en los sistemas de potencia bajo condiciones normales de operación. Sin embargo, su estudio es muy utilizado en el cálculo de protecciones debido a que presenta las condiciones extremas del sistema. Por el contrario, los fallos desbalanceados (línea a tierra, doble línea, doble línea a tierra) se presentan con mayor frecuencia, siendo la línea a tierra el más común de todos.
Para resolver los fallos tanto balanceados como desbalanceados se puede hacer uso del método de las componentes simétricas, mediante el cual se interconectan redes de secuencia positiva, negativa y cero dependiendo del tipo de fallo.
La situación que se presenta en un fallo trifásico se muestra en la figura 2.11.
Las tensiones de fallo entre cada fase y tierra serán: Vaf = IafZf + (Iaf + Ibf + Icf) Zg Vbf = IbfZf + (Iaf + Ib + Icf) Zg Vcf = IcfZf + (Iaf + Ib + Icf) Zg
Teniendo en cuenta que el sistema está balanceado, Iaf + Ibf + Icf = 0, por lo que Zg es como si no estuviera. Sabiendo que las corrientes de una secuencia solo ocasionan caídas de tensión de esa misma secuencia, se tiene:
Va1 = Ia1Zf Va2 = Ia2Zf Va0 = Ia0Zf
Pero también se tiene que para una fuente balanceada las componentes de secuencia son:
Va1 =Vpf - Ia1Z1 Va2 =0 - Ia2Z2 Va0 =0 - Ia0Z0
Donde:
Vpf es el voltaje en la fase a antes del fallo (voltaje prefallo).
Igualando las tensiones de secuencia de las ecuaciones anteriores se llega a:
Ia1= Vpf Z1+Zf Ia2 = 0 Ia0= 0
Por lo tanto los voltajes de secuencia negativa y cero serán nulos y el voltaje de secuencia positiva igual a: Va1 = Ia1.Zf. Las corrientes de fallo para cada fase serán iguales a Ia1. En este tipo de fallos las redes de secuencia están aisladas una de otra como se mostraron en la figura 2.12.
2.3 FALLAS EN SISTEMAS DESEQUILIBRADOS.
2.3.1 Fallas línea a tierra.
Este tipo de fallos es un ejemplo de los fallos desbalanceados y su esquema general que se muestra a continuación:
Fig. 2.13 Esquema de falla de una fase a tierra
De la figura 2.13 se nota que las corrientes por las fases no falladas son iguales a cero, por lo que las corrientes de secuencia, de acuerdo a lo visto anteriormente serán iguales a:
Ia1= Iaf 3 Ia2= Iaf 3 Ia0= Iaf 3
Teniendo en cuenta la ecuación de los voltajes de secuencia y sabiendo que Vaf=Iaf.Zf se tiene:
Vaf =Va0 + Va1 + Va2 IafZf =Va0 + Va1 + Va2
Fig. 2.14 Circuito equivalente de interconexión de redes de secuencia en una falla línea a tierra
Aplicando la ecuación de definición de los voltajes de secuencia en la ecuación anterior y teniendo en cuenta que las corrientes de secuencia son iguales, se tiene:
3Ia0Zf=Vpf – Iao(Z1+Z2+Z0)
Ia0= Vpf
Z1+Z2+Z0+3Zf
La interconexión de las redes de secuencia para este tipo de fallo es como se muestra en la Figura 2.14:
2.3.2 Fallas doble línea a tierra.
En este tipo de fallos dos fases entran en contacto una con otra y con tierra al mismo tiempo, tal como se muestra a continuación:
Fig. 2.15 Esquema de falla de doble línea a tierra
De la figura 2.15 se pueden obtener las siguientes ecuaciones: Iaf = 0
Vbf = IbfZf + (Ibf + Icf)Zs = Ibf (Zf + Zs) + IcfZs Vcf = IcfZf + (Ibf + Icf)Zs = Icf (Zf + Zs) + IbfZs
Realizando la diferencia de potencial entre las fases falladas (en este caso b y c) y expresando dicha diferencia en términos de componentes de secuencia se llega a:
Realizando la suma de los voltajes de las fases falladas y expresando el resultado en términos de sus componentes simétricas se obtiene:
Va1 – Ia1Zf = Va0 – Ia0 (Zf + 3Zg)
Igualando las ecuaciones y reemplazando por las expresiones para las componentes simétricas se tiene:
Vpf – Ia1 (Z1 + Zf) = - Ia2 (Z2 - Zf) = - Ia0 (Zo + Zf + 3Zg)
De la ésta ecuación se nota que los voltajes de secuencia son iguales, por lo que la interconexión de las redes de secuencia es como se muestra en la siguiente figura 2.16 (en paralelo).
Fig. 2.16 Circuito equivalente de la interconexión de redes de secuencia en una falla doble línea a tierra
Del que se pueden obtener las corrientes de secuencia positiva, negativa y cero: Ia1= Vpf !Z1+ Zf"+ !Z2+Zf"#Z0+ Zf+3Zg$ Z0+Z2+ 2Zf+3Zg Ia2=- Ia1% Z0+Zf+3Zg Z2+ Z0+2Zf+3Zg& Ia0 = - (Ia1 + Ia2)
2.3.3 Fallas línea a línea.
Ocurren cuando dos fases entran en contacto una con otra. La situación para este tipo de fallos se muestra a continuación en la figura 2.17
Fig. 2.17 Esquema de una falla línea a línea
De dicha figura se desprenden las siguientes ecuaciones: Iaf = 0
Ibf = - Icf
La definición de las corrientes de secuencia será como sigue: Ia0 = 0 Ia1= Va1-Va2
Zf
= - Ia2 Va1 = Vpf – Z1Ia1 Va2 = - Z2Ia2 Va0 = 0
Ibf = - Icf = (a2 - a)Ia1
Se debe tener presente que a = 1∟120°.
Por consiguiente en la interconexión de las redes de secuencia no existe la red de secuencia cero y las redes de secuencia positiva y negativa se conectan a través de la impedancia de fallo Zf.
2.4 FALLAS EN SISTEMAS ATERRADOS.
Para poder describir las fallas en sistemas aterrados, se hará uso del Software Etap Power Station versión 5.5.6 y tomaremos como base un sistema de distribución típico con las siguientes características de la red:
Potencia de cortocircuito trifásico 545.596 MVA
Potencia de cortocircuito monofásico 665.108 MVA
Transformador de potencia 15 MVA - 60/10 kV
Zcc=8.8% - Dyn11
Número de alimentadores 3
Carga por alimentador 3.382 MVA x 3 = 10.15 MVA
@ PF=0.96
Conductor Cu 3 x 240 mm² x 8 km por
Alimentador
Tabla 2.2 Características de la red
Máxima caída de tensión en colas 9.512 kV ≡ 4.88%
Máxima demanda 10.4 MVA en 10 kV
Factor de Potencia total de carga 0.929 en retraso en 10 kV
Tabla 2.3 Condiciones de Operación
En el anexo C en el plano FSA-000 podemos ver el flujo a condiciones normales
2.4.1 Falla monofásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSA-001 podemos ver el flujo de una falla monofásica a tierra en cola de un alimentador
En el anexo A en el cuadro 4.1 observamos los resultados del flujo de una falla monofásica a tierra en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla monofásica:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente de falla por la fase fallada. - Ángulo de corriente de falla netamente inductivo.
- Reducida tensión homopolar.
- Redes de secuencia desequilibras en tensiones. - Redes de secuencia equilibradas en corrientes. - Presencia de una considerable corriente residual.
- El desequilibrio no es visto por la fuente en delta, pero se refleja como bifásica.
2.4.2 Falla bifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSA-002 podemos ver el flujo de una falla bifásica en cola de un alimentador
En el anexo A en el cuadro 4.2 observamos los resultados del flujo de una falla bifásica en cola de alimentador.
Presenta las siguientes características la falla bifásica:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla en oposición.
- No existe presencia de tensión homopolar. - Redes de secuencia desequilibras en tensiones. - Redes de secuencia desequilibradas en corrientes. - No existe presencia de corriente residual.
- El desequilibrio no es visto por la fuente en delta, pero se refleja como trifásica.
2.4.3 Falla bifásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSA-003 podemos ver el flujo de una falla bifásica a tierra en cola de un alimentador
En el anexo A en el cuadro 4.3 observamos los resultados del flujo de una falla bifásica a tierra en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla bifásica a tierra:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla casi en oposición.
- Reducida tensión homopolar.
- Redes de secuencia desequilibras en tensiones. - Redes de secuencia desequilibradas en corrientes. - Presencia de una pequeña corriente residual.
- El desequilibrio no es visto por la fuente en delta, pero se refleja como trifásica.
2.4.4 Falla trifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSA-004 podemos ver el flujo de una falla trifásica en cola de un alimentador
En el anexo A en el cuadro 4.4 observamos los resultados del flujo de una falla trifásica en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla trifásica:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla en fase.
- No existe tensión homopolar.
- Redes de secuencia equilibradas en corrientes. - Presencia de corriente de secuencia cero.
- La falla es vista por la fuente en delta, reflejada también como trifásica.
2.5 FALLAS EN SISTEMAS CON NEUTRO AISLADO.
Para poder describir las fallas en sistemas aterrados, se hará uso del Software Etap Power Station versión 5.5.6 y tomaremos como base un sistema de distribución típico con las siguientes características de la red:
Potencia de cortocircuito trifásico 545.596 MVA
Potencia de cortocircuito monofásico 665.108 MVA
Transformador de potencia 15 MVA - 60/10 kV
Zcc=8.8% - YNd11
Número de alimentadores 3
Carga por alimentador 3.382 MVA x 3 = 10.15 MVA
@ PF=0.96
Conductor Cu 3 x 240 mm² x 8 km por
Alimentador
Tabla 2.4 Características de la red
Para empezar resaltaremos las siguientes condiciones operativas:
Máxima caída de tensión en colas 9.512 kV ≡ 4.88%
Máxima demanda 10.4 MVA en 10 kV
Factor de Potencia total de carga 0.929 en retraso en 10 kV
Tabla 2.5 Condiciones de Operación
2.5.1 Falla monofásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSNA-001 podemos ver el flujo de una falla monofásica a tierra en cola de un alimentador
En el anexo B en el cuadro 4.1 observamos los resultados del flujo de una falla monofásica a tierra en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla monofásica:
- Sobretensión en todos los alimentadores en las fases sanas.
- Presencia de una muy reducida corriente de falla por la fase fallada. - Ángulo de corriente de falla netamente capacitivo.
- Considerable presencia de tensión homopolar. - Redes de secuencia equilibras en tensiones. - No existe redes de secuencia en corrientes.
- Presencia de una escasa o reducida corriente residual. - El desequilibrio no es visto por la fuente en estrella.
2.5.2 Falla bifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSNA-002 podemos ver el flujo de una falla bifásica en cola de un alimentador
En el anexo B en el cuadro 4.2 observamos los resultados del flujo de una falla bifásica en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla bifásica:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla en oposición.
- No existe presencia de tensión homopolar. - Redes de secuencia desequilibras en tensiones. - Redes de secuencia desequilibradas en corrientes. - No existe presencia de corriente residual.
- El desequilibrio no es visto por la fuente en delta, pero se refleja como trifásica.
2.5.3 Falla bifásica a tierra en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSNA-003 podemos ver el flujo de una falla bifásica a tierra en cola de un alimentador
En el anexo B en el cuadro 4.3 observamos los resultados del flujo de una falla bifásica a tierra en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla bifásica a tierra:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla casi en oposición.
- Reducida tensión homopolar.
- Redes de secuencia desequilibradas en corrientes. - Presencia de una pequeña corriente residual.
- El desequilibrio no es visto por la fuente en delta, pero se refleja como trifásica.
2.5.4 Falla trifásica en cola de un alimentador – Valores de Fase
En el anexo C en el plano FSNA-004 podemos ver el flujo de una falla trifásica en cola de un alimentador
En el anexo B en el cuadro 4.4 observamos los resultados del flujo de una falla trifásica en cola de un alimentador
Presenta las siguientes características la falla trifásica:
- Variación de tensión, con tendencia decreciente al punto de falla. - Presencia de una considerable corriente por las fases falladas. - Ángulo de las corrientes de falla en fase.
- No existe tensión homopolar.
- Redes de secuencia equilibras en tensiones. - Redes de secuencia equilibradas en corrientes. - Presencia de corriente de secuencia cero.
- La falla es vista por la fuente en delta, reflejada también como trifásica.
CAPITULO III
METODO DE LA INVESTIGACION
3.1 ESQUEMA DE PROTECCIÓN TRADICIONAL.
Hoy en día existen diferentes normas relacionadas al cálculo de estudios de cortocircuitos y esquemas de protección estandarizados para poder emplear en el diseño de subestaciones, con el fin de elaborar un correcto procedimiento en el cálculo de las corrientes de cortocircuito para poder especificar adecuadamente los equipos a instalarse en las subestaciones (transformadores de potencia, interruptores, seccionadores, transformadores de medida, aisladores, etc.); También en la actualidad se tienen diferentes programas computacionales tanto para el cálculo de corrientes de cortocircuito como para el diseño, que cumplen con los siguientes estándares internacionales citados en la tabla 3.1:
Los estándares de ambas instituciones (ANSI/IEEE como IEC) son para el cálculo de corrientes de cortocircuito a 50 Hz o 60 Hz y contienen las metodologías para el cálculo de corrientes de fallas trifásicas, línea a tierra, línea – línea y línea – línea a tierra.
Estándar/Norma Año Publicación Título EEE C37.04 IEEE C37.04f, h IEEE C37.04g IEEE C37.04i 1979, 1988, 1999 1990 1986 1991
Standard Rating Structure for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis and Supplements
IEEE Std C37.5 1979 IEEE Guide for Calculation of Fault Currents for Application of AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Total Current Basis
IEEE C37.010 IEEE C37.010b, e
1979, 1988,1999 1985
IEEE Application Guide for AC High-Voltage Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Basis and supplements IEEE C37.13 1990 Standard for Low-Voltage AC Power Circuit Breakers Used
in Enclosures
IEEE C37.013 1997 Standard for AC High-Voltage Generator Circuit Breakers Rated on a Symmetrical Current Basis
IEEE C37.20.1 2002 Standard for Metal Enclosed Low-Voltage Power Circuit Breaker Switchgear
IEEE Std 399 1990 & 1997 IEEE Recommended Practice for Industrial and Commercial Power System Analysis – the Brown Book
IEEE Std 141 1986,1993,2002 IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants – the Red Book
IEEE Std 242 1986 & 2001 IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems – the Buff Book
UL 489_9 1996,2000,2002 Standard for Safety for Molded-Case Circuit Breakers, Molded-Case Switches, and Circuit-Breaker Enclosures IEC 62271-100 2003 voltage switchgear and controlgear – Part 100:
High-voltage alternating-current circuit breakers
IEC 62271-200 2003 High-voltage switchgear and controlgear – Part 200: AC metalenclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 52 kV
IEC 62271-203 2003 High-voltage switchgear and controlgear – Part 203: Gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV
IEC 60282-2 1997 High-voltage fuses – Part2: Expulsion fuses
IEC 61363-1 1998 Electrical installations of ships and mobile and fixed offshore units – Part 1: Procedures for calculating short-circuit currents in three-phase a.c.
IEC 60909-0 2001 Short-Circuit Currents in Three-phase a.c. systems - Part 0: Calculation of Currents (including 2002 corrigendum1) IEC 60909-1 2002 Short-circuit currents in three-phase a.c. systems - Part 1:
Factors for the calculation of short-circuit currents according to IEC-60909-0
IEC 60909-2 1992 Electrical equipment - Data for short-circuit current calculations in accordance with IEC 909 (1988)
IEC 60909-4 2000 Short-circuit currents in three-phase a.c. systems Part 4: Examples for the calculation of short-circuit currents IEC 60947-1 2004 Low voltage switchgear and controlgear, Part 1: General
rules
IEC 60947-2 2003 Low voltage switchgear and controlgear, Part 2: Circuit breakers
Tanto el ANSI/IEEE como la IEC aclaran que el cálculo de las corrientes de fallas necesitan la inclusión de la red de secuencia cero (por ejemplo fallas a tierra, dobles fallas a tierra y fallas tipo serie), el flujo de corrientes es apreciablemente afectado por las condiciones del sistema de aterramiento, también influye la presencia de múltiples puntos de aterramiento y los valores de impedancias del sistema de aterramiento. Las impedancias de aterramiento pueden ser usadas para limitar el valor de la corriente de falla a tierra a un valor mínimo con la supresión de los sobrevoltajes y obtener una protección de tierra “controlada”.
El sistema de aterramiento, juega un rol importante para una adecuada simulación de la respuesta del sistema de secuencia cero, más especialmente para sistemas sólidamente aterrados o sistemas de baja impedancia, para lo cual es suficiente incluir en el estudio sólo la corriente limitada del transformador y/o las impedancias de tierra del generador. Mientras que para sistemas de alta impedancia, flotantes y/o sistemas resonánticos aterrados deberán de ser considerados de una forma especial, ya que no existe una metodología implícita en los estándares antes indicados.
El estándar IEEE C37.91-2000 “IEEE Guide for Protective Relay Applications to
Power Transformers” especifica que los transformadores ∆Y son fuente de
corrientes de tierra. Las corrientes de secuencia cero en el lado de Y aterrado no son reflejados en los terminales del lado de ∆. Algunos relés pueden ignorar esta
contribución como parte del desfase de ángulos internos propios de ésta configuración, como así también existen otros relés que no pueden acomodar ésta compensación por lo que deben emplear CTs para filtrar la aparente contribución de corriente de tierra; en la figura 3.1 podemos apreciar la combinación de dispositivos de protección.
Fig. 3.1 Protección para un Transformador ∆-Y
Éste estándar también recomienda que, los fusibles son los elementos de protección más comúnmente usados con transformadores de hasta 5 MVA, mientras que para transformadores de 10 MVA y mayores son protegidos generalmente por la combinación de dispositivos de protección como se muestra
en la figura 3.1. Los equipos que se encuentran entre éstos rangos pueden ser protegidos ya sea con fusibles o relés, la elección de protección depende de la criticidad de la carga, el tamaño del transformador comparado con la carga total del sistema y consideraciones de seguridad.
También plantea, el comportamiento de las corrientes de falla en un transformador, resumiéndolo en la figura 3.2.
Si se emplea la protección de sobrecorriente (relés o fusibles) y es aplicado sólo en el lado de alto voltaje (∆) de un transformador ∆Y aterrado, se puede presentar un problema de sensitividad del transformador para mantener la coordinación con los dispositivos de protección del lado de baja tensión (Y). Para fallas fase a fase en el lado de baja tensión (Y) la corriente de línea del lado de alta tensión será 115% de la corriente en por unidad que de baja tensión. Para fallas fase a tierra en el lado de baja tensión (Y), la corriente de línea del lado de alto voltaje (∆) apenas será el 58% de la corriente en por unidad que de baja tensión. Cuando el lado de Y es aterrado a través de una impedancia, las corrientes de falla del lado de alta tensión serán menores que las máximas corrientes de carga del transformador.
El ajuste de tiempos, debe de coordinar con los equipos de protección aguas abajo ya que los transformadores están limitados tanto mecánica como térmicamente y su capacidad de soportabilidad de corrientes de cortocircuito se define para un periodo de tiempo determinado.
Fig. 3.2 corriente de línea y devanado de transformador para transformadores de conexionado ∆-∆ y ∆-Y.
