Selección e implementación de IED para protecciones eléctricas ante fallas en sistemas de distribución

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Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

Por

Nicolas Daniel Peñafiel Ojeda

SELECCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DE IED PARA PROTECCIONES

ELÉCTRICAS ANTE FALLAS EN SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Sustentado el 29 de mayo de 2014, frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Ing. Gustavo Ramos López Ph.D, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

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Dedico éste trabajo especialmente a Dios, quien ha puesto en mi camino grandes oportunidades, me ha brindado salud y me ha dado la fuerza para poder culminar ésta meta. A mis padres y abuelos, quienes han estados presente siempre con sus consejos y ayudas a lo largo de mi carrera. A mi asesor Gustavo Ramos, quien junto a David Celeita me brindo su tiempo y conocimiento para poder guiar mi trabajo. Y a todas las personas que estuvieron a mi lado durante este proceso, cuya ayuda forjó el camino en mi formación como persona.

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i.

Resumen Ejecutivo

El presente proyecto de grado describe una metodología de selección de dispositivos IED para la aplicación de protecciones eléctricas en sistemas de distribución. Para ello, primero se realizó un estudio detallado y un estado del arte de los diferentes métodos utilizados para la detección de fallas en sistemas de transmisión y distribución. Entre éstos se encontró estándares internacionales, como el expuesto en [1], el cual menciona diferentes métodos y los explica de acuerdo a las necesidades y requerimientos de cada uno. Con ello, se logra realizar un mejor entendimiento del algoritmo de detección de fallas desarrolladas en proyectos de la Universidad de los Andes, expuesto en [2].

Posterior a esto, se realizó una revisión de catálogos de siete fabricantes, donde se seleccionó el dispositivo IED más utilizado para protección de alimentadores de sistemas de distribución por cada uno de ellos. Con ello, se logró realizar una minuciosa comparación entre dispositivos, utilizando una matriz previamente elaborada usando diferentes características necesarias en aplicaciones de automatización avanzada de sistemas de distribución, y sus respectivas protecciones eléctricas.

Para poder validar los criterios de selección se utilizó un banco de pruebas compuesto por dos relés existentes en los laboratorios de la universidad. Primero, se planteó un escenario real donde ocurran las fallas para la validación de las protecciones por implementar, en el cual se estableció parámetros reales. Con ello, se logró realizar diferentes simulaciones hardware in the loop, cuyo objetivo es el de comparar empíricamente los dispositivos utilizados comúnmente en la industria, obteniendo así una retroalimentación necesaria para la elaboración de conclusiones. A continuación se presenta en detalle los correspondientes objetivos, donde se explica los alcances y retos presentados para el presente proyecto de grado.

Selección e implementación de dispositivos IED para validación de protecciones eléctricas ante fallas en alimentadores de sistemas de distribución.

El principal objetivo del presente proyecto de grado corresponde a la realización de una metodología de selección de IED para la implementación en diseños académicos e industriales de automatización avanzada en sistemas de distribución. Para ello, en un principio se desea estudiar el comportamiento de cada dispositivo IED disponible, a diferentes tipos de falla. Con esto, se realizó una matriz de selección en la cual se compara tipos de relés de diferentes fabricantes, donde se tuvo en cuenta parámetros requeridos por los métodos estudiados y experiencia adquirida en pruebas de simulación HIL.

A continuación, se exponen los objetivos específicos desarrollados en el presente proyecto de grado, donde se muestra su avance hasta el momento.

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Revisar estado del arte de las metodologías o algoritmos y los dispositivos electrónicos inteligentes (por sus siglas en ingles IED) implementados para detección de fallas.

Se realizó una investigación previa al desarrollo del método de selección del IED, y su respectiva implementación en protecciones ante fallas. Para ello, fue necesaria la realización de un estado de arte que constó de dos secciones: Algoritmos de detección de fallas y un resumen de las hojas de datos de dispositivos electrónicos inteligentes.

La primera parte del estado de arte corresponde a los diferentes métodos expuestos por diversos autores para localización de fallas en sistemas de distribución. Con esto, se logró un mejor entendimiento del algoritmo desarrollado en proyectos académicos por el grupo de investigación de la universidad. La segunda parte del estado de arte corresponde a la realización de una base de datos de diversos dispositivos IED provistos por diferentes fabricantes conocidos en la industria por sus productos, entre los cuales se encuentran Siemens, ABB, SEL, General Electric, entre otros. Con ello, se conoció y comparó cada una de estas marcas, encontrando así sus funciones y tecnologías utilizadas para diferentes aplicaciones en la automatización avanzada de sistemas de distribución.

Identificar y caracterizar los dispositivos IED seleccionados e implementados.

Una vez realizado un estudio minucioso de los diferentes dispositivos utilizados como protección y automatización en alimentadores de sistemas de distribución, fue necesario la realización de una caracterización de los equipos para su implementación en un banco de pruebas. Para esto, se parametrizó dos relés disponibles en los laboratorios de la Universidad de los Andes, correspondiente a las referencias 751A de SEL, y M7679 de Beckwith Electric. Con ello, se realizó una comparación de diferentes características utilizadas en la detección de fallas, tales como velocidad de respuesta, protocolos de comunicación, dificultad de uso, entre otros. Para realizar esto, se utilizó un banco de pruebas expuesto en el objetivo iv. Con ello, se realizó un informe en el que se mostró los resultados obtenidos de ésta.

Definir una metodología para selección de dispositivos IED para implementar ubicación de fallas , mediante su comparación.

Una vez realizada la investigación de los diferentes dispositivos IED, y con un completo entendimiento del algoritmo implementado para detección de fallas, es necesario la elaboración de un método de selección del relé correcto. Para ello, se realizó una matriz inicial donde se comparó no solo los dos dispositivos caracterizados, sino todos los relés consultados en el estado de arte. Posterior a la elaboración de ésta matriz, se desarrolló una metodología de selección utilizando una matriz final, en la que se explicó qué factores de aquella matriz se debe tenerse en cuenta en la selección del dispositivo para la implementación en procesos de automatización de sistemas de distribución y en protecciones ante fallas.

Realizar simulación Hardware in the Loop para implementación de fallas en un escenario establecido de sistemas de distribución aplicando conocimientos revisados en protecciones eléctricas.

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En éste objetivo, se desea validar, respaldar y comparar lo realizado en secciones anteriores. Para ello, se realizó la validación utilizando un banco de pruebas compuestos por diferentes componentes, entre los cuales se encontraron los relés seleccionados. La descripción completa del banco de pruebas, se expondrá en el documento de proyecto de grado de electrónica. Es importante destacar, que inicialmente se realizó dos tipos diferentes de simulación para la validación de las protecciones de los dispositivos, debido a la carencia de recursos en el laboratorio; es decir, se realizó una simulación HIL para sobre y sub voltaje, y otra para sobre corriente. Posterior a esto, con el desarrollo de un sistema amplificador de voltaje, se logró validar ambas protecciones en conjunto. La meta principal de éste objetivo es la comparación entre los dos relés antes expuestos, lográndose así la documentación necesaria para el cierre del objetivo ii.

Resultados obtenidos

Para el presente proyecto de grado, se obtuvo una completa caracterización de diferentes dispositivos IED. Específicamente, el principal resultado es la documentación de la experiencia adquirida en el uso de dispositivos utilizados en alimentadores de sistemas de distribución reales, como los disponibles actualmente en la Universidad de los Andes. Con ello, se logró construir una base sólida para futuras investigaciones, permitiéndose así abrir puertas para futuros estudiantes que deseen contribuir en éste tema cuyos desarrollos se vienen presentando durante la última década.

Entre ésta documentación se encuentra los resultados obtenidos en la simulación de un sistema real, representados mediante oscilografías generadas por los IED utilizados. Con esto, se logró plantear una estrategia de selección, calificando el desempeño de cada uno de ellos. Al final del documento, se puede tener un criterio para elegir entre dos fabricantes, dos diferentes dispositivos para protección de alimentadores.

Con esto, se plantean trabajos futuros. Entre ellos está la implementación de protecciones por sobrecorriente en secuencia negativa, muy común en fallas diferentes a las monofásicas o en sistemas desbalanceados. De igual forma, se podrían evaluar IED de otros fabricantes, actualizando la base de datos aquí creada, y estableciendo un criterio cada vez más sólido.

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ii.

Contenido

i. Resumen Ejecutivo... 3

ii. Contenido ... 6

iii. Lista de Tablas ... 8

iv. Lista de Figuras ... 8

1. INTRODUCCIÓN. ... 9

2. OBJETIVOS... 10

2.1. OBJETIVO GENERAL ... 10

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 10

2.3. ALCANCE Y PRODUCTOS FINALES ... 10

3. DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIÓN DEL TRABAJO ... 10

4. MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTORICO ... 11

4.1. MARCO TEÓRICO ... 11

4.1.1. Métodos en Detección de Fallas ... 11

4.1.2. Técnicas de Medición en un Terminal Basados en Impedancia [1]... 11

4.1.3. Métodos Con Uso de Datos de Dos Terminales [1] ... 12

4.1.4. Algoritmo de Detección de Fallas desarrollado en la Universidad de los Andes ... 13

4.2. MARCO CONCEPTUAL ... 14

4.2.1. Sobretensión [5] ... 14

4.2.2. Subtensión [6] ... 15

4.3. MARCO HISTORICO ... 15

5. METODOLOGÍA DEL TRABAJO ... 15

5.1. PLAN DE TRABAJO ... 15

5.2. BÚSQUEDA DE INFORMACIÓN ... 16

6. TRABAJO REALIZADO... 17

6.1. SELECCIÓN DE CRITERIOS PARA MATRIZ DE COMPARACIÓN ... 17

6.2. ELABORACIÓN DE LA MATRIZ INICIAL ... 17

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6.4. GENERACIÓN DE SISTEMAS DE PRUEBA ... 20

6.4.1. Descripción del Sistema... 20

6.4.2. Simulación del Sistema... 23

7. VALIDACIÓN DEL TRABAJO ... 25

7.1. Metodología de prueba ... 25

7.2. Validación de los resultados del trabajo... 25

7.2.1. Oscilografías del Banco de Pruebas ... 25

7.2.2. Validación de Matriz de Selección para Protecciones Eléctricas ... 30

7.2.3. Validación de Matriz de Selección para ADA ... 31

7.3. EVALUACIÓN DEL PLAN DE TRABAJO ... 33

8. DISCUSIÓN ... 33

9. CONCLUSIONES ... 34

10. REFERENCIAS ... 36

11. ANEXOS... 38

11.1. CRITERIOS DE COMPARACIÓN MATRIZ INICIAL ... 38

11.1.1. Comunicación ... 38

11.1.2. Detector de Fallas ... 39

11.1.3. Dispositivos de Protección ANSI ... 39

11.1.4. Monitoreo ... 41

11.1.5. Almacenamiento de Datos y Generación de Reportes ... 42

11.1.6. Requerimiento Físicos y Funcionales del Sistema ... 42

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iii.

Lista de Tablas

Tabla 1. Matriz de comparación realizada con diferentes dispositivos IED de diversos fabricantes. ... 18

Tabla 2. Parámetros del sistema simulado ... 22

Tabla 3 Matriz con criterio de selección para Protecciones Eléctricas ... 30

Tabla 4. Matriz con criterio de selección para ADA ... 32

iv.

Lista de Figuras

Figura 1. Circuito unifilar y equivalente para una falla en sistemas radiales y líneas de trasmisión de dos fuentes. [1]... 12

Figura 2. Diagrama de flujo del algoritmo seleccionado [2] ... 14

Figura 3. Diagrama de flujo del proyecto realizado ... 16

Figura 4. Escenario de prueba utilizando DSSim-PC ... 20

Figura 5. Estructura aérea trifásica para sistemas de distribución urbanos [8]... 21

Figura 6. Matriz de impedancia de línea N2-N3 y N2-N5 respectivamente [8] ... 21

Figura 7. Curva CBEMA de calidad de la tensión [10] ... 23

Figura 8. Flujo de carga del sistema, a condiciones normales ... 23

Figura 9. Análisis de corto circuito, con falla trifásica a tierra en el nodo 6 ... 24

Figura 10. Flujo de carga del sistema con LD_2 desconectada ... 24

Figura 11. Curva TCC utilizada para la protección de sobrecorriente... 26

Figura 12. Oscilografía falla de Sobrecorriente de corta duración, sin disparo del IED. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1... 26

Figura 13. Oscilografía de falla de sobrecorriente con disparo del IED en SW_2. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1 ... 27

Figura 14.Oscilografía de falla trifásica, aislamiento de la falla y disparo de IED en SW_1. Relación PT: 40:1. ... 27

Figura 15. Oscilografía intento de reconexión de IED en SW_2. Aún no se despeja la falla. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1... 28

Figura 16. Oscilografía intento de reconexión exitoso. La falla ya se despejó. Relación PT: 2:1; Relación CT: 1200:1... 29

Figura 17. Oscilografía con despeje de la falla en SW_1. Existen tres niveles de voltaje diferentes. Relación PT: 2:1. ... 29

Figura 18.a) Comunicación LAN entre IED y operadores. b) Grupos de nodos lógicos, su indicador correspondiente y la cantidad de nodos en cada grupo [11] ... 38

Figura 19. Análisis de corto circuito, con falla bifásica a tierra en el nodo 6, fase a y b ... 43

Figura 20. Análisis de corto circuito, con falla bifásica en el nodo 6, fase a y b ... 43

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1. INTRODUCCIÓN.

En la actualidad, los sistemas de distribución tradicionales en Colombia no poseen métodos de automatización y optimización para solucionar las diferentes problemáticas presentadas día a día. Por esta razón, es muy común observar los prolongados lapsos de tiempo en el que los sistemas se restauran después de una falla. Es por eso que en la última década, en todo el mundo se ha invertido millones en recursos para el desarrollo de sistemas inteligentes [3], que tengan diferentes capacidades operacionales, entre las que se encuentre la auto-restauración por fallas, la implementación de protecciones adaptativas a los cambios en el sistema, o la reconfiguración de los interruptores, entre otros.

Ahora, en el contexto colombiano no ha existido un pleno desarrollo de automatización en los alimentadores de sistemas de distribución por parte de las entidades gubernamentales encargadas del control del sistema eléctrico colombiano, ni de los propios operadores de red. De igual forma, durante el diseño y construcción de los sistemas de baja tensión actuales, no se contempla una posible actualización hacia los sistemas automáticos, por lo que los dispositivos seleccionados muchas veces son obsoletos o, por el contrario, sobredimensionados para sus tareas principales. De igual forma, los diseñadores de estos sistemas eléctricos por lo general poseen un fabricante favorito específico, lo que implica que no consideren posibles avances y mejorías en otros campos desarrolladas por otros fabricantes. Todo e sto ocasiona que los sistemas eléctricos colombianos se encuentren por fuera de los grandes avances que se están desarrollando en el mundo. [4]

Ahora, si se tuviera una metodología de selección apropiada, o si los ingenieros encargados del diseño y construcción de diferentes sistemas eléctricos colombianos estuvieran familiarizados con las diferentes tendencias en desarrollo, la confiabilidad y calidad del servicio de éstos incrementaría considerablemente, logrando así el cubrimiento total del área sin interrupciones en el servicio, e ntre muchas otros beneficios.

Es por ello, que es de gran importancia fortalecer el desarrollo de diferentes metodologías de selección de cada uno de los dispositivos del sistema eléctrico en general, así como mostrar a los futuros ingenieros de éste país una línea nueva de desarrollo que aún no se ha contemplado por completo en la región, pero que se ha convertido en uno de los principales temas de desarrollo en las principales potencias del mundo.

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2. OBJETIVOS

2.1. OBJETIVO GENERAL

Selección e implementación de dispositivos IED para validación de protecciones eléctricas ante fallas en alimentadores de sistemas de distribución.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

i. Revisar estado del arte de las metodologías o algoritmos y los dispositivos electrón icos inteligentes (por sus siglas en ingles IED) implementados para detección de fallas.

ii. Identificar y caracterizar los dispositivos IED seleccionados e implementados.

iii. Definir una metodología para selección de dispositivos IED para implementar detección de fallas, mediante su comparación.

iv. Realizar simulación Hardware in the Loop para implementación de fallas en un escenario establecido de sistemas de distribución aplicando conocimientos revisados en protecciones eléctricas.

2.3. ALCANCE Y PRODUCTOS FINALES

- Análisis y estado del arte de metodologías o algoritmos implantados para detección de fallas: En la sección de marco teórico se encuentra un resumen de las diferentes normativas utilizadas para detección de fallas, así como métodos de ubicación utilizando diferente número de terminales.

- Informe de metodología de comparación y selección de dispositivos IED para detección de fallas: En los resultados se presenta un informe detallado del proceso realizado en la selección de dos relés para la implementación en un sistema de distribución simulado.

- Informe de validación mediante simulaciones del comportamiento del sistema de distribución típico a diferentes tipos de fallas, utilizando dispositivos IED en HIL: En la sección de resultados se presenta los diferentes casos realizados y simulados en el banco de pruebas diseñado.

3. DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIÓN DEL TRABAJO

Durante el desarrollo de un proyecto de sistemas de distribución en general, en la etapa de diseño detallado del sistema, todos los ingenieros encargados de su implementación tienen la tarea de especificar y calcular la coordinación de protecciones, cuyo objetivo es garantizar la integridad tanto de los operarios como de los equipos en los alimentadores del conjunto. En ésta etapa de selección, el diseñador debe especificar el dispositivo que se utilizará en su posterior construcción.

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En el contexto colombiano, el proceso de diseño de sistemas de distribución aún no contempla posibles implementaciones de temáticas de automatización avanzada (ADA). Es por ello que los operadores de red modelan y construyen sus sistemas utilizando tecnología obsoleta o, por el contrario, dispositivos sofisticados para funciones muy básicas, desaprovechando por completo las posibles características y las aplicaciones desarrolladas a nivel mundial a su alcance. [3]

Es por esta razón que en el presente proyecto de grado se desea exponer un diseño de la metodología de selección de dispositivos IED, de diferentes fabricantes, cuyo objetivo es cumplir con los requisitos mínimos durante la implementación de su coordinación de protecciones. De igual forma, se catalogará dos dispositivos IED disponibles para su validación, modelando así sus características y realizando un análisis de sus posibles implementaciones en automatización avanzada de sistemas de distribución.

4. MARCO TEÓRICO, CONCEPTUAL E HISTORICO

4.1. MARCO TEÓRICO

4.1.1.

Métodos en Detección de Fallas

Existen numerosas publicaciones las cuales abordan diferentes métodos para ubicación de fallas, cuyo estudio principal se basa en cálculos de corrientes, impedancias, entre otros. De acuerdo a esto, utilizando el estándar C37.114 del IEEE [1], el cual reúne tres diferentes tipo de metodologías de fallas: técnicas de medición en un terminal basado en Impedancia, métodos usando datos de dos terminales; y métodos tradicionales como llamadas de usuarios u operación de re conectadores, entre otros.

4.1.2. Técnicas de Medición en un Terminal Basados en Impedancia [1]

Para sistemas radiales, éste método se basa en el cálculo de la impedancia aparente vista desde un terminal. Para determinar el tipo de falla, es necesario la medición de voltaje línea neutro y las corrientes de línea de cada fase, tanto de pre-falla como post-falla. Por ésta razón, la utilización de dispositivos de medición es necesaria en los diferentes nodos del sistema.

 Método Simple con reactancia

En éste método, el dispositivo IED mide la impedancia aparente y posterior a esto calcula la relación entre la reactancia medida y la reactancia total de la línea. Ésta relación es proporcional a la distancia que se encuentra la falla. Es importante destacar que éste método asume que la resistencia de falla se encuentra en fase con la corriente en el punto de medición, además que no existe una corriente anterior a la falla. Por ésta razón, para fallas con resistencias altas, el algoritmo puede agregar considerable error por la reactancia la cual afecta, incrementando o disminuyendo la reactancia aparente de toda la línea.

 Método de localización sin el uso de impedancia de las fuentes

En éste método se eliminan las corrientes de la carga determinando e l cambio en la corriente ocurrido durante la falla, mediante el uso de superposición. De ésta forma, el método simple con reactancia,

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expuesto anteriormente, mejora su eficacia. Para éste método existen diferentes derivaciones, como por ejemplo, se usa la secuencia cero de la corriente en vez de la superposición.

 Método de localización usando la impedancia de las fuentes: Si las impedancias de las diferentes fuentes del sistema son conocidas, el método anterior puede ser calculado con mayor precisión. De igual forma, éste método no es sensible al efecto producido por las reactancias (compensación de la carga y la resistencia de falla, y el factor de distribución de corriente). Los errores ocurren en la precisión de la impedancia de las fuentes.

4.1.3. Métodos Con Uso de Datos de Dos Terminales

[1]

Es importante resaltar que el presente método de ubicación de fallas es comúnmente utilizado en líneas de trasmisión, o en sistemas de distribución con pocas ramificaciones. El cálculo de la ubicación de la falla usando las mediciones de dos terminales del sistema es similar a los expuestos anteriormente, diferenciándose en que ahora existe un factor principal que determina y minimiza el efecto del factor resistencia, carga, y corriente de carga; lo cual ayuda en la precisión del método. Es importante considerar que para éste método no es necesario la determinación del tipo de falla ocurrido en el sistema. Además, los componentes de la secuencia positiva son usados en mayor medida que la secue ncia cero, lo cual elimina los efectos adversos generados por ésta. Debido a que son necesarias las mediciones de cada terminal del sistema, es importante resaltar la necesidad del uso de dispositivos IED para tales fines, así como el uso de comunicación entre éstos.

Figura 1. Circuito unifilar y equivalente para una falla en sistemas radiales y líneas de trasmisión de dos fuentes. [1]

El método se basa básicamente en la relación voltaje/corriente en las tres fases, la impedancia y la distancia de la falla, obteniéndose las siguientes ecuaciones:

𝑉_𝐺𝐹 = 𝑚 𝑍_{𝐿𝑎𝑏𝑐} (𝐼_𝐺𝐹)_𝑎𝑏𝑐+ 𝑉_𝑓 𝑉_𝐻𝐹 = (1 − 𝑚)𝑍_{𝐿𝑎𝑏𝑐}(𝐼_𝐻𝐹)_𝑎𝑏𝑐+ 𝑉_𝑓

Donde Vgf es el voltaje entre el primer extremo y la falla, Vhf el de segundo con la falla, m la distancia de falla; tal y como se muestra en la Figura 1

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4.1.4. Algoritmo de Detección de Fallas desarrollado en la Universidad de los Andes

En la referencia [2] se explica una metodología para detección de fallas en sistemas de distribución radiales con generación distribuida, típicos de la región colombiana. El algoritmo de detección tiene como principio fundamental el desarrollo del algoritmo de caminos mínimos o Algoritmo de Dijkstra. Como su nombre lo indica, corresponde a un método de optimización gráfico el cual determina el camino más corto, o de menos valor en una red con diversos vértices. El método desarrollado está dividido en cinco pasos para la detección de la falla: Entrada de datos, Criterio de selección de corriente, Gráfica de costos invertidos, Algoritmo de Dijkstra, Vector de decisión de falla.

 Entrada de datos

Para poder identificar la falla, es necesaria la información de la topología del sistema, por lo que se desarrolla la matriz de incidencia. La matriz de incidencia está compuesta por cada nodo, representado en las columnas; y por cada arco, representado en las filas. Con ésta información, el software de simulación DSSim-PC podrá reconocer las conexiones, y la forma del sistema, así como el número de nodos. Es importante destacar que el algoritmo necesita la información de cada uno de los nodos del sistema, por lo que se asume que para cada uno es necesario un dispositivo IED.

 Criterio de selección de corriente

Una vez modelado el sistema con la matriz de incidencia, se procede a estimar la corriente de falla. Para esto, se escoge la corriente de fase con mayor magnitud de cada línea, para cualquier tipo de corto. Posterior a esto, las corrientes no asociadas con la falla son filtradas para aumentar el rendimiento del algoritmo. Existen valores de corriente que cambian con el tamaño del sistema, por lo que es necesario la elaboración de un criterio para el filtro de éstas corrientes cambiantes, mostrado a continuación:

𝐼 > 0.75 ∙ 𝐼𝑚𝑎𝑥

Por lo tanto, corrientes inferiores al criterio establecido, serán excluidas del algoritmo, asumiéndose que éstas no influyen en la falla.

 Gráfica de costos invertidos

Para la realización del algoritmo de Dijkstra, es necesario la representación gráfica del problema, por lo que es necesario utilizar la matriz de incidencia del problema. El primer paso a realizar es el cálculo del valor inverso de las magnitudes de corrientes previamente seleccionadas. Con ello, se asociará el valor de cada corriente no filtrada a cada arco del gráfico de Dijkstra, lográndose así encontrar el valor mínimo por cada camino.

 Algoritmo de Dijkstra

Una vez ordenado el problema, y asignado el valor de cada arco, es necesaria la realización del algoritmo, buscando así el vértice cuyo inverso de la corriente sea el menor. Con esto, el algoritmo logrará encontrar una pequeña zona donde se encuentre la falla, demarcando así el nodo, o el arco donde posiblemente se haya presentado el problema.

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 Vector de decisión de falla

En el paso anterior, el algoritmo de Dijkstra logró identificar el o los nodos fuertemente implicados en la falla. Por ello, es necesario que se establezca exactamente donde se generó la falla, generándose así el vector G que determina e informa la decisión del programa.

A continuación, en la Figura 2 se muestra el diagrama de flujo del algoritmo completo expuesto por el autor, donde se muestra cada uno de los procesos nombrados anteriormente.

Figura 2. Diagrama de flujo del algoritmo seleccionado [2]

4.2. MARCO CONCEPTUAL

4.2.1. Sobretensión [5]

Son perturbaciones que se superponen a la tensión nominal del sistema, las cuales pueden darse entre fases del mismo circuito (Modo diferencial) o entre fases y tierra (Modo común). Son difíciles de caracterizar debido a que su naturaleza es muy variada, permitiendo sólo una aproximación estadística. Sus peores efectos son el mal funcionamiento o la destrucción de los equipos, tanto para el suministrador como para el usuario. Los tipos de sobretensión se listan a continuación:

 Sobretensiones temporales: Son de larga duración (desde varios milisegundos a varios segundos), poco amortiguadas y de frecuencia igual o próxima a la de operación. Son generadas por: fallo del aislamiento, pérdida brusca de carga y/o resonancia y ferroresonancia.

 Sobretensiones de frente lento (swell): Son de corta duración (pocos milisegundos), fuertemente amortiguadas y se presentan con una gama de frecuencias que varía entre 2 y 20kHz. Son generados por: energización y reenganche de líneas, cortocircuitos y eliminación de cortocircuitos, maniobras co n corrientes inductivas o capacitivas o pérdida brusca de carga.

 Sobretensiones de frente rápido: Son generalmente unidireccionales, de duración muy corta y amplitud muy superior a la tensión de cresta nominal. Son generados por: sobretensiones por rayos en líneas aéreas, sobretensiones por rayos en estaciones receptoras o maniobras y cortocircuitos.

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4.2.2. Subtensión [6]

Las subtensiones de varias duraciones se conocen bajo diferentes nombres. Las subtensiones de corta duración son llamadas voltage sags o voltage dips, en cambio las subtensiones de larga duración son referidas simplemente como subtensiones. Un voltage sag es una reducción en la magnitud del voltaje de alimentación seguida por una recuperación después de un corto período de tiempo. Cuando en realidad se habla de una reducción en la magnitud del voltaje de duración finita (o voltage dip en terminología IEC) se mantiene un punto de debate, aunque la definición oficial es clara respecto a esto. De acuerdo a la IEC, un hueco de tensión (voltaje dip) es una reducción súbita en el voltaje de alimentación a un valor entre 90% y 1% del voltaje nominal, seguida por una recuperación entre 10 ms y 1 minuto después. Para la IEEE una caída de voltaje es únicamente una depresión (sag) si el voltaje de duración del sag está entre 10% y 90% del voltaje nominal. Los voltage sags son causados mayormente por fallas de cortocircuitos en el sistema y por el arranque de grandes motores.

4.3. MARCO HISTORICO

Actualmente, es indispensable para los proveedores en sistemas de distribución la optimización de sus mecanismos para recolección de fallas. Para ello, es necesario el desarrollo de diferentes algoritmos para la identificación de estas falencias en el sistema, aumentando así la confiablidad y robustez de éste. Existen diferentes métodos de identificación de estos eventos, donde el más común es el manual y/o visual. Además, se han utilizado diferentes metodologías que se pueden clasificar en dos grandes grupos: las que usan el modelo de la red y las que aprovechan otro tipo de información del sistema.

Los métodos basados en el modelo de la red (MBM) más comúnmente usados para localización de fallas, utilizan el valor RMS del fundamental de tensión y de corriente para estimar la impedancia medida desde la subestación del sistema de distribución hasta el lugar donde se encuentra localizada la falla. Esta impedancia es convertida a una distancia equivalente a partir de los parámetros eléctricos de la red; sin embargo, debido a la alta ramificación del sistema, existe una múltiple estimación de la sección que está bajo falla y además presentan el inconveniente de la alta dependencia del modelo del sistema [7]

5. METODOLOGÍA DEL TRABAJO

5.1. PLAN DE TRABAJO

A continuación, en la Figura 3 se presenta un diagrama de flujo con la metodología que se implementó para el desarrollo del proyecto. Como se puede observar, el trabajo inició con la revisión del estado del arte de los diferentes métodos utilizados para detección de fallas, expuesto anteriormente. De igual forma, se realizó una minuciosa búsqueda de la funcionalidad y hoja de datos de diferentes dispositivos IED utilizados en la actualidad, disponibles al público por cada fabricante.

Una vez realizada la búsqueda de información, se procedió a seleccionar las protecciones eléctricas de los dispositivos seleccionados, disponibles en el laboratorio de la Universidad de los Andes, para ser

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implementados posteriormente en el banco de pruebas. Además, paralelamente se trabajó en los criterios de comparación de la matriz para diferentes relés, utilizando únicamente sus hojas de datos, para que posteriormente se valide el peso apropiado de cada criterio en la implementación en el escenario real .

Por último, al validar los criterios de selección e identificar el peso apropiado en la matriz de comparación, y realizar una comparación física de los dispositivos probados, se realiza la posterior documentación y conclusiones mostradas en el presente informe.

Figura 3. Diagrama de flujo del proyecto realizado

5.2. BÚSQUEDA DE INFORMACIÓN

La búsqueda de información se realizó inicialmente consultando el estado del arte de las metodologías utilizadas para detección y localización de fallas, expuestos por diferentes autores del IEEE; y los proyectos realizados previamente por estudiantes de la Universidad de los Andes. Posterior a esto, se consultó diferentes dispositivos IED utilizados en la industria para protección de alimentadore s, de diferentes fabricantes, disponibles en catálogos en línea al público en general. Cabe resaltar que se consultó un dispositivo por cada fabricante, mencionados a continuación: ABB, Beckwith Electric, EATON, General Electric, Schneider Electric, SEL y Siemens.

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De igual forma, en la búsqueda y realización del escenario de simulación que representó un caso real, la información suministrada por el asesor ing. Gustavo Ramos PhD, junto con el estudiante de maestría David Celeita, fue de vital importancia, debido a que su experiencia ayudó a identificar las fallas comunes sufridas en sistemas de distribución típicos de la región.

6. TRABAJO REALIZADO

Como se explicó en el plan de trabajo, al inicio del proyecto se realizó el estado del arte de las diferentes metodologías de automatización avanzada en detección de fallas, presentadas en la sección Marco Teórico del presente informe. De igual forma, se expone la metodología implementada en proyectos desarrollados actualmente en la Universidad de los Andes.

Posterior a esto, se realizó una consulta minuciosa en los catálogos en línea de diferentes fabricantes, de donde se obtuvo seis hojas de datos de dispositivos IED utilizados en la industria para protección y monitoreo de alimentadores en sistemas de distribución. Con ésta información, y con los datos obtenidos en el estado del arte, se procedió a realizar una matriz inicial de comparación, donde se comparen cada uno de los diferentes dispositivos. Cabe mencionar que ésta matriz no contenía aún los pesos de cada uno de los parámetros de comparación para la realización del criterio de selección, los cuales serían identificados durante la simulación HIL del banco de pruebas. A continuación se presenta la elaboración de la matriz de selección inicial.

6.1. SELECCIÓN DE CRITERIOS PARA MATRIZ DE COMPARACIÓN

En la sección 11 de anexos se muestra los criterios más importantes y necesarios para la implementación de protecciones eléctricas ante fallas en alimentadores de sistemas de distribución , implementados posteriormente en la comparación con su respectiva descripción. Ahora, se mostrará la matriz iniciar realizada para su posterior validación.

6.2. ELABORACIÓN DE LA MATRIZ INICIAL

Una vez explicado cada parámetro necesario para la realización de la matriz, se procede a realizar la comparación con cada dispositivo IED consultado. Cabe mencionar que la obtención de la información se realizó con hojas de datos disponibles al público por cada fabricante. A continuación, en la Tabla 1 se observa un borrador de la matriz con siete equipos diferentes de diferentes marcas.

Como se puede observar, en la matriz de comparación se resalta dos relés: SEL-751 de SEL, y M-7679 de Beckwith Electric. Se tuvo en cuenta éstas unidades de relé debido a que son los que actualmente se encuentran en las instalaciones de la Universidad de los Andes, y serán los que se compararán en el banco de pruebas para la realización del objetivo iv. En la Tabla 1 se puede observar que se tuvieron en cuenta diferentes parámetros de comparación, por fuera a los nombrados en el presente proyecto de grado. Esto se realizó, debido a que se desea realizar una matriz completa, que pueda utilizarse para la comparación en diferentes campos de investigación.

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Tabla 1. Matriz de comparación realizada con diferentes dispositivos IED de diversos fabricantes.

Sel-751 M-7679 REF-620 EDR-5000 GE-350 P-140 7SJ64

SEL Beckwith

Electric ABB EATON

General Electric

Schneider

Electric Siemens

Ethernet Si Si Si Si Si Si Si

USB No Si No Si Si No No

RS 232/EIA232 Si Si Si Si No Si Si

ModBus TCP Si Si Si Si Si Si Si

IEC 60870 No Si* Si No Si Si Si

IEC 61850 Si Si* Si Si Si Si Si

DNP3 Si Si Si No Si Si Si

RS 485/EIA485 SI Si Si Si Si Si Si

Serial fiber-optic Si Si Si Si No Si Si

High Impedance fault

detection Si Si* Si No No Si Si

Arc Fault detection Si No Si Si Si Si Si

21FL - Fault Locator Si Si* Si No No Si Si

60FL - Fuse Failure Si Si Si No Si Si Si

50BF - Breaker Failure Si Si Si Si Si Si Si

25 - Synchronism Check SI Si Si Si No Si Si

27 - Undervoltage Si Si Si Si Si Si Si

37 - Loss of fase No No Si No No No Si

46 - Negative Secuence

Overcurrent No Si Si Si No Si Si

47 - Negative Secuence

Overvoltage No Si Si Si No Si Si

49 - Thermal protection Si No Si No Si Si Si

50 - Instantaneous

Overcurrent Si Si Si Si Si Si Si

51 - AC Inverse Time

50G/51G - Ground overcurrent and inverse time-overcurrent

Si Si Si Si Si Si Si

50N/51N - Neutral overcurrent and inverse time-overcurrent

Si Si Si Si Si Si Si

55 - Power Factor Si No No No No No Si

59 - OverVoltage Si Si Si Si Si Si Si

67 - AC Directional

74TC trip circuit supervision

79 - AC Autoreclosing Si Si Si No Si Si Si

81 - Over/under frecuency Si Si Si Si Si Si Si

87- Differential Protection No No Si No No No No

Load profile monitoring Si Si Si No No No No

52 - Circuit Breaker

Condition Si Si Si Si Si Si Si

Trip Circuit Monitoring Si Si Si Si Si Si Si

Oscilloscope measurement No Si Si Si No No Si

Harmonic measurement Si Si Si Si No No No

RT Voltage measurement Si Si Si Si Si Si Si

RT Current measurement Si Si Si Si Si Si Si

RT Frecuency

measurement Si Si Si Si Si Si Si

RT Power measurement Si Si Si Si Si Si Si

IEEE C37.118

Synchrophasors Si

Data stored Si Si Si Si Si Si Si

Fault type report Si Si Si Si Si Si Si

trip data report Si Si Si No Si Si Si

Event report Si Si Si Si Si Si Si

Operating temperature

range -40 a 85 °C -40 a 85 °C -25 a 55 °C -20 a 60 °C -40 a 60 °C -25 a 55 °C -40 a 85 °C Power supply input

operating voltage range

24/48Vdc, 125/250Vdc,

90-280 Vac/90 - 315 Vdc

24, 30, 48, 60 Vdc

24 - 270 Vdc / 48 - 230 Vac

120 - 240 VAC / 125 - 250

48 - 125 Vdc / 30 - 110 Vac

Ac currents Inputs 1A /5A 1 A/5 A 1A/5A 1A/5A 1A/5A 1A/5A 1A/5A

Ac Voltage inputs range 100Vac /

110Vac / 100Vac / 120Vac / 100Vac / 110Vac / 100Vac /

110Vac / 50 to 240 V

100 - 120Vac / 380 - 480Vac 0 to 200 V

Operating altitude 2000m N/D 2000m 2000m 2000m 2000m 2000m 1750 US No disponible No disponible No disponible 2500 US No disponible No disponible

https://www.selinc.com/SEL-751/http://www.beckwithelectric.com/products/m-7679.htmlhttp://www.abb.com/product/db0003db004281/cf1dcec7271a91e6c1257abb00310053.aspx?productLanguage=us&country=COhttp://www.eaton.com/Eaton/ProductsServices/Electrical/ProductsandServices/ElectricalDistribution/ProtectiveRelays/DistributionRelays/E-SeriesRelays/EDR-5000/index.htmhttp://www.gedigitalenergy.com/multilin/catalog/350.htm#pandchttp://www.schneider-electric.co.uk/sites/uk/en/products-services/mv-distribution-energy-automation/products-offer/medium-voltage-protection-relays/micom-px40-series/micom-p14x.pagehttp://w3.siemens.com/smartgrid/global/en/products-systems-solutions/protection/overcurrent-feeder-protection/pages/7sj64.aspx Link de información

ANSI Protection device

Monitoring

Data Storage and reporting

Hardware

Cost Criterio

Unidad de Relé

manufacturer

Communication

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6.3. SELECCIÓN DE LAS PROTECCIONES IMPLEMENTADAS EN SIMULACIÓN HIL

Para poder seleccionar correctamente las protecciones y elementos para su posterior prueba, es necesario describir los equipos utilizados en la simulación HIL. Cabe resaltar que las limitaciones para la validación de cada uno de los ítem están acotados por los equipos disponibles en la Universidad de los Andes.

Cabe mencionar que los dos dispositivos IED seleccionados para la prueba fueron SEL-751 de SEL, y M-7679 de Beckwith Electric; además ambos poseen las protecciones probadas. Es por ello que a continuación se exponen las protecciones validadas.

 Protección para Sub-Voltaje – ANSI 27

Puesto que en el proyecto de grado de ingeniería electrónica se diseñó el circuito amplificador de voltaje, se puede simular un escenario con voltajes entre los 0 y 120 V. Por esta razón, utilizando el banco de pruebas se logró implementar un escenario donde el voltaje cayó por debajo de los límites permitidos debido a una falla.

 Protección para Sobre-Voltaje – ANSI 59

De igual forma, debido a que se diseñó un circuito amplificador de voltaje en el proyecto de grado de ingeniería electrónica, si se trabaja entre los límites antes establecido, se puede configurar la escala del PT de cada uno de los IED para que éste voltaje sea entendido de diferentes formas. Se generó un escenario de falla en donde el voltaje se incrementó por fuera de los límites establecidos.

 Protección para Sobre Corriente Instantánea – ANSI 50

Cabe mencionar que, puesto que únicamente se tiene disponible un amplificador de potencia y una carga electrónica, se logró realizar un escenario de corriente para una sola fase . Para ello, se han realizado escenarios con medición en una sola fase, para diferentes tipos de fallas como son trifásicas a tierra, bifásicas a tierra, bifásicas y monofásicos a tierra.

 Protección para Sobre Corriente inversa temporizada – ANSI 51

De igual forma a la anterior, solo se puede modelar las diferentes curvas TCC para una sola fase. Para ello, se han realizado escenarios con mediciones en una sola fase, para diferentes tipos de fallas como son trifásicas a tierra, bifásicas a tierra, bifásicas y monofásicas a tierra, tomando las oscilografías brindadas por cada dispositivo, verificando así sus tiempos de reacción. Éstos resultados se mostraran posteriormente.

 Re cierre Automático – 79

Este ítem, a diferencia de ser una protección, corresponde a una característica del IED para el despeje automático de las fallas. Sin embargo, es importante mencionar que el dispositivo IED de Be ckwith Electric únicamente permite el accionamiento de ésta característica ante fallas de sobrecorriente; a diferencia del dispositivo de SEL el cual permite utilizar ésta característica ante cualquier tipo de falla.

(20)

Posterior a esto, se procedió a generar los casos de estudio en donde se puedan implementar y comprobar el funcionamiento de las protecciones antes mencionadas. Para ello, se tuvieron en cuenta las definiciones de sobre y sub voltaje expuestas en el marco conceptual. A continuación se presenta el escenario de prueba realizado.

6.4. GENERACIÓN DE SISTEMAS DE PRUEBA

6.4.1. Descripción del Sistema

Una vez establecidas las diferentes protecciones que se desean implementar, se procedió a realizar el sistema de prueba real en donde se puedan presentar cada uno de las fallas. Para ello, se estudió un sistema urbano simple de media tensión compuesto por dos cargas fundamentales, en diferente localización, las cuales están conectadas al sistema eléctrico por medio de un transformador y dos interruptores, como se muestra en la Figura 4.

Figura 4. Escenario de prueba utilizando DSSim-PC

Para el cálculo de las matrices de impedancia de cada línea, se utilizó como referencia el sistema IEEE de 13 nodos, disponible en [8]. De igual forma, se consultó la normativa colombiana para construcción de líneas de distribución aéreas urbanas para media tensión, suministrada por Codensa [9], donde se muestra que la estructura es igual a la utilizada en el reporte del IEEE. En la Figura 5 se muestra la estructura utilizada para modelar la impedancia de las líneas del sistema. Cabe resaltar que las unidades de longitud de la estructura se encuentran en pies.

En la Figura 6 se muestra los valores obtenidos del reporte IEEE de 13 nodos [8], donde se muestra las impedancias para cada secuencia de cada línea. Para la selección del conductor, se tuvo en cuenta las corrientes nominales del sistema las cuales son de aproximadamente 585A para L2 y 145A para L1; con

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esto se logró dimensionar el cable ACSR de calibre 500 kcmil y 4/0 kcmil respectivamente. La longitud de estos se estimó como el de una acometida estándar, por lo que se estableció un valor de 30 metros para ambas.

Figura 5. Estructura aérea trifásica para sistemas de distribución urbanos [8]

Figura 6. Matriz de impedancia de línea N2-N3 y N2-N5 respectivamente [8]

De igual forma, en la Tabla 2 se muestra el transformador utilizado en la simulación, el cual corresponde al mismo utilizado en el reporte. La conexión del transformador se realizó delta-wye, aterrizando el circuito directamente a tierra. Cabe mencionar que el sistema está compuesto p or dos tensiones nominales: 12,66 kV y 4,16 kV.

Para la selección de las cargas, se estableció el modelo de consumo de potencia constante para cada una. Ahora, como se explicó en el marco conceptual, si a un sistema de distribución cualquiera se desconecta cargas considerablemente grandes en consumo de potencia, el perfil de voltaje se verá incrementado

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notablemente. De igual forma, si el equivalente de corto circuito de la fuente es demasiado bajo, para éste caso la subestación, los cambios abruptos de consumos pueden llegar a generar efectos transitorios en la tensión del sistema, o puede descompensar completamente por largos periodos de tiempo el conjunto de elementos.

Por esta razón se decidió que la cargabilidad del sistema sea relativamente descompen sada, es decir, que el consumo de la carga LD_2 sea aproximadamente cuatro veces mayor al consumo de la carga LD_1. Con esto, si se desconectase por cualquier motivo LD_2, el perfil de voltaje en el nodo 2 y de todos los nodos aguas arriba subirán considerablemente, generando un escenario perfecto para la protección de sobretensión.

Tabla 2. Parámetros del sistema simulado

Elemento Característica Valor

Subestación Voltaje Nominal 12,66 kV

Frecuencia 60 Hz

Corriente de Corto 3F 1400 A Corriente de Corto 1F 475 A

Transformador Tr_1

Potencia Nominal 5 MVA

Reactancia del Trafo H-L 10%

Voltaje Primario 12,66 kV

Conexión primario delta

Voltaje Secundario 4,16 kV

Conexión Secundario wye

Línea N2-N5 Fases 3p

Configuración A,B,C

Linecode mtx601

Longitud 30m

Elemento Característica Valor

Línea N2-N3

Fases 3p

Configuración A,B,C

Linecode mtx602

Longitud 30m

Carga LD_1 Voltaje Nominal 4,16 kV

Potencia Activa Nominal 1140 kW

Factor de potencia 0,95

Conexión Wye

Modelo P y Q Cte

Carga LD_2 Voltaje Nominal 4,16 kV

Potencia Activa Nominal 4560 kW

Factor de potencia 0,95

Conexión Wye

Modelo P y Q Cte

Para modelar éste tipo de escenarios, se idealizó el contexto como alimentadores con dos usuarios en diferentes locaciones pero conectados al mismo transformador, donde el consumo del primero es cuatro veces más grande que el segundo. Es por ello que, si durante el consumo del usuario 2 ocurre una falla en su línea o en su carga, deberá actuar una protección de sobre corriente desconectándolo del sistema en general. Al lograr ésta desconexión, puesto que la gran cantidad de corriente es liberada, el perfil de voltaje en los demás equipos verá su incremento considerable. Si el transformador es de tap constante, y además el sistema no posee reguladores de voltaje o autotransformadores, éste pico de tensión durará más de lo previsto y puede generar fallas en los sistemas anexos a la carga.

Este perfil de voltaje se encuentra descrito en la curva CBEMA, donde se especifica la duración de los picos de voltaje, así como su magnitud en funcionamiento normal. A continuación en la Figura 7 se muestra la curva CBEMA que estipula la calidad del perfil del voltaje.

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Figura 7. Curva CBEMA de calidad de la tensión [10]

En la Figura 7 se observa los diferentes rangos de tolerancia dependiendo la duración. Cabe resaltar que según la normatividad colombiana, el rango de voltaje continuo permisible es entre el 0.95 y 1.05 p.u.

6.4.2. Simulación del Sistema

Una vez especificado el escenario, se procedió a realizar el flujo de carga y el comportamiento en corto circuito. Para ello, se utilizó la herramienta computacional DSSim-PC, donde se modeló todo el sistema antes descrito. En la Figura 8, se presenta el circuito en estado estable, sin fallas y con las cargas al 100%.

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Ahora, es necesario analizar los diferentes tipos de falla ocurridos en el nodo 6. En la Figura 9, se observa el sistema ante una falla trifásica a tierra en el nodo 6. Cabe mencionar que éste escenario es el único que se puede recrear en el banco de pruebas, debido a la limitación en equipos. Las corrientes de corto circuito del sistema diseñado para diferentes tipos de fallas se muestran en la sección 11.2, Anexos.

Figura 9. Análisis de corto circuito, con falla trifásica a tierra en el nodo 6

Ahora, en la Figura 10 se muestra el sistema de prueba ante una desconexión de la carga mayor LD_2. Es importante analizar éste escenario, debido a que se espera que la protección del switch SW_2 actué ante las fallas descritas anteriormente y desconecte la carga LD_2. Se puede notar que el voltaje en el nodo 3 incrementa considerablemente de 2420 V (1.01 p.u) a 2746 V (1.14 p.u). Con esto, se puede recrear perfectamente el escenario para la protección de sobretensión.

(25)

7. VALIDACIÓN DEL TRABAJO

7.1. Metodología de prueba

Para la validación de las protecciones eléctricas antes mencionadas y, de igual forma, para la implementación de los pesos para los criterios de selección, se realizó una simulación Hardware in the Loop en el banco de pruebas desarrollado para el proyecto de grado de electrónica.

Una vez implementada la simulación HIL, se obtuvieron las oscilografías de los dispositivos IED utilizados, con las cuales se observa el comportamiento y la velocidad de reacción de cada dispositivo, así como la velocidad de iteración del programa realizado para la generación y obtención de señales.

Paralelamente a esto, se comparó el funcionamiento, la interfaz humano máquina, la curva de aprendizaje del uso, las protecciones disponibles, entre otras; de cada uno de los IED con objetivo de elaborar una matriz de comparación adecuada, y establecer un criterio de selección válido para la implementación de protecciones eléctricas. A continuación, en la Validación de los resultados del trabajo se observan los resultados obtenidos.

7.2. Validación de los resultados del trabajo

Una vez implementado el sistema y escogidas las protecciones que se desean evaluar, se procedió a realizar la simulación HIL en el banco de pruebas. A continuación se presentan los resultados obtenidos y su análisis correspondiente para cada caso. Las oscilografías presentadas se obtuvieron de cada dispositivo IED utilizado.

7.2.1. Oscilografías del Banco de Pruebas

 Validación protección de sobrecorriente en SW_2

Para la validación del circuito mostrado en la Figura 8, se procedió a activar las correspondientes protecciones para cada caso. En la Figura 11 se muestra la curva TCC implementada para validar la protección ANSI 51 para sobrecorriente inversa temporizada de cada fase, obtenida del software provisto por el fabricante del relé Beco. Se puede observar que el tiempo máximo de falla es de 0.08s, es decir aproximadamente 5 ciclos.

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Figura 11. Curva TCC utilizada para la protección de sobrecorriente

Ahora, de lo anterior se sabe que si la falla dura 8 ciclos o menos, la protección del IED no debe abrir el interruptor, tal y como se muestra en la Figura 12. En la oscilografía se observa que para una falla implementada de corta duración en el nodo N_6, de aproximadamente 4 ciclos, el relé no dispara la protección. De igual forma se observa que para la falla, puesto que es a trifásica a tierra, el perfil de voltaje aguas arriba del interruptor cae a cero.

Figura 12. Oscilografía falla de Sobrecorriente de corta duración, sin disparo del IED. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1

En la Figura 13, en cambio, se muestra la oscilografía para una falla trifásica a tierra de 6 ciclos. Como se puede observar, durante la falla en el nodo N_6 la magnitud de la corriente por ese ramal aumentó considerablemente desde 608A, su valor nominal, hasta 2043 A, su valor en falla. De igual forma, se muestra que la duración de la falla supera los 6 ciclos por lo que el dispositivo IED dispara la protección, representada por una línea vertical roja. Ahora, se observa que el banco de pruebas demora 3 ciclos posterior al disparo para despejar la falla, por lo que el aislamiento total de la falla se realiza en 9 ciclos

(27)

de 60 Hz, es decir, aproximadamente 100 ms. Ahora, se muestra que el perfil de voltaje aguas arriba durante la sobrecorriente se cae a 0V.

Figura 13. Oscilografía de falla de sobrecorriente con disparo del IED en SW_2. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1

 Protección Por Sobretensión en SW_1

De la misma manera, a continuación en la Figura 14 se observa el disparo para la protección de sobretensión resultante por la desconexión de la carga L_2, con medición en el nodo N_3 ubicado al otro ramal del sistema.

Figura 14.Oscilografía de falla trifásica, aislamiento de la falla y disparo de IED en SW_1. Relación PT: 40:1.

En la oscilografía anterior, se puede observar tres perfiles de voltaje: durante los primeros 20 ciclos se observa el voltaje nominal después del PT en 120 V; posterior a esto se detalla un SAG de duración 9 ciclos, producto de la falla antes de su aislamiento; por último se observa un aumento del voltaje al

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momento de la desconexión de L_2, aproximadamente en 136V. En el instante que su be el perfil de voltaje el IED dispara la protección, representada por la línea vertical roja, generando un último perfil de voltaje de aproximadamente 139V por la desconexión de la carga L_1.

 Reconexión IED de SW_2, disparado por sobrecorriente

A continuación, en la Figura 15 se muestra un intento de reconexión para una sobrecorriente ocurrida en el nodo N_6. Como se puede observar, durante el ciclo 10 el dispositivo IED intenta reconectarse. Sin embargo, se puede evidenciar por la magnitud de corriente que el sistema aún se encuentra en falla, por lo que el relé espera nuevamente los ciclos mínimos establecidos por la curva TCC y ocurre un segundo disparo de la protección. Nuevamente, el tiempo de falla y disparo es de 9 ciclos, aproximadamente 100 ms.

De igual forma a la antes mencionada, el perfil de corriente durante la falla trifásica a tierra es de 2043 A, generando una caída de voltaje en el nodo 5 a 0V durante éste intervalo de tiempo, convirtiéndolo en un SAG o subtensión temporal.

Figura 15. Oscilografía intento de reconexión de IED en SW_2. Aún no se despeja la falla. Relación PT: 40:1; Relación CT: 1200:1

Por otra parte, en la Figura 16 mostrada a continuación se puede observar una secuencia de reconexión exitosa en el interruptor SW_2. Como se evidencia, durante el intento de reconexión la corriente se encuentra en ese ramal es de aproximadamente 608 A, la cual corresponde al funcionamiento en normalidad. Por esta razón, no se lanza ningún disparo y paralelamente el perfil de voltaje aguas arriba, en el nodo N_5, baja de 135V a 122V aproximadamente. Una vez restablecido el servicio y reconectada la carga L_2, el perfil de voltaje de todo el sistema se estabiliza en sus valores nominales, permitiendo al otro IED iniciar su secuencia de reconexión.

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Figura 16. Oscilografía intento de reconexión exitoso. La falla ya se despejó. Relación PT: 2:1; Relación CT: 1200:1

 Reconexión IED de SW_1, disparado por sobretensión

A continuación, en la Figura 16 se la secuencia de reconexión del relé ubicado en el interruptor SW_1, con medición de tensión en el nodo N_3. En ésta oscilografía se presenta tres perfiles de voltaje diferentes: en el intervalo de 40 a 42.5 ciclos corresponde a la tensión con los dos interruptores abiertos, con voltaje de aproximadamente 139V; en el intervalo de 42.5 a 47.5 ciclos se observa la reconexión del relé en SW_2, puesto que su voltaje se ve reducido a 123V; por úl timo, desde el punto 47.5 hasta el final se observa la reconexión del IED en SW_1, atenuando levemente el voltaje a 120V, mostrando una reconexión exitosa.

(30)

7.2.2. Validación de Matriz de Selección para Protecciones Eléctricas

Una vez interactuado con los dos dispositivos IED, se procedió a realizar una matriz de comparación específica para la selección de protecciones en alimentadores de sistemas de distribución. Es importante mencionar que la prueba anteriormente descrita se realizó dos veces, intercambiando los IED seleccionados. Los resultados obtenidos en ambos casos fueron similares, con algunas diferencias listadas a continuación.

Como se puede observar en la matriz de comparación, se re validaron los criterios de selección establecidos inicialmente. De igual forma, con la implementación se obtuvo un criterio fundamental para su evaluación y para la selección de porcentajes. Como resultado principal se obtuvo que el IED SEL, con un puntaje de 8.94, cumple mejor las funciones de protección básicas utilizadas en el presente proyecto de grado, contra el IED de Beckwith Electric con puntaje de 7.87. Cada parámetro se de scribe detalladamente en la tabla mostrada a continuación. Para la selección de los porcentajes, se tuvo en cuenta los principales problemas y sus resultados correspondientes, entregando así prioridad a los aspectos desarrollados en la simulación HIL.

Tabla 3 Matriz con criterio de selección para Protecciones Eléctricas

M-7679 Calificación SEL-751A Calificación

50 ANSI

Protección para sobrecorriente instantánea

Posee intervalos de corrientes de operación de 0.02A hasta 20A

10

Posee intervalos de corrientes de operación de 0.1A a 20A

10 Ambos dispositivos cumplen

satisfactoriamente éste ítem 4

51 ANSI

Protección por curva TCC de sobrecorriente

El IED posee 3 curvas

ANSI y 3 curvas IEC. 7

El IED posee 5 curvas ANSI y 5 curvas IEC, Trip y close programable

10

El IED BE tuvo problemas de disparo para tiempos menores a 8 ciclos

10

27 ANSI

Protección para Subtensión temporizada

Posee intervalos de operación entre 10V a 300V

8

Posee intervalos de operación entre 2V a 300V. Trip o close

programable

7

El IED SEL no puede operar con voltajes nominales de operación menor a 100Vll

4

59 ANSI

Protección para sobretensión temporizada

Posee intervalos de operación entre 10V a 300V

8

Posee intervalos de operación entre 2V a 300V. Trip o close

programable

7

El IED SEL no puede operar con voltajes nominales de operación menor a 100Vll

8

79 ANSI Re cierre 4 Trips configurables,

control de tiempo y reset 7

4 Trips configurables, control de error de trip, y función lógica programable para cualquier protección

10

El IED BE no intenta reconexión para fallas diferentes a sobrecorriente. El IED BE no controla el tiempo reconectado

10

Oscilografias Generación de _{Oscilografías}

Realiza oscilografías con disponibilidad de modificar el número de ciclos, y el tiempo de pre falla

7

Realiza oscilografías modificando el tiempo de pre falla, indicación de fasores, señales del IED y el numero de ciclos

9

El IED BE genera reportes desordenados y en diferentes archivos. El IED SEL muestra hasta 64 ciclos después de ocurrida la falla

10

Eventos Informe de EventosGenera un reporte

extraíble vía USB 8

Genera reportes exportables en formato .txt

Porcentaje

Protecciones implementadas

Reporte de Eventos

Beckwith Electric (BE) SEL

Descripción

Criterio de Selección Observación

(31)

7.2.3. Validación de Matriz de Selección para ADA

Ahora, se realizó una segunda matriz de comparación, en la que se tuvo en cuenta diferentes parámetros relacionados a la implementación de aplicaciones en la temática de automatización de sistemas de distribución. Como se puede observar en la matriz de comparación, se re validaron los criterios de selección establecidos inicialmente. De igual forma, con la implementaci ón se obtuvo un criterio fundamental para su evaluación y para la selección de porcentajes.

Como resultado principal se obtuvo que el IED SEL, obtuvo la mayor calificación ante tres de cuatro aplicaciones ADA. En éstas, se tuvieron en cuenta diferentes parámetros, los cuales fueron escogidos durante el desarrollo paralelo de proyectos de grado en el laboratorio de la Universidad de los Andes, donde se requería uso de relés. Por cada aplicación de automatización de sistemas de distribución, se encuentra sus respectivos parámetros, calificación y observaciones obtenidas durante la implementación de éstos. De igual forma, se realiza una calificación empírica, destacándose alguno de los dos por encima de su contendor. Con ésta metodología existente, se logrará desarrollar comparaciones entre IED de diferentes fabricantes, relacionando su aplicación en temáticas actuales de ADA.

Amigabilidad del software

Software muy amigable con el usuario, fácil de utilizar

10

Software estándar, debe ser utilizado con la ayuda del manual

8

El software de BE es mucho más interactivo, gráfico y fácil de utilizar

4

Muestra de datos

Software muy amigable, muestra cada una de las salidas, entradas, voltajes y corrientes

10

Software muy amigable, muestra cada una de las salidas, entradas, voltajes y corrientes

Aprendizaje de usuario

Curva de aprendizaje

Relé fácil de utilizar, curva de aprendizaje rápida para sus funciones básicas

9

Relé medio de utilizar, curva de aprendizaje moderada para el uso de funciones básicas

8

El software de BE es muy gráfico, lo que facilita el aprendizaje.

5

Programación de protecciones

Fácil de realizar mediante software y mediante panel frontal

10

Fácil de realizar mediante software y mediante panel frontal

Programación de Entradas y Salidas

Limita el uso de entradas y salidas diferentes a las programadas por fábrica

5

Libre de programación, salidas y entradas completamente disponibles para la implementación de diferentes tareas

10

El software SEL permite modificar la gran mayoría de parámetros, entradas y salidas, permitiendo abrir las funciones de éste

10

Personalización del dispositivo

Panel frontal y LEDS

Permite programar algunos leds. No permite modificar la función de los botones

5 Totalmente libre de

programación 10

El software SEL permite modificar todos los parámetros establecidos

2

TCP/IP

Permite monitorear, adquirir y modificar datos

10

10 3

FTP No posee el protocolo 0

10 3

USB

10 No posee el protocolo 0 3

GPS

Permite adicionar un elemento para cumplir ésta funcionalidad

10

Permite adicionar un elemento para cumplir ésta funcionalidad

Precio aprox $2000 US 10 aprox $2200 US 9 8

7.87 8.94 100

Interfaz TOTAL Protocolos utilizados Comunicacione s Precio Estimado Programación de funciones Interfaz Humano Máquina y programación de funciones

(32)

Tabla 4. Matriz con criterio de selección para ADA

Beckwith

Electric (BE) SEL 751A Calificación Calificación

Comunicación

Protocolos y puertos para comunicación entre dispositivos y servidores

7 10

El IED de SEL posee protocolo IEC61850. Ambos poseen MODBUS y DNP3

14

Medición RT de Líneas

Medición en tiempo real de voltaje y corriente, para toma de decisiones

10 10 Ambos IED cumplen con los _{requerimientos} 13

Fault Detector

Detector de diferentes fallas (alta impedancia, arco eléctrico, en interruptor, etc.)

6 8

Ninguno posee fault locator. IED SEL posee detección de arco. Ambos tienen breaker failure

12

Protecciones ANSI de Sobrecorriente

Correcto Accionamiento de las curvas TCC, y su configuración

9 8

Ambos cumplen con las protecciones. Empiricamente, el tiempo de reacción del BE es menor al SEL

14

Protecciones ANSI de Voltaje

Correcto Accionamiento de los disparos por perfiles de voltaje

9 8 IED de BE posee más disparos para

éstas protecciones 14

Reconexión

Función necesaria para el despeje de fallas temporales

8 9

IED de SEL permite reconexión ante cualquier falla. BE restringe a unicamente a ANSI 50 y 51

15

Libertad de Programación

Accesibilidad a todos los puertos, entradas, salidas, variables, entre otros.

6 8

IED SEL permite personalizar y programar todas las funciones requeridas. IED BE no da ésta libertad

18

7.8 8.69 100

Criterio de Selección Para automatización Avanzada en Sistemas

de Distribución Descripción IED Observación Porcentaje Calificación Localización de Fallas Comunicación

7 10

16

10 10 Ambos IED cumplen con los

requerimientos 18

Protección de Sincronización

Permite verificar fase y perfil de voltaje al cerrar un interruptor

requerimientos 16

Tiempo de Cierre Si éste es menor, los _{transitorios son reducidos} 9 8 El tiempo de operación del IED BE _{es levemente menor al IED SEL} 25

Tiempo de Apertura Si éste es menor, los

transitorios son reducidos 9 8

El tiempo de operación del IED BE es levemente menor al IED SEL 25

8.7 8.68 100

Comunicación

7 10

15

requerimientos 15

Protecciones ANSI de Sobrecorriente

Correcto Accionamiento de las curvas TCC, y su configuración

9 8

Ambos cumplen con las protecciones. Empiricamente, el tiempo de reacción del BE es menor al SEL

20

Libertad de Programación

Accesibilidad a todos los puertos, entradas, salidas, variables, entre otros.

6 9

IED SEL permite personalizar y programar todas las funciones requeridas. IED BE no da ésta libertad

25

Disponibilidad de grupos de programación

Necesaria para tener diferentes curvas TCC, para el cambio de las cargas

9 7

El IED de SEL posee 3 grupos de programación. El IED de BE posee 5 grupos de programación

25

8.1 8.6 100

Calificación Calificación Reconfiguración

Protecciones Adaptativas